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ENGIE Audit Report / Information 2018
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Audit Report / Information
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Publication
ENGIE Deutschland AG
Berlin
Befreiender Konzernabschluss gem. § 291 HGB
zum Geschäftsjahr vom 01.01.2018 bis zum 31.12.2018
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 2018" der ENGIE-Gruppe (http://library.engie.com).
6 Finanzinformationen
6.1 Prüfung der Finanzlage
6.1.1. Lagebericht
6.1.1.1 ENGIE Ergebnisse 2018
Die im Folgenden präsentierten bereits veröffentlichten Angaben zu den Finanzen wurden neu berechnet, um (i) die Auswirkungen der Anwendung der neuen Standards IFRS 9 - Finanzinstrumente und IFRS 15 - Erlöse aus Verträgen mit Kunden und (ii) die Darstellung des im Juli 2018 verkauften Upstream-Liquefied-Natural-Gas(LNG)-Geschäfts von ENGIE in den Abschlüssen per 31. Dezember 2017 (in der Gewinn- und Verlustrechnung, in der Gesamtergebnisrechnung und in der Kapitalflussrechnung) als "Aufgegebene Geschäftsbereiche" zu berücksichtigen, da es sich nach IFRS 5 - "Zu Veräußerungszwecken gehaltene langfristige Vermögenswerte und aufgegebene Geschäftsbereiche" um einen separaten wesentlichen Geschäftszweig handelt. Eine Überleitung der veröffentlichten Daten auf die neu berechneten Vergleichsdaten wird in Anhang 2 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2017" zum Konzernabschluss dargestellt.
Wichtige finanzielle Meilensteine 2018
Die Ergebnisse 2018 entsprechen den Zielen: Der Konzernanteil am periodischen Jahresüberschuss liegt bei 2,5 Mrd. €, die Kennzahl Nettoschuld/EBITDA bei 2,3x.
Das stabile EBITDA beweist, wie robust das Geschäftsmodell von ENGIE mit seiner positiven Grunddynamik in den Wachstumssegmenten ist, die die ungünstigen Auswirkungen ungeplanter Wartungsarbeiten in belgischen Kernkraftwerken, negative Folgen von Wechselkursen und eine Verwässerung aus Veräußerungen auffangen.
Ein solides organisches (1) Wachstum beim EBITDA (5 %), angestoßen durch Fortschritte bei den wichtigsten Wachstumstreibern der Gruppe: insbesondere den erneuerbaren Energieträgern und den B2B- und B2T-Lösungen.
Verringerung der Nettoschuld (1,4 Mrd. € gegenüber Ende 2017) durch einen robusten operativen Cashflow (2) und Veräußerungen. Die Finanzstruktur der Gruppe ist solide, wie Rating-Agenturen bestätigen, die ENGIE diesbezüglich als Branchenführer setzen.
Die strategische Leistung der Jahre 2016-2018 auf den Punkt gebracht: ein neu geordnetes Asset-Portfolio, geringeres Risiko bei Commodities, verringerter CO2-Fußabdruck und ein verbessertes Wachstumsprofil. Eine Transformation, die von einer Portfolio-Rotation (Veräußerungen in Höhe von 16,5 Mrd. € (3) nahezu abgeschlossen), strategischen Investitionen (14,3 Mrd. € (4) Capex aus Wachstum reinvestiert), Effizienz (eingesparte Kosten von 1,3 Mrd. € seit 2015), der Entwicklung einer kundenorientierten Vertriebskompetenz und mehr Dynamik bei erneuerbaren Energieträgern vorangetrieben wurde.
Im Einklang mit der 2016 eingeleiteten strategischen Neupositionierung entwickelte ENGIE die Hauptgeschäftszweige weiter. Das Unternehmen stärkte seine Positionen im Bereich der Client Solutions durch (i) gezielte Erwerbe in Lateinamerika, den Vereinigten Staaten, Deutschland und Singapur, (ii) neue Verträge in Geschäftssegmenten mit hohem Wachstum (Mobilität, Campus-Management und Kältenetze), (iii) gestiegene Auftragsbestände im Installationsbereich und (iv) eine Zunahme des Stromverkaufs und des Angebots von Verträgen im Gasmarkt in Frankreich. Im Bereich Infrastructures wurde in Frankreich eine regulierte Speicherung umgesetzt, die Zahl der in Frankreich installierten intelligenten Gaszähler hat 2,5 Millionen erreicht und unser Lateinamerikageschäft wächst weiter. Im Bereich der erneuerbaren Energieträger kamen 2018 1,1 GW an Wind- und Solarkapazität hinzu. Im Bereich der vertraglich gebundenen Stromerzeugung in thermischen Kraftwerken wurden neue langfristige Verträge unterzeichnet.
Für 2019 erwartet ENGIE ein Wachstum des Konzernanteils am periodischen Jahresüberschuss von 2,5 Mrd. € bis 2,7 Mrd. € (5) . Mit dem Blick nach vorne kündigt ENGIE eine neue mittelfristige Dividendenpolitik an, die bei einer angestrebten Dividendendeckung von 65-75 % des NRIgs (net recurring income Group share - Konzernanteil am periodischen Jahresüberschuss) liegt. Für das Geschäftsjahr 2019 sieht ENGIE derzeit eine Auszahlung von Dividenden am oberen Ende der Spanne.
(1) Bruttoschwankung ohne Auswirkungen von Konsolidierungskreis und Umrechnungssätzen.
(2) Zahlungsmittel aus Geschäftstätigkeit vor Ertragssteuern und Working-Capital-Bedarf.
(3) Kumulative Auswirkungen ab 1. Januar 2016 bis 31. Dezember 2018
(4) Kumulative Auswirkungen ab 1. Januar 2016 bis 31. Dezember 2018, abzüglich der Einnahmen aus DBpSO (Develop, Build, partial Sell and Operate - Erschließen, Bauen, Teilverkauf, Betreiben); ohne Capex aus E&P- und Upstream-/Midstream-LNG-Geschäften und Konzern-Capex.
(5) Diese Ziele und diese Angabe unterstellen durchschnittliche Witterungsbedingungen in Frankreich, die vollständige Weitergabe der Lieferkosten bei den regulierten französischen Gastarifen, keine wesentlich veränderte Bilanzierung, ausgenommen IFRS 16, keine größeren regulatorischen und makroökonomischen Änderungen, Annahmen für Rohstoffpreise gemäß den Marktbedingungen per 31. Dezember 2018 für den nicht abgesicherten Teil der Produktion und mittlere Wechselkurse für 2019 wie folgt: €/USD: 1,16; €/BRL: 4,42 und ohne wesentliche Auswirkungen von nicht bereits angekündigten Veräußerungen.
FINANZDATEN PER 31. DEZEMBER 2018
| In Mrd. Euro |
31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 | Veränderung in % (auf Basis der Berichterstattung) | Veränderung in % (auf organischer Basis) |
|---|---|---|---|---|
| Erlöse | 60,6 | 59,6 | +1,7% | +1,7% |
| EBITDA | 9,2 | 9,2 | +0,4% | +4,7% |
| Kurzfristiges Betriebsergebnis nach dem Anteil | 5,1 | 5,2 | -0,9% | +5,1% |
| am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden | ||||
| Periodischer Jahresüberschuss aus fortgeführten Geschäftsbereichen, Konzernanteil | 2,5 | 2,2 | +10,1% | +17,3% |
| Jahresüberschuss, Konzernanteil | 1,0 | 1,3 | -21,7% | - |
| Cashflow aus betrieblicher Tätigkeit (CFFO) | 7,3 | 8,5 | -1,2 Mrd. € | - |
| Nettoschuld | 21,1 | 22,5 | -1,4 Mrd. € | - |
6.1.1.1.1 Analyse der Finanzdaten 2018
Erlöse: 60,6 Milliarden €
Die Erlöse betrugen 2018 60,6 Mrd. €. Das ist ein Plus von 1,7 % zu 2017, organisch wie auf Basis der Berichterstattung.
Auf das Wachstum der Erlöse auf Basis der Berichterstattung wirkten sich die Wechselkurse nachteilig aus (929 Mio. €), insbesondere die Abwertung des brasilianischen Real und des US-Dollars gegenüber dem Euro. Dem stand ein aggregierter positiver Konsolidierungseffekt gegenüber (955 Mio. €). Änderungen des Konsolidierungskreises betrafen hauptsächlich Akquisitionen im Bereich Client Solutions (Keepmoat Regeneration in Großbritannien, MCI in Frankreich und Talen and Unity in den Vereinigten Staaten) sowie zwei neue Konzessionen für Wasserkraftwerke in Brasilien. Die Veräußerung thermischer Kraftwerke in Großbritannien und Polen 2017 und des Kohlekraftwerks Loy Yang B Anfang 2018 in Australien dämpften diese positiven Einflüsse teilweise.
Treiber für das organische Wachstum der Erlöse waren hauptsächlich Preiserhöhungen und neue Stromlieferverträge in Lateinamerika, ein gestiegener Umsatz der Wasserkraftwerke in Frankreich und Brasilien, ein höherer Absatz im Retailgeschäft mit Strom in Frankreich, größere Energieverkäufe in Großbritannien, Rumänien und Australien und bessere Geschäftsvolumen bei B2B- und B2T-Lösungen in Frankreich und im Rest von Europa. Die gestiegenen Erlöse wurden teilweise durch die neue Bilanzierung langfristiger Gasbezugsvereinbarungen in Europa seit Ende 2017 (ohne Einfluss auf das EBITDA) wie auch durch einen gesunkenen Gasverkauf in Frankreich gemindert.
EBITDA: 9,2 Mrd. €
Das EBITDA betrug 9,2 Mrd. €, ein Plus von 0,4 % auf berichteter und von 4,7 % auf organischer Basis gegenüber 2017.
Das gewachsene EBITDA auf Basis der Berichterstattung ist durch die nachteilige Auswirkung von Wechselkursen (258 Mio. €), vor allem wegen der Abwertung des brasilianischen Real und in geringerem Maße die des US-Dollars gegenüber dem Euro, und einen negativen Konsolidierungseffekt (113 Mio. €) beeinflusst. Dieser Konsolidierungseffekt rührt hauptsächlich aus dem Verkauf des Kohlekraftwerks Loy Yang B in Australien Anfang 2018 und der thermischen Kraftwerke in Großbritannien Ende 2017. Er wurde teilweise durch Konzessionen für zwei Wasserkraftwerke in Brasilien, erworben Ende 2017, und verschiedene Erwerbe bei B2B- und B2T-Lösungen vor allem in den Vereinigten Staaten und im Nahen Osten aufgefangen.
Treiber des organischen EBITDA-Wachstums waren vor allem erlösbezogene Entwicklungen. Zusätzliche Beiträge kamen aus dem Energiemanagementgeschäft (durch günstige Marktbedingungen in Europa und ein neues Managementmodell für bestimmte langfristige Verträge), dem Leistungsoptimierungsprogramm Lean 2018 und der positiven Rückwirkung der neuen Regulierung für die Speicherung von Gas in Frankreich. Das fing mehr als nur die Negativwirkung umfangreicher ungeplanter Instandhaltungsarbeiten und einen Rückgang der erzielten Preise im belgischen Kernkraftgeschäft auf.
Organische EBITDA-Leistung nach Segment:
| In Mrd. Euro |
31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 | Veränderung in % (auf Basis der Berichterstattung) | Veränderung in % (auf organischer Basis) |
|---|---|---|---|---|
| Nordamerika | 0,2 | 0,2 | +0,1% | -7,5% |
| Lateinamerika | 1,8 | 1,7 | +3,8% | +11,1% |
| Afrika/Asien | 1,1 | 1,3 | -11,7% | +6,0% |
| Benelux | (0,2) | 0,5 | -133,7% | -133,5% |
| Frankreich | 1,7 | 1,5 | +14,2% | +14,2% |
| Europa ohne Frankreich und Benelux | 0,7 | 0,6 | +4,6% | +6,5% |
| Infrastructures Europe | 3,5 | 3,4 | +3,3% | +3,3% |
| GEM | 0,2 | (0,2) | n.v. | n.v. |
| Sonstige | 0,2 | 0,1 | +56,6% | n.v. |
| SUMME | 9,2 | 9,2 | +0,4% | +4,7% |
| ― | Nordamerika berichtete einen organischen Rückgang des EBITDA um 7,5 % aufgrund von Einmalzahlungen 2017 und 2018, die einen Vergleich erschweren, und gestiegener Kosten für die Entwicklung von Wind- und Solarplattformen, deren Beiträge für 2019 erwartet werden. Diesen Negativwirkungen standen teilweise eine gewachsene Stromerzeugung aus thermischen Kraftwerken und erneuerbaren Energieträgern gegenüber dank günstiger klimatischer Bedingungen in den Vereinigten Staaten und Kanada und des Beitrags des Holman-Solarparks in Texas, der in der zweiten Hälfte 2017 in Betrieb ging. |
| ― | Lateinamerika lieferte ein starkes organisches EBITDA-Wachstum von 11,1 % ab, angeregt vor allem durch Verbesserungen der Stromerzeugung in Brasilien (bessere hydrologische Bedingungen und Inbetriebnahme neuer Windparks), Preiserhöhungen für die Gasinfrastruktur in Mexiko und Argentinien und neue langfristige Strombezugsvereinbarungen (PPA) in Chile, teilweise gedämpft durch das Auslaufen langfristiger PPAs in Peru Ende 2017. |
| ― | Afrika/Asien meldete ein herausragendes organisches EBITDA-Wachstum von 6,0 %. Treiber waren vor allem das Solargeschäft in Indien und das Gasverteilungsgeschäft in Thailand. |
| ― | Benelux berichtete einen sehr drastischen Rückgang des organischen EBITDA von 134 % vor allem aufgrund des Kernenergiegeschäfts, das durch ungeplante Ausfälle stark beeinträchtigt war und eine sehr geringe Verfügbarkeitsrate 2018 (52 %) zur Folge hatte, und gesunkener erzielter Preise. |
| ― | Frankreich erwirtschaftete ein starkes organisches EBITDA-Wachstum von 14,2 %, dem hauptsächlich ein steiler Anstieg der Stromerzeugung aus erneuerbarer Wasserkraft, bedeutende Gewinne aus Teilveräußerungen von Wind- und Solaranlagen und größere Margen bei B2B- und B2T-Lösungen zugrunde lagen. Diese positiven Effekte wurden teilweise durch rückläufige Margen im Retail-Gasmarkt gedämpft. |
| ― | Europa ohne Frankreich und Benelux meldete ein organisches EBITDA-Wachstum von 6,5 %, hauptsächlich wegen der besseren Performance der Client Solutions in Großbritannien, Rumänien und Spanien. |
| ― | Infrastructures Europe erbrachte nach der Einführung der Regulierung für die Speicherung von Gas am 1. Januar 2018 ein organisches EBITDA-Wachstum von 3,3 %. |
| ― | GEM (Global Energy Management) sorgte für ein sehr starkes organisches EBITDA-Wachstum auf der Basis einer exzellenten Leistung in einem günstigen Marktumfeld (im Vergleich zu einer schwächeren Anfang 2017 wegen Lieferschwierigkeiten in Südfrankreich) und einer Änderung des Managementmodells für einige langfristige Verträge. |
| ― | Im Segment Sonstige kam der Antrieb zu einem starken organischen Wachstum des EBITDA aus Kosteneinsparungen des Konzerns mit dem Performance-Programm Lean 2018 und aus positiven Einmaleffekten im thermischen Kraftwerksgeschäfts in Europa (günstiges Ergebnis von Rechtsstreitigkeiten), die die 2018 weniger günstigen Marktbedingungen als 2017 ausglichen. |
EBITDA-Performance nach Geschäftstätigkeit:
| In Mrd. Euro |
31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 | Veränderung in % (auf Basis der Berichterstattung) | Veränderung in % (auf organischer Basis) |
|---|---|---|---|---|
| Client Solutions | 2,4 | 2,2 | +9% | +5% |
| davon B2C | 0,7 | 0,7 | -1% | +0% |
| davon B2B und B2T | 1,7 | 1,5 | + 13% | +7% |
| Infrastructures | 3,9 | 3,8 | +4% | +5% |
| Erneuerbare Energieträger und vertragsgebundene Stromerzeugung in thermischen Kraftwerken | 2,8 | 2,5 | +9% | +15% |
| davon erneuerbare Energieträger | 1,6 | 1,4 | + 17% | +25% |
| davon vertragsgebundene Stromerzeugung in thermischen Kraftwerken | 1,1 | 1,1 | -1% | +4% |
| Stromerzeugung für den offenen Markt | 0,5 | 0,8 | -29% | -29% |
| davon aus Kernkraftwerken | (0,5) | 0,1 | n.v. | n.v. |
| davon Stromerzeugung für den offenen Markt, ohne Kernkraft | 1,1 | 0,6 | +76% | +77% |
| Sonstige (1) | (0,4) | (0,1) | n.v. | n.v. |
| SUMME | 9,2 | 9,2 | +0,4% | +4,7% |
(1) einschließlich verkaufter oder zu verkaufender Geschäfte.
Vom Kernkraftwerksbereich abgesehen erwirtschafteten alle Geschäftsbereiche ein Wachstum auf Basis der Berichterstattung und auf organischer Basis, und das trotz erheblicher nachteiliger Auswirkung der Wechselkurse.
| ― | Im Bereich Client Solutions ging ein berichtetes EBITDA-Wachstum von 9 % auf eine starke Gesamtperformance der B2B- und B2T-Lösungen und eine stabile Performance von B2C zurück. B2B- und B2T-Lösungen lieferten ein berichtetes EBITDA-Wachstum von 13 % ab, hauptsächlich durch Beiträge aus Neuerwerben, ein gutes Dienstleistungsvolumen und eine gute Margenperformance in Europa und durch Gas- und Stromabsatz an Unternehmen in Europa und Lateinamerika. Im Vergleich zu 2017 war B2C stabil. Der Rückgang beim Gasvolumen und den Margen in Frankreich wurde durch den Zuwachs im Stromkundenportfolio in Frankreich und Australien und durch positive Einmaleffekte in Europa aufgefangen. |
| ― | Infrastructure ließ das organische EBITDA um 5 % wachsen, und das trotz eines ungünstigen Temperatureffekts in Frankreich. Das Wachstum ging hauptsächlich auf die Umsetzung der Regulierung der Gasspeicherung in Frankreich am 1. Januar 2018 zurück, auf erhöhte Gastransportgebühren in Mexiko und Gasverteilungsgeschäfte in Argentinien und Thailand. Diesen positiven Wirkungen stand teilweise die Einführung neuer Vertragsbestimmungen im Gastransportgeschäft für die Konversion von niederkalorischem Gas in Nordfrankreich gegenüber. |
| ― | Der Bereich Erneuerbare Energieträger und vertragsgebundene Stromerzeugung in thermischen Kraftwerken erwirtschaftete ein berichtetes EBITDA-Wachstum von 9 % und ein starkes organisches Wachstum von 15 %. Dem negativen Einfluss der Abwertung des brasilianischen Real und in geringerem Umfang des US-Dollars gegenüber dem Euro stand teilweise der Beitrag der zwei Wasserkraftwerkskonzessionen in Brasilien gegenüber, die Ende 2017 erworben wurden. Die Stromproduktion aus erneuerbaren Energieträgern lieferte ein starkes organisches Wachstum von 25 % ab, das im Wesentlichen auf eine Vielzahl von Teilveräußerungen von Wind- und Solarparks 2018 (DBpSO (1) -Modell) und die Zunahme der Stromproduktion aus Wasserkraft in Frankreich zurückging. Die vertragsgebundene Stromerzeugung in thermischen Kraftwerken erwirtschaftete ein organisches Wachstum von 4 %, auch wenn es 2017 bedeutendere Einmaleffekte als 2018 gegeben hatte. Das Wachstum beruhte auf neuen langfristigen PPAs in Chile und der Inbetriebnahme des Safi-Kraftwerks in Marokko, die die ausgelaufenen PPAs in Peru mehr als auffingen. |
| ― | Das Kernenergiegeschäft berichtete einen drastischen Rückgang aufgrund ungeplanter Ausfälle, die 2018 eine sehr geringe Verfügbarkeitsrate von 52 % zur Folge hatten, und gesunkener erzielter Preise. |
| ― | Das Merchant-Geschäft ohne Kernenergie erbrachte ein sehr starkes Wachstum von 76 % für das EBITDA auf Basis der Berichterstattung und von 77 % organisch. Haupttriebkraft war vor allem eine gute Performance von Global Energy Management (GEM) und der Stromerzeugung in thermischen Kraftwerken in Europa. |
Kurzfristiges Betriebsergebnis nach Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden: 5,1 Mrd. €
Das kurzfristige Betriebsergebnis nach dem Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, betrug 5,1 Mrd. €. Das ist ein Minus von 0,9 % auf Basis der Berichterstattung und ein Plus von 5,1 % auf organischer Basis gegenüber 2017, was dem EBITDA-Wachstum entspricht.
Periodischer Jahresüberschuss aus fortgeführten Geschäftsbereichen, Konzernanteil, von 2,5 Mrd. € und Konzernanteil am Jahresüberschuss von 1,0 Mrd. €
Der Konzernanteil am periodischen Jahresüberschuss aus fortgeführten Geschäftsbereichen betrug 2018 2,5 Mrd. €. Das ist ein deutlicher Anstieg um 10,1 % gegenüber dem Vorjahr. Er geht auf die kontinuierliche Verbesserung des kurzfristigen Betriebsergebnisses nach Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften zurück, die nach der Equity-Methode bilanziert werden. Hinzukommt eine Verbesserung des wiederkehrenden Effektivsteuersatzes.
Der Konzernanteil am Jahresüberschuss belief sich auf 1,0 Mrd. € im Vergleich zu 1,3 Mrd. € 2017. Er umfasst hauptsächlich Wertminderungsaufwendungen, die teilweise durch den Veräußerungsgewinn aus dem Upstream-LNG-Geschäft aufgefangen wurden ("Aufgegebene Geschäftsbereiche").
Nettofinanzverschuldung: 21,1 Mrd. €
Die Nettofinanzverschuldung stand bei 21,1 Mrd. €. Das ist ein Rückgang von 1,4 Mrd. € im Vergleich zum 31. Dezember 2017. Diese Abweichung erklärt sich vor allem (i) aus dem Cashflow aus der betrieblichen Tätigkeit (7,3 Mrd. €), (ii) den Auswirkungen des Portfoliorotationsprogramms (4,4 Mrd. €, einschließlich Abschluss des Verkaufs des Explorations- und Fördergeschäfts und des Upstream-LNG-Geschäfts, des Kohlekraftwerks Loy Yang B in Australien und des Verteilungsgeschäfts in Ungarn sowie der Klassifizierung von Glow, einem Kraftwerksbetreiber in der Region Asien-Pazifik, als "zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte"). Diesen Posten standen teilweise gegenüber (i) Bruttoinvestitionsausgaben über die Periode (7,6 Mrd. € (2) ) und (ii) Dividendenzahlungen an die Aktionäre von ENGIE SA (1,7 Mrd. €) und an Minderheitsbeteiligungen (0,8 Mrd. €).
Der Cashflow aus der betrieblichen Tätigkeit (CFFO) betrug 7,3 Mrd. €. Das ist ein Minus von 1,2 Mrd. € gegenüber 2017. Der Rückgang erklärt sich hauptsächlich aus der Rückkehr zum Normalzustand beim Working Capital (Negativwirkung 1,5 Mrd. €) und einem verringerten Kapitalfluss. Dem standen teilweise eine Erhöhung des Cashflow aus betrieblicher Tätigkeit und ein geringerer Steueraufwand gegenüber.
Ende Dezember 2018 lag die Nettoverschuldungsquote bei 2,3x und damit unter der Zielvorgabe von kleiner oder gleich 2,5x. Gegenüber 2017 haben sich die durchschnittlichen Kosten der Bruttoschuld mit 2,68 % nur geringfügig erhöht.
Das Verhältnis von wirtschaftlicher Nettoschuld (3) zum EBITDA betrug 3,85x und ist damit gegenüber Ende 2017 stabil geblieben. Betrachtet man die künftige Auswirkung von IFRS 16 auf das EBITDA (4) , liegt die Kennzahl bei 3,66x.
(1) Erschließen, Bauen, Teilverkauf, Betreiben.
(2) Abzüglich Veräußerungserlöse aus DBpSO-Anlagen.
(3) Die wirtschaftliche Nettoschuld lag Ende Dezember 2018 bei 35,6 Mrd. € (Ende Dezember 2017 waren es 36,4 Mrd. €). Sie beinhaltet insbesondere Kernenergierückstellungen und Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses. Angaben zur Berechnung sind in den Anhängen zum Konzernabschluss zu finden (vgl. Anhang 6.7).
(4) Die in der wirtschaftlichen Nettoschuld enthaltenen Leasing-Verpflichtungen wurden im EBITDA neu berechnet (ca. 0,5 Mio. €) und veranschaulichen die Umsetzung von IFRS 16 ab 2019.
6.1.1.1.2 ENGIE hat sich erfolgreich strategisch neu positioniert
ENGIE führte die strategische Neupositionierung mit Erfolg fort und erreichte die 2016 gesetzten Ziele:
| ― | die Veräußerung der Beteiligung an Glow in Asien-Pazifik (im Juni 2018 angekündigt) verringert die konsolidierte Nettoschuld von ENGIE um 3,2 Mrd. €. Damit vollendet die Gruppe ihr vor drei Jahren gestartetes Portfoliorotationsprogramm. Bislang wurden Veräußerungen in Höhe von 16,5 Mrd. € (1) angekündigt, von denen 14,0 Mrd. € bereits in den Büchern stehen. |
| ― | auch das Programm für die Investitionsausgaben ist abgeschlossen. Seit 2016 sind die Investitionen um 14,3 Mrd. € (2) gestiegen, vor allem in die Bereiche Erneuerbare Energieträger und vertragsgebundene Stromerzeugung in thermischen Kraftwerken (48 %), aber auch in die Bereiche Client Solutions (33 %) und Infrastructure (15 %); |
| ― | das Leistungsoptimierungsprogramm Lean 2018 erzielte Ende 2018 Nettogewinne von 1,3 Mrd. € im EBITDA gegenüber dem ursprünglichen Ziel einer Kostensenkung von 1,0 Mrd. €. |
Außerdem bewirkte diese erfolgreiche strategische Neupositionierung eine verbesserte Kapitaleffizienz und Rentabilität der Gruppe, wobei es insbesondere zu einem Zuwachs beim ROCEp (3) von mehr als 90 bps in der Periode 2016-2018 und zu einem Anstieg der Margen des kurzfristigen Betriebsergebnisses bei Client Solutions von 30 bps kam.
6.1.1.1.3 Finanzzielstellungen für 2019
Für 2019 erwartet ENGIE einen Konzernanteil am periodischen Jahresüberschuss zwischen 2,5 Mrd. € und 2,7 Mrd. €. Diese Orientierung basiert auf einer ungefähren EBITDA-Spanne von 9,9 Mrd. € bis 10,3 Mrd. € nach der Umsetzung von IFRS 16 - Leasingverhältnisse (4) .
Für 2019 erwartet ENGIE:
| ― | eine Nettoverschuldungsquote von kleiner oder gleich 2,5x und |
| ― | ein "A"-Rating für Kredite. |
Um das Erreichen dieses Zieles zu kontrollieren und zu kommunizieren, wird die Segmentberichterstattung ab 2019 ergänzt. Dazu muss die interne Organisation angepasst werden. Ankündigungen dazu folgen in Kürze.
6.1.1.1.4 Dividendenpolitik
Für das Geschäftsjahr 2018 bestätigt ENGIE die Barauszahlung einer Dividende von 0,75 Euro je Aktie.
Ab 2020 (5) wird die jährliche Dividende am Ende der Ordentlichen Hauptversammlung (OGM), die die Jahresabschlüsse genehmigt, als Einmalzahlung gezahlt.
Um die Auswirkung dieses Übergangs auf die Aktionäre 2019 abzufedern, legt ENGIE den Aktionären auf der OGM am 17. Mai eine außerordentliche Dividende von 0,37 € je Aktie zur Genehmigung vor, die die von dieser Hauptversammlung zu beschließende Gesamtausschüttung auf 1,12 € je Aktie bringt.
Mit dem Blick nach vorne kündigt ENGIE eine neue mittelfristige Dividendenpolitik mit einer Dividendendeckung von 65-75 % des NRIgs an. Für das Geschäftsjahr 2019 strebt ENGIE nach einer Dividende im oberen Bereich dieser Spanne.
(1) Kumulative Auswirkungen ab 1. Januar 2016 bis 31. Dezember 2018
(2) Kumulative Auswirkungen ab 1. Januar 2016 bis 31. Dezember 2018, abzüglich der Erlöse aus DBpSO; ohne Capex für E&P- und Upstream-/Midstream-LNG-Geschäfte und Konzern-Capex.
(3) Return on Productive Capital Employed, ohne aufgewandtes nicht produktives Kapital und mit einem NOPAT, der für den Anteil von Einmaleffekten bei Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, neu berechnet wurde.
(4) Wirkung von ca. 0,5 Mrd. € (ohne Auswirkung auf das NRIgs).
(5) Ausgehend von dem verteilbaren Betrag für das am 31. Dezember 2019 beendete Jahr für die 2020 zu zahlende Dividende.
6.1.1.2 Trends der Geschäftsentwicklung in berichtspflichtigen Segmenten
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 | % Veränderung (auf Basis der Berichterstattung) | % Veränderung (auf organischer Basis) |
|---|---|---|---|---|
| Erlöse | 60.596 | 59.576 | +1,7% | +1,7% |
| EBITDA | 9.236 | 9.199 | +0,4% | +4,7% |
| Planmäßige Abschreibung und Amortisation/Sonstige | (4.110) | (4.027) | - | - |
| KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS NACH ANTEIL AM JAHRESÜBERSCHUSS VON GESELLSCHAFTEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN | 5.126 | 5.172 | -0,9% | +5,1% |
TRENDS BEIM ERLÖS
In Millionen Euro
TRENDS BEIM EBITDA
In Millionen Euro
6.1.1.2.1 Nordamerika
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 | % Veränderung (auf Basis der Berichterstattung) | % Veränderung (auf organischer Basis) |
|---|---|---|---|---|
| Erlöse | 3.383 | 2.964 | +14,1% | +5,5% |
| EBITDA | 224 | 224 | +0,1% | -7,5% |
| Planmäßige Abschreibung und Amortisation/Sonstige | (73) | (50) | - | - |
| KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS NACH ANTEIL AM JAHRESÜBERSCHUSS VON GESELLSCHAFTEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN | 151 | 174 | -13,1% | -20,1% |
Die Erlöse für das Segment Nordamerika betrugen 3.383 Mio. €. Das ist ein Plus von 14,1 %. Die Negativwirkung der Wechselkurse wurde durch die positiven Konsolidierungseffekte mehr als aufgefangen, die hauptsächlich aus dem Erwerb der Dienstleistungsgeschäfte von Talen im September 2017, von Unity im März 2018 und von Donnelly im August 2018 entstanden. Auf organischer Basis erklären sich die um 5,5 % gestiegenen Erlöse vor allem durch höhere Preise und Volumen im restlichen LNG-Geschäft.
Das EBITDA blieb mit 224 Mio. € im Vergleich zu 2017 stabil, sank organisch aber wegen der Anpassung um den Beitrag der Neuerwerbe um 7,5 %. Das Wachstum im Bereich der Stromproduktion thermischer Kraftwerke und aus erneuerbaren Energieträgern ging hauptsächlich auf günstige Witterungsbedingungen im Nordosten der Vereinigten Staaten und in Kanada zurück sowie auf die Inbetriebnahme der Holman-Solaranlagen in der zweiten Hälfte 2017. Diese Effekte wurden 2018 durch erhebliche Einmaleffekte und durch gestiegene Kosten der Wind- und Solarprojekte mehr als übertroffen. Hier wird erwartet, dass die größten 2019 ihren Beitrag leisten.
Das kurzfristige Betriebsergebnis nach dem Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, betrug 151 Mio. €, ein Minus von 20 % auf organischer Basis wegen des positiven Einmaleffekts auf die Kosten der planmäßigen Abschreibung und Amortisation, die 2017 zu verbuchen waren.
6.1.1.2.2 Lateinamerika
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 | Veränderung in % (auf Basis der Berichterstattung) | Veränderung in % (auf organischer Basis) |
|---|---|---|---|---|
| Erlöse | 4.639 | 4.383 | +5,8% | +17,1% |
| EBITDA | 1.775 | 1.709 | +3,8% | +11,1% |
| Planmäßige Abschreibung und Amortisation/Sonstige | (419) | (433) | - | - |
| KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS NACH ANTEIL AM JAHRESÜBERSCHUSS VON GESELLSCHAFTEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN | 1.355 | 1.277 | +6,2% | +12,9% |
Die Erlöse für das Segment Lateinamerika betrugen 4.639 Mio. €. Das ist ein Plus von 5,8 % auf Basis der Berichterstattung und von 17,1 % auf organischer Basis. Die berichteten Erlöse waren durch die deutliche Abwertung des brasilianischen Real (-16 %) und in geringem Maße des US-Dollars (-4 %) negativ beeinflusst, doch wurden diese Negativwirkungen durch den Konsolidierungseffekt der Ende 2017 erworbenen neuen Wasserkraftwerkskonzessionen in Brasilien (Jaguara und Miranda) und die gestiegenen organischen Erlöse mehr als übertroffen. Treiber des organischen Wachstums in Brasilien waren vor allem höhere Absätze von Strom aus Wasserkraft auf dem Spot-Markt und die Inbetriebnahme neuer Windparks. In Mexiko und Argentinien erwiesen sich Preiserhöhungen bei den Gasversorgungsgeschäften als günstig für die Erlöse. In Chile beeinflusste das Inkrafttreten neuer PPAs mit Versorgungsunternehmen das Geschäft positiv, während es in Peru durch das Ende einiger PPAs mit hohen Margen 2017 beeinträchtigt war.
Die Stromverkäufe stiegen um 3,3 TWh auf 62,6 TWh, während die Gasverkäufe um 5,4 TWh auf 34,3 TWh stiegen.
Das EBITDA belief sich auf 1.775 Mio. € mit einem Plus von 11,1 % auf organischer Basis, vor allem aufgrund der oben dargestellten Änderungen bei den Erlösen.
Das kurzfristige Betriebsergebnis nach dem Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, betrug 1.355 Mio. €, ein Plus von 12,9 % auf organischer Basis, und entspricht damit den Änderungen beim EBITDA.
6.1.1.2.3 Afrika/Asien
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 | % Veränderung (auf Basis der Berichterstattung) | % Veränderung (auf organischer Basis) |
|---|---|---|---|---|
| Erlöse | 4.014 | 3.939 | +1,9% | +5,0% |
| EBITDA | 1.122 | 1.272 | -11,7% | +6,0% |
| Planmäßige Abschreibung und Amortisation/Sonstige | (229) | (256) | - | - |
| KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS NACH ANTEIL AM JAHRESÜBERSCHUSS VON GESELLSCHAFTEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN | 893 | 1.016 | -12,1% | +6,0% |
Die Erlöse für die Region Afrika/Asien betrugen 4.014 Mio. €, das ist ein Plus von 1,9 % auf Basis der Berichterstattung und von 5,0 % auf organischer Basis. Auf Basis der Berichterstattung wirkte sich der negative Umrechnungseffekt beim US-Dollar, dem australischen Dollar und der türkischen Lira auf die Erlöse aus. Der Nettokonsolidierungseffekt war leicht positiv, weil die Negativwirkung des Verkaufs des Kohlekraftwerks Loy Yang B in Australien im Januar 2018 durch den positiven Beitrag verschiedener Neuerwerbe bei den Client Solutions in Südafrika, Marokko, der Elfenbeinküste, Uganda, Sambia und Australien mehr als übertroffen wurde. Der organische Anstieg spiegelt vor allem höhere Absätze im Retail-Geschäft in Australien und größere Volumen der vertragsgebundenen thermischen Stromproduktion in Thailand wider. Diese Effekte wurden teilweise durch die Auswirkungen der Schließung des Kohlekraftwerks Hazelwood in Australien im März 2017 gedämpft.
Der Absatz von Strom sank um 9,7 TWh auf 35,2 TWh, wobei die geringeren Volumen der Schließung von Hazelwood und dem Verkauf von Loy Yang B geschuldet waren.
Das EBITDA betrug 1.122 Mio. €, auf Basis der Berichterstattung ist das ein Minus von 11,7 %, auf organischer Basis ist es ein Plus von 6,0 %. Die bereits erwähnten Effekte der Umrechnungskurse und der Verkauf von Loy Yang B hatten negative Folgen für das berichtete EBITDA. Dem stand teilweise der positive Beitrag von Tabreed (Kältenetze) in den Vereinigten Arabischen Emiraten gegenüber. Zu dem organischen Wachstum kam es durch den höheren Beitrag des Solargeschäfts in Indien und der Gasversorgung von PTT NGD in Thailand.
Das kurzfristiges Betriebsergebnis nach dem Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, betrug 893 Mio. €. Auf organischer Basis ist das ein Plus von 6 % hauptsächlich aus denselben Gründen wie beim EBITDA, wenngleich die geringeren Abschreibungskosten nach der Einstufung des thermischen Kraftwerksgeschäfts in Thailand als "Aufgegebene Geschäftsbereiche" nur teilweise die Wirkung der Wertminderungskosten für die nach der Equity-Methode bilanzierten Gesellschaften auffingen.
6.1.1.2.4 Benelux
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 | % Veränderung (auf Basis der Berichterstattung) | % Veränderung (auf organischer Basis) |
|---|---|---|---|---|
| Erlöse | 6.690 | 6.771 | -1,2% | -1,9% |
| EBITDA | (186) | 550 | -133,7% | -133,5% |
| Planmäßige Abschreibung und Amortisation/Sonstige | (579) | (561) | - | - |
| KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS NACH ANTEIL AM JAHRESÜBERSCHUSS VON GESELLSCHAFTEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN | (765) | (11) | n.v. | n.v. |
Die Erlöse für das Segment Benelux erreichten 6.690 Mio. € mit einem Minus von 1,2 % auf Basis der Berichterstattung gegenüber 2017. Dieser Rückgang ist der Atomstromproduktion geschuldet, bei der die Volumen wegen mehr Abschaltungen 2018 als 2017 (vor allem von Doel 3 vom 22. September 2017 bis 5. August, 2018 und Tihange 3 seit 31. März 2018) sanken und die erzielten Preise gefallen sind. Diesen Negativwirkungen standen teilweise positive Auswirkungen von Volumen im Energie-Retail-Geschäft und der Beitrag aus Erlösen der Dienstleistungen von Cozie 2018 gegenüber.
In Belgien und Luxemburg lag die Stromproduktion bei 27,5 TWh, das sind 10,5 TWh weniger. In den Niederlanden erreichten die Stromverkäufe 10,7 TWh, sie nahmen um 0,9 TWh zu.
Der Erdgasabsatz lag in Benelux bei 52 TWh, ist also gegenüber 2017 dank günstiger Klimaeffekte im ersten Quartal 2018 und gewonnener Kunden um 2,5 TWh gestiegen.
Aufgrund des Atomstromgeschäfts, das durch ungeplante Ausfälle, die 2018 zu einem sehr geringen Verfügbarkeitsgrad von 52 % führten, und gefallene erzielte Preise stark beeinträchtigt war, sank das EBITDA um 736 Mio. € auf negative 186 Mio. €.
Das kurzfristige Betriebsergebnis nach dem Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, betrug negative 765 Mio. €, ein Minus von 754 Mio. € gegenüber 2017, und entspricht damit den Änderungen beim EBITDA.
6.1.1.2.5 Frankreich
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 | % Veränderung (auf Basis der Berichterstattung) | % Veränderung (auf organischer Basis) |
|---|---|---|---|---|
| Erlöse | 15.183 | 14.157 | +7,2% | +4,4% |
| EBITDA | 1.669 | 1.461 | +14,2% | +14,2% |
| Planmäßige Abschreibung und Amortisation/Sonstige | (635) | (592) | - | - |
| KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS NACH ANTEIL AM JAHRESÜBERSCHUSS VON GESELLSCHAFTEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN | 1.034 | 869 | +19,0% | +18,3% |
VERKAUFTE VOLUMEN
| in TWh | 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 | % Veränderung (auf Basis der Berichterstattung) |
|---|---|---|---|
| Gasverkäufe | 88,3 | 94,7 | -6,8% |
| Stromverkäufe | 39,0 | 34,3 | +14,0% |
FRANKREICH - BEREINIGT UM DIE WITTERUNGSVERHÄLTNISSE
| in TWh | 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 | Gesamtveränderung in TWh |
|---|---|---|---|
| Volumen der witterungsbedingten Anpassung | (3,0) | (0,3) | (2,7) |
| (negative Zahl = warme Witterung, positive Zahl = kaltes Wetter) |
Die Erlöse für das Segment Frankreich beliefen sich auf 15.183 Mio. €, ein Plus von 7,2 % auf Basis der Berichterstattung und von 4,4 % auf organischer Basis. Das berichtete Wachstum beinhaltet die Auswirkung des Erwerbs mehrerer Dienstleistungsunternehmen im B2B-Segment (MCI Ende Dezember 2017, Icomera im Juni 2017, CNN MCO im September 2017 und Eras in März 2018). Grund für das organische Wachstum war eine steil angestiegene Stromproduktion aus Wasserkraft dank eines besseren Abflusses 2018, ein Anwachsen von Retail-Stromverkäufen und ein hervorragendes Geschäft bei B2B- und B2T-Dienstleistungen.
Der Erdgasabsatz sank um 6,4 TWh, weil durch den Wettbewerbsdruck Kunden verloren gingen (3,7 TWh) und sich die Temperaturen ungünstig auswirkten (2,7 TWh). Die Stromverkäufe stiegen um 4,8 TWh dank der kontinuierlichen Weiterentwicklung von Retail-Angeboten (plus 2,9 TWh) und des gestiegenen Absatzes von Strom aus Wasserkraft (plus 1,9 TWh).
Das EBITDA erreichte 1.669 Mio. €, ein Plus von 14,2 % auf organischer Basis. Es stieg vor allem wegen der Vielzahl von Veräußerungen von Wind- und Solarparks 2018 (hauptsächlich Anlagen der Compagnie du Vent und Offshore-Windparkprojekte in Yeu-Noirmoutiers und Dieppe-Le Tréport), des Zuwachses bei der Stromerzeugung aus Wasserkraft und verbesserter Margen bei Dienstleistungsgeschäften.
Das kurzfristige Betriebsergebnis nach dem Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, betrug 1.034 Mio. €, ein Plus von 18,3 % auf organischer Basis, das den Änderungen beim EBITDA entspricht.
6.1.1.2.6 Europa ohne Frankreich und Benelux
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 | Veränderung in % (auf Basis der Berichterstattung) | Veränderung in % (auf organischer Basis) |
|---|---|---|---|---|
| Erlöse | 9.527 | 8.831 | +7,9% | +5,1% |
| EBITDA | 679 | 650 | +4,6% | +6,5% |
| Planmäßige Abschreibung und Amortisation/Sonstige | (207) | (216) | - | - |
| KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS NACH ANTEIL AM JAHRESÜBERSCHUSS VON GESELLSCHAFTEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN | 473 | 434 | +9,0% | +11,6% |
Die Erlöse für das Segment für Europa ohne Frankreich und Benelux erreichten 9.527 Mio. €, ein Plus von 7,9 % auf Basis der Berichterstattung und von 5,1 % auf organischer Basis. Haupttriebkraft war der Bereich Client Solutions. Das berichtete Wachstum beinhaltet die Auswirkung des Erwerbs von Keepmoat Regeneration im April 2017, eines Unternehmens zur Sanierung von Wohngebäuden in Großbritannien. Treiber des organischen Wachstums von 5,1 % waren der Start des Retail-Energiegeschäfts im Juni 2017 in Großbritannien, die Entwicklung von Keepmoat über neun Monate, ein positiver Preiseffekt im Gas- und Strom-Retail-Geschäft in Rumänien und das Wachstum im Dienstleistungsbereich in Spanien.
Die Stromverkäufe machten 29 TWh aus. Das ist ein Rückgang von 1,1 TWh im Vergleich zu 2017. Das betraf im Wesentlichen das B2B-Segment in Deutschland. Die Gasverkäufe sanken um 0,4 TWh auf 70,6 TWh.
Das EBITDA betrug 679 Mio. €. Das bedeutet eine Zunahme um 6,5 % auf organischer Basis, hauptsächlich aus denselben Gründen wie bei den Erlösen. Dazu kamen gute hydrologische Bedingungen in Spanien. Aufgrund der regulatorischen und Marktbedingungen stand dem teilweise eine geringere Performance der Wasserkraftwerke in Großbritannien gegenüber.
Das kurzfristige Betriebsergebnis nach dem Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, betrug 473 Mio. €, ein Plus von 11,6 % auf organischer Basis. Durch den verbesserten Beitrag der nach der Equity-Methode bilanzierten Unternehmen in Deutschland fiel es etwas höher als das Wachstum des EBITDA aus.
6.1.1.2.7 Infrastructures Europe
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 | Veränderung in % (auf Basis der Berichterstattung) | Veränderung in % (auf organischer Basis) |
|---|---|---|---|---|
| Erlöse | 5.694 | 5.446 | +4,6% | +4,6% |
| Gesamtumsatzerlöse (inkl. gruppeninterner Geschäfte) | 6.859 | 6.712 | +2,2% | |
| EBITDA | 3.499 | 3.386 | +3,3% | +3,3% |
| Planmäßige Abschreibung und Amortisation/Sonstige | (1.482) | (1.444) | - | - |
| KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS NACH ANTEIL AM JAHRESÜBERSCHUSS VON GESELLSCHAFTEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN | 2.016 | 1.941 | +3,9% | +3,8% |
Die Erlöse für das Segment Infrastructures Europe erreichten 5.694 Mio. €, ein Plus von 4,6 % auf Basis der Berichterstattung gegenüber 2017. Dieses Plus entstand im Wesentlichen aus Preiserhöhungen für die Transportnetze in Frankreich, aus dem Geschäft mit LNG-Terminals, die eine starke Handels-Performance ablieferten, und der Entwicklung von Speicherverkäufen in Großbritannien auf eigene Rechnung. Das Wachstum wurde teilweise durch negative Temperatureffekte von 8,1 TWh gedämpft, das sind 51,8 Mio. €.
Das EBITDA betrug 3.499 Mio. €. Das Plus von 3,3 % entstand vor allem aus der Einführung der regulierten Gasspeicherung am 1. Januar 2018 in Frankreich. Teilweise gedämpft wurde es durch die Einführung neuer Vertragsbestimmungen für die L-Gas-Konversion bei GRTgaz in Nordfrankreich.
Das kurzfristige Betriebsergebnis nach dem Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, betrug 2.016 Mio. € für die Periode. Diese Erhöhung von 3,9 % entspricht damit dem EBITDA-Wachstum.
6.1.1.2.8 GEM
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 | Veränderung in % (auf Basis der Berichterstattung) | Veränderung in % (auf organischer Basis) |
|---|---|---|---|---|
| Erlöse | 6.968 | 7.638 | -8,8% | -8,8% |
| EBITDA | 240 | (188) | n.v. | n.v. |
| Planmäßige Abschreibung und Amortisation/Sonstige | (41) | (40) | - | - |
| KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS NACH ANTEIL AM JAHRESÜBERSCHUSS VON GESELLSCHAFTEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN | 199 | (229) | n.v. | n.v. |
Die Erlöse für das Segment GEM erreichten 6.968 Mio. € mit einem Minus von 8,8% gegenüber 2017. Der Rückgang entstand vor allem aus der geänderten Bilanzierung langfristiger Gaslieferverträge und Verträge über Transport- und Speicherkapazität (1) .
Das EBITDA belief sich auf 240 Mio. €. Das ist ein deutlicher Anstieg gegenüber der Vorjahresperiode. Triebfeder war eine exzellente Performance des Energiemanagements unter günstigen Marktbedingungen 2018 (dagegen litt das erste Quartal 2017 unter Lieferschwierigkeiten im Süden Frankreichs) in Verbindung mit der positiven Auswirkung des geänderten Managementmodells für bestimmte langfristige Verträge auf das EBITDA.
Das kurzfristige Betriebsergebnis nach dem Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, betrug 2018 199 Mio. €. Das bedeutet ein Wachstum auf Basis der Berichterstattung wie auf organischer Basis und entspricht den Trends beim EBITDA.
6.1.1.2.9 Sonstige
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 | % Veränderung (auf Basis der Berichterstattung) | % Veränderung (auf organischer Basis) |
|---|---|---|---|---|
| Erlöse | 4.498 | 5.445 | -17,4% | -10,2% |
| EBITDA | 213 | 136 | +56,6% | n.v. |
| Planmäßige Abschreibung und Amortisation/Sonstige | (444) | (436) | - | - |
| KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS NACH ANTEIL AM JAHRESÜBERSCHUSS VON GESELLSCHAFTEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN | (232) | (300) | +22,8% | +37,1% |
VERKAUFTE VOLUMEN
| in TWh | 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 | (auf Basis der Berichterstattung) |
|---|---|---|---|
| Gasverkäufe in Frankreich | 36,9 | 42,4 | -12,9% |
| Stromverkäufe | 34,9 | 46,1 | -24,9% |
FRANKREICH - BEREINIGT UM DIE WITTERUNGSVERHÄLTNISSE
| in TWh | 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 | Gesamtveränderung in TWh |
|---|---|---|---|
| Volumen der witterungsbedingten Anpassung | (0,7) | (0,1) | (0,6) |
| (negative Zahl = warme Witterung, positive Zahl = kaltes Wetter) |
Das Segment Sonstige umfasst hauptsächlich die Geschäftseinheiten Generation Europe, Tractebel und GTT, die Tätigkeiten von Entreprises & Collectivités und die Holding- und Konzerngeschäfte der Gruppe, die vor allem Unternehmen betreffen, bei denen der Finanzbedarf der Gruppe zentralisiert ist, und den nach der Equity-Methode bilanzierten Beitrag von SUEZ.
Die Erlöse betrugen 4.498 Mio. €, ein Minus von 17,4 % auf Basis der Berichterstattung und von 10,2% auf organischer Basis. Der Rückgang auf Basis der Berichterstattung spiegelt vor allem die Veräußerung der thermischen Kraftwerke in Großbritannien und Polen 2017 wider. Der organische Rückgang ist vor allem das Ergebnis eines geringeren Downstream-Gasverkaufs in Frankreich und ungünstigerer Marktbedingungen für die Stromerzeugung in Europa.
Infolge des starken Wettbewerbsdrucks fiel der Gasabsatz um 5,4 TWh, wobei sich das Klima geringfügig negativ auswirkte. Der Anteil von ENGIE am B2B-Markt lag bei 18 %, verglichen mit 21 % Ende 2017.
Die Stromverkäufe machten 34,9 TWh aus. Das ist ein Rückgang von 11,2 TWh im Vergleich zu 2017. Diese Entwicklung entstand vor allem aus der Veräußerung von thermischen Kraftwerken in Großbritannien und Polen und dem Ende des Vertrags für das Kraftwerk Rosen in Italien.
Das EBITDA lag bei 213 Mio. €. Das ist ein Plus auf berichteter und organischer Basis gegenüber 2017. Der Grund dafür sind vor allem positive Einmaleffekte im thermischen Kraftwerksgeschäft in Europa (hauptsächlich die günstigen Resultate bestimmter Rechtsstreitigkeiten), die Entwicklung von Nebenleistungen und der Beitrag des Programms Lean 2018, die die ungünstigeren Marktbedingungen 2018 mehr als auffingen.
(1) Seit 1. Oktober 2017 werden diese Verträge einzeln zu Marktbedingungen verwaltet, nicht als Teil eines Portfolios. Deshalb gilt meist eine Bilanzierung zum beizulegenden Zeitwert. Somit beinhalten die Ergebnisse des Segments realisierte und unrealisierte Gewinne und Verluste aus diesen Verträgen, die jetzt zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen in der Gewinn- und Verlustrechnung bewertet werden und in der in den Erlösen dargestellten Nettomarge enthalten sind.
Der Fehlbetrag beim kurzfristigen Betriebsergebnis nach Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, belief sich auf negative 232 Mio. € für die Periode und bedeutete eine Steigerung auf Basis der Berichterstattung wie auf organischer Basis, was dem EBITDA entspricht.
6.1.1.3 Sonstige Posten der Gewinn- und Verlustrechnung
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 (1) | Veränderung in % (auf Basis der Berichterstattung) |
|---|---|---|---|
| Kurzfristiges Betriebsergebnis nach Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden | 5.126 | 5.172 | -0,9% |
| Marktbewertung von Warenverträgen, ohne Trading-Instrumente | (223) | 29 | - |
| Wertminderungsaufwand | (1.798) | (1.298) | - |
| Restrukturierungskosten | (162) | (669) | - |
| Änderungen des Konsolidierungskreises | (150) | 752 | - |
| Sonstige Einmaleffekte | (147) | (1.252) | - |
| Ergebnis der betrieblichen Tätigkeit | 2.645 | 2.735 | -3,3% |
| Nettofinanzerträge/(-aufwendungen) | (1.381) | (1.388) | |
| Ertragssteuerertrag/(-aufwand) | (704) | 395 | |
| JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG) AUS FORTGEFÜHRTEN GESCHÄFTSBEREICHEN | 560 | 1.741 | |
| JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG) AUS AUFGEGEBENEN GESCHÄFTSBEREICHEN | 1.069 | 366 | |
| JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG) | 1.629 | 2.108 | -22,7% |
| Jahresüberschuss/(-fehlbetrag), Konzernanteil | 1.033 | 1.320 | - |
| davon Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) aus fortgeführten Geschäftsbereichen, Konzernanteil | (12) | 1.047 | - |
| davon Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) aus aufgegebenen Geschäftsbereichen, Konzernanteil | 1.045 | 273 | - |
| Minderheitsbeteiligungen | 595 | 788 | |
| davon nicht beherrschende Beteiligungen an fortgeführten Geschäftsbereichen | 572 | 695 | - |
| davon nicht beherrschende Beteiligungen an aufgegebenen Geschäftsbereichen | 24 | 93 | - |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2017 wurden wegen der Anwendung von IFRS 9 und IFRS 15 und der Einstufung des Upstream-Liquefied-Natural-Gas(LNG)-Geschäfts von ENGIE, das im Juli 2018 verkauft wurde, bei den "Aufgegebenen Geschäftsbereichen" neu berechnet (vgl. Anhang 2 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2017").
Das Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit lag 2018 bei 2.645 Mio. € und somit unter dem von 2017. Die Gründe dafür sind hauptsächlich (i) Verluste bei Veräußerungen von Assets, (ii) höhere Wertminderungsaufwendungen 2018, (iii) die negative Wirkung von Anpassungen des beizulegenden Zeitwerts an Absicherungen von Commodities und (iv) der Rückgang des kurzfristigen Betriebsergebnisses nach Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden; dem standen teilweise gegenüber (v) die 2017 ausgewiesene einmalige Belastung im Zusammenhang mit der geänderten bilanziellen Behandlung von langfristigen Gaslieferverträgen und Transport- und Speicherverträgen, die in der Geschäftseinheit GEM umgesetzt wurde, und (vi) geringere Restrukturierungskosten.
Das Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit wurde auch beeinflusst durch:
| ― | Änderungen des beizulegenden Zeitwerts von Rohstoffderivaten für betriebsrelevante Positionen mit einer Negativwirkung von 223 Mio. € (hier spiegeln sich Transaktionen wider, für die kein Hedge-Accounting gewählt werden konnte) gegenüber einer Positivwirkung von 29 Mio. € im Jahr 2017. 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 2017; |
| ― | Nettowertminderungsaufwendungen von 1.798 Mio. € gegenüber 1.298 Mio. € im Vorjahr. |
Per 31. Dezember 2018 setzte die Gruppe einen Nettowertminderungsaufwand von 14 Mio. € beim Geschäfts- oder Firmenwert an, von 1.576 Mio. € bei Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten und von 209 Mio. € bei finanziellen Vermögenswerten und Investitionen in Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden. Diese Wertminderungsaufwendungen bezogen sich im Wesentlichen auf die berichtspflichtigen Segmente Benelux, Sonstige (vor allem die Geschäftseinheit Generation Europe) Afrika/Asien, Infrastructures und Lateinamerika. Nach Berücksichtigung der latenten Steuereffekte und des Anteils von Wertminderungsaufwendungen für nicht beherrschende Beteiligungen beläuft sich die Auswirkung dieser Wertminderungen auf den Jahresüberschuss (Konzernanteil) 2018 auf 1.540 Mio. €. Diese Wertminderungen sind in Anhang 10.2 "Wertminderungsaufwendungen" zum Konzernabschluss beschrieben. 2017 erfasste die Gruppe Wertminderungsaufwendungen von 481 Mio. € für den Geschäfts- oder Firmenwert, 787 Mio. € für Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte und 30 Mio. € für finanzielle Vermögenswerte und Investitionen in Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden. Diese Wertminderungsaufwendungen bezogen sich im Wesentlichen auf die berichtspflichtigen Segmente Infrastructures (Speicherung) und Sonstige (vor allem die Geschäftseinheit Generation Europe);
| ― | Restrukturierungskosten von 162 Mio. € (gegenüber 669 Mio. € im Vorjahr), einschließlich hauptsächlich Kosten im Zusammenhang mit Entscheidungen, Anlagen stillzulegen und einige Betriebe und Standorte zu schließen, sowie Kosten in Verbindung mit verschiedenen Personalabbauplänen; |
| ― | negative Konsolidierungseffekte von 150 Mio. €, die hauptsächlich einen Verlust von 87 Mio. € aus dem Verkauf des thermischen Kraftwerks Loy Yang B in Australien beinhalten, in erster Linie in Bezug auf Positionen des Sonstigen Gesamtergebnisses, die in die Gewinn- und Verlustrechnung umgegliedert wurden; |
| ― | sonstige Einmaleffekte in Höhe von negativen 147 Mio. €, die sich vor allem auf Anlagenverschrottung und Kosten durch Standortschließungen beziehen. |
Die Nettofinanzaufwendungen blieben stabil, sie betrugen 2018 1.381 Mio. € im Vergleich zu 1.388 Mio. € im Vorjahr (vgl. Anhang 11) .
Der Ertragssteueraufwand machte 2018 704 Mio. € aus (2017 war es ein Ertrag von 395 Mio. €). Dazu gehört ein Ertragssteuerertrag von 125 Mio. € aus einmaligen Betriebs- und Finanzergebnissen (gegenüber 1.462 Mio. € 2017), der im Wesentlichen einmalige steuerpflichtige Belastungen in Frankreich und latente Steueransprüche aus Wertminderungsaufwand in Deutschland und Lateinamerika umfasst. 2017 beinhalteten Einmaleffekte die Steuersenkung in Frankreich nach dem Finanzgesetz 2018 und die Erstattung der 3%i-gen Steuer auf Dividenden, die zuvor durch französische Unternehmen gezahlt wurde. Bereinigt um diese Einmaleffekte, lag der wiederkehrende Effektivsteuersatz bei 23,7 % und damit unter den 29,6 % von 2017, und das vor allem durch den Ansatz latenter Steueransprüche in mehreren Ländern, in denen sich der Ausblick der Gruppe verbessert hat.
Der Jahresüberschuss aus fortgeführten Geschäftsbereichen bei nicht beherrschenden Beteiligungen betrug 572 Mio. € im Vergleich zu 695 Mio. € 2017. Der Rückgang war hauptsächlich durch die Änderung beim Wertminderungsaufwand in Verbindung mit dem Verkauf des Kohlekraftwerks Loy Yang B bedingt.
6.1.1.4 Änderungen der Nettoverschuldung
Die Nettofinanzverschuldung stand bei 21,1 Mrd. €, das ist ein Rückgang von 1,4 Mrd. € im Vergleich zum 31. Dezember 2017. Diese Abweichung erklärt sich vor allem (i) aus dem Cashflow aus der betrieblichen Tätigkeit (7,3 Mrd. €), (ii) den Auswirkungen des Portfoliorotationsprogramms (4,4 Mrd. €, einschließlich Abschluss des Verkaufs des Explorations- und Fördergeschäfts und des Upstream-LNG-Geschäfts, des Kohlekraftwerks Loy Yang B in Australien und des Verteilungsgeschäfts in Ungarn sowie der Klassifizierung von Glow, einem Kraftwerkbetreiber in der Region Asien-Pazifik, als "zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte"). Diesen Posten standen teilweise gegenüber (i) Bruttoinvestitionsausgaben über die Periode (7,6 Mrd. € (1) ) und (ii) Dividendenzahlungen an die Aktionäre von ENGIE SA (1,7 Mrd. €) und an Minderheitsbeteiligungen (0,8 Mrd. €).
Änderungen der Nettoverschuldung gliedern sich wie folgt:
In Millionen Euro
(1) Abzüglich der DBSO-Erlöse.
Die Nettoverschuldungsquote (ohne die interne Schuld aus aufgegebenen Geschäftsbereichen) betrug per 31. Dezember 2018 2,28.
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 |
|---|---|---|
| Nettoschuld (ohne interne Schuld aus aufgegebenen Geschäftsbereichen) | 21.102 | 20.788 |
| EBITDA | 9.236 | 9.199 |
| NETTOVERSCHULDUNGSQUOTE | 2,28 | 2,26 |
Die wirtschaftliche Nettoverschuldungsquote (ohne die interne Schuld aus aufgegebenen Geschäftsbereichen) betrug per 31. Dezember 2018 3,85.
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 |
|---|---|---|
| Wirtschaftliche Nettoschuld (ohne die interne Schuld aus aufgegebenen Geschäftsbereichen) | 35.590 | 35.127 |
| EBITDA | 9.236 | 9.199 |
| WIRTSCHAFTLICHE NETTOVERSCHULDUNGSQUOTE (1) | 3,85 | 3,82 |
(1) Die Kennzahl für 2018 liegt bei 3,7, sobald die Leasing-Zahlungen für die Verpflichtungen aus dem Operating-Leasing, die in die wirtschaftliche Nettoschuld eingerechnet sind, für das EBITDA neu berechnet werden (etwa 0,5 Mrd. €). Sie spiegeln so die ab 2019 erwarteten Auswirkungen der Anwendung von IFRS 16 - Leasingverhältnisse wider.
6.1.1.4.1 Cashflow aus betrieblicher Tätigkeit (CFFO)
Der Cashflow aus der betrieblichen Tätigkeit (CFFO) betrug 7,3 Mrd. €, das ist ein Minus von 1,2 Mrd. € gegenüber 2017. Der Rückgang erklärt sich hauptsächlich aus der Rückkehr zum Normalzustand beim Working Capital (Negativwirkung 1,5 Mrd. €) und einem verringerten Kapitalfluss. Dem standen teilweise eine Erhöhung des Cashflow aus betrieblicher Tätigkeit und ein geringerer Steueraufwand gegenüber.
6.1.1.4.2 Nettoinvestitionen
Die Bruttoinvestitionen in der Periode beliefen sich auf 8.169 Mio. € und beinhalteten:
| ― | Finanzinvestitionen von 1.967 Mio. €, hauptsächlich in Verbindung mit (i) dem Erwerb von Unternehmen aus dem Bereich erneuerbare Energieträger (Wind und Sonne) und von Dienstleistungsunternehmen (Mikrostromnetze, Heiz- und Kältenetze) in Nordamerika (446 Mio. €), Windpark- und Dienstleistungsunternehmen in Afrika (193 Mio. €) und der Langa Gruppe in Frankreich (174 Mio. €), (ii) der Finanzierung des Baus des thermischen Kraftwerks Safi in Marokko (149 Mio. €) und (iii) einer Erhöhung der Investitionen in Synatom von 188 Mio. €; |
| ― | Investitionen in Erschließung für insgesamt 3.613 Mio. €, von denen (i) 1.463 Mio. € in das Segment Lateinamerika investiert wurden, um thermische Kraftwerke zu bauen und Wind- und Photovoltaikparks in Brasilien und Chile zu erschließen, (ii) 671 Mio. € in das Segment Infrastructures Europe investiert wurden (Mischstationen und Aufbau von Erdgasverteilungs- und -transportnetzen in Frankreich), (iii) 494 Mio. € in das Segment Nordamerika (hauptsächlich zum Aufbau von Windparkprojekten) investiert wurden und (iv) 568 Mio. € in das Segment Frankreich investiert wurden (hauptsächlich für Projekte mit erneuerbaren Energieträgern); |
| ― | Instandhaltungsinvestitionen in Höhe von 2.589 Mio. €. |
Veräußerungen repräsentierten einen Zahlungsmittelzufluss von 2.755 Mio. € und beinhalteten im Wesentlichen die Desinvestition des LNG-Geschäfts der Gruppe, ihrer 70%igen Beteiligung an ihrer Tochtergesellschaft ENGIE E&P International (EPI), des Kohlekraftwerks Loy Yang B in Australien und des Gasverteilungsgeschäfts in Ungarn.
Unter Berücksichtigung der Änderungen des Konsolidierungskreises in der Periode im Hinblick auf Akquisitionen und Veräußerungen von Tochtergesellschaften (negative Auswirkung von 2.290 Mio. €) belief sich die Auswirkung auf die Nettoschuld durch Investitionen, abzüglich Veräußerungserlöse, auf 3.124 Mio. €.
Nach Segmenten gliedern sich die Investitionsausgaben wie folgt:
In Millionen Euro
Nach Geschäftstätigkeit gliedern sich Wachstumsinvestitionen so:
DIE WICHTIGSTEN VORHABEN Geringes CO2
| Brasilien - Wind (Campo Largo, Umburranas) & Solar | 0,7 |
| Nordamerika - Wind (einschließlich Infinity-Plattform) | 0,5 |
| Lateinamerika - Mexikanische Wind- und Solarprojekte | 0,2 |
| Frankreich - Erwerb der Langa Gruppe | 0,2 |
| Australien - Willogoleche (Wind) | 0,1 |
Netzwerke
| GRDF | 0,4 |
| GRTgaz | 0,2 |
Client Solutions
| Nordamerika - Erwerbe von Client Solutions (einschließlich Donnelly, Unity, Socore, Plymouth & Longwood) | 0,4 |
| Electro Power Systems | 0,1 |
| Europa ohne Frankreich und Benelux - Erwerb von Priora | 0,1 |
| Lateinamerika - Erwerbe CAM, Transantigo | 0,1 |
| Frankreich B2B - Tuck-in-Acquisitions | 0,1 |
(1) abzüglich der Teilveräußerungen bei DBSO-Anlagen, ohne Ausgaben für den Konzern und Synatom, die für Instandhaltungsausgaben umgewidmet wurden.
6.1.1.4.3 Dividenden und Bewegungen der eigenen Anteile
Die Dividenden und Bewegungen der eigenen Anteile über die Periode beliefen sich auf 2.554 Mio. € und umfassten:
| ― | 1.739 Mio. € für Dividenden, die ENGIE SA den Aktionären zahlte und die dem Saldo der Dividenden von 2017 (0,35€/Aktie für Aktien mit Anrechten auf eine ordentliche Dividende oder 0,42€/Aktie für Aktien mit Anrechten auf einen Aufschlag auf die Dividende), der im Mai 2018 gezahlt wurde, und einer im Oktober 2018 gezahlten Zwischendividende (0,37€/Aktie) entsprechen; |
| ― | Dividenden von 796 Mio. €, die verschiedene Tochtergesellschaften ihren Minderheitsaktionären zahlten, Zinszahlungen auf Hybrid-Schulden von 123 Mio. € und Bewegungen der eigenen Anteile. |
6.1.1.4.4 Nettoverschuldung per 31. Dezember 2018
Nimmt man die fortgeführten Anschaffungskosten heraus, schließt aber die Auswirkung von Devisenderivaten ein, waren per 31. Dezember 2018 75 % der Nettoschuld in Euro und 18 % in US-Dollar denominiert.
Mit dem Beitrag von Finanzinstrumenten sind 81 % der Nettoschuld festverzinslich.
Die durchschnittliche Fälligkeit der Nettoschuld der Gruppe liegt bei 10,9 Jahren.
Per 31. Dezember 2018 besaß die Gruppe nicht in Anspruch genommene bestätigte Kreditlinien von insgesamt 13,2 Mrd. €.
6.1.1.5 Sonstige Posten der Bilanz
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 | Nettoveränderung |
|---|---|---|---|
| Langfristige Vermögenswerte | 91.716 | 92.412 | (696) |
| davon Goodwill | 17.809 | 17.285 | 525 |
| davon Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte, zu Buchwerten | 55.635 | 57.566 | (1.931) |
| davon Investitionen in Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden | 7.846 | 7.606 | 240 |
| Kurzfristige Vermögenswerte | 61.986 | 57.729 | 4.257 |
| davon Vermögenswerte, die als zum Verkauf gehalten klassifiziert sind | 3.798 | 6.687 | (2.889) |
| Summe Eigenkapital | 40.941 | 42.122 | (1.181) |
| Rückstellungen | 21.813 | 21.715 | 98 |
| Fremdkapital | 32.178 | 33.467 | (1.289) |
| Sonstige Verbindlichkeiten | 58.769 | 52.836 | 5.933 |
| davon Verbindlichkeiten, die direkt mit Vermögenswerten verbunden sind, die als zur Veräußerung gehalten klassifiziert sind | 2.130 | 3.371 | (1.241) |
Der Buchwert von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten lag bei 55,6 Mrd. €, ein Minus von 1,9 Mrd. € gegenüber dem 31. Dezember 2017. Der Rückgang war im Wesentlichen das Ergebnis der Einstufung von Glow in Thailand, einiger Solarparks von Langa in Frankreich und von Anlagen für erneuerbare Energieträger in Mexiko als "zum Verkauf gehaltene Vermögenswerte" (Negativwirkung 2,6 Mrd. €) (vgl. Anhang 5.2), von Kosten der planmäßigen Abschreibung und Amortisation (Negativwirkung 3,8 Mrd. €), Wertminderungsaufwand (Negativwirkung 1,6 Mrd. €) und Umrechnungsdifferenzen (Negativwirkung 0,1 Mrd. €), denen teilweise Investitionsausgaben über die Periode gegenüberstanden (Positivwirkung 6,3 Mrd. €).
Der Geschäfts- oder Firmenwert erhöhte sich um 0,5 Mrd. € auf 17,8 Mrd. €, vor allem aufgrund von Erwerben durch die Geschäftseinheit Nordamerika (Positivwirkung 0,2 Mrd. €) und die Geschäftseinheit France Renewable (Positivwirkung 0,2 Mrd. €). Dem stand der Geschäfts- oder Firmenwert für den Anteil an dem thailändischen Unternehmen Glow und an dem Betriebsvermögen von Langa nach der Einstufung als "zum Verkauf gehaltene Vermögenswerte" (Negativwirkung 0,2 Mrd. €) gegenüber.
Das gesamte Eigenkapital betrug 40,9 Mrd. €, das sind 0,5 Mrd. € weniger als per 31. Dezember 2017. Der Rückgang rührt im Wesentlichen von der Zahlung der Bardividende (Negativwirkung 2,6 Mrd. €, einschließlich 1,7 Mrd. € Dividenden, die ENGIE SA den Aktionären zahlte, und 0,9 Mrd. €, die Minderheitsbeteiligungen gezahlt wurden). Sie wurde teilweise durch den Jahresüberschuss für die Periode aufgefangen (Positivwirkung 1,6 Mrd. €).
Die Rückstellungen betrugen 21,8 Mrd. €. Damit sind sie im Vergleich zum 31. Dezember 2017 stabil geblieben.
Per 31. Dezember 2018 entsprechen umklassifizierte Vermögenswerte und Verbindlichkeiten, die als "zum Verkauf gehaltene Vermögenswerte" und "Verbindlichkeiten, die direkt mit Vermögenswerten verbunden sind, die als zur Veräußerung gehalten klassifiziert sind", Glow in Thailand, einigen Solarparks von Langa in Frankreich und Anlagen für erneuerbare Energieträger in Mexiko und per 31. Dezember 2017 den Explorations- und Förderaktivitäten und dem Kraftwerk Loy Yang B in Australien (vgl. Anhang 5.1).
6.1.1.6 Jahresabschluss der Muttergesellschaft
Die nachstehend genannten Zahlen beziehen sich auf den Jahresabschluss der ENGIE SA, erstellt nach dem French GAAP und den dafür geltenden Bestimmungen.
Die Erlöse der ENGIE SA beliefen sich 2018 auf 27.833 Mio. €. Triebkraft waren vor allem positive Preis- und Volumeneffekte aus Verkäufen an andere Gasanbieter.
Der Verlust aus betrieblicher Tätigkeit lag bei 1.058 Mio. € und blieb damit gegenüber 2017 mit einem Verlust von 1.358 Mio. € relativ stabil. Die gestiegenen Erlöse (7.248 Mio. €) wurden durch einen Anstieg bei den Gaseinkaufskosten gedämpft (7.471 Mio. €). Das Stromgeschäft verbesserte sich gegenüber 4.602 Mio. € 2017 etwas und erreichte 2018 mit 4.683 Mio. € einen Zuwachs von 2 % dank neuer Stromkunden (etwa 450.000 Neukunden). Hier sind höhere Lieferkosten teilweise gegenzurechnen.
Die Nettofinanzerträge betrugen 3.718 Mio. € im Vergleich zu 3.849 Mio. € 2017.
Die Einmaleffekte stellten einen Verlust von 2.107 Mio. € dar, vorwiegend aus Wertminderung von Eigenkapitalinvestitionen.
Der Ertragssteuerertrag belief sich auf 549 Mio. € gegenüber einem Ertrag von 1.001 Mio. € 2017. Hier ging es hauptsächlich um einen Ertrag aus steuerlicher Organschaft von 343 Mio. €, eine Auflösung einer Rückstellung für die Nettosteuer von 124 Mio. € und verschiedene sonstige Nettosteuerguthaben von 82 Mio. €. Die Zahl für 2017 enthielt eine Rückerstattung der 3%igen Steuer auf Dividenden durch den französischen Staat von 422 Mio. €, die das französische Verfassungsgericht für nicht verfassungsgemäß ansah.
Der Jahresüberschuss erreichte 1.102 Mio. €.
Das Aktienkapital belief sich Ende 2018 auf 36.616 Mio. €. Ende 2017 waren es 37.191 Mio. €. Die fehlenden 575 Mio. € waren größtenteils der Differenz im Jahresüberschuss zwischen 2017 und 2018 (negative 319 Mio. €) und der Gewinnverwendung des Jahresüberschusses 2017 geschuldet (negative 333 Mio. €).
Per 31. Dezember 2018 machte die Nettoschuld 36.080 Mio. € aus, Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente beliefen sich auf 8.032 Mio. € (von denen sich 5.216 Mio. € auf Kontokorrentkredite von Tochtergesellschaften bezogen).
Information über Zahlungsfristen
In Anwendung von Artikel D.441-4 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 | - | - | - | - | - | 18.871 |
| Aggregierter Rechnungsbetrag (mit MwSt.) | 448,3 | 40,3 | 0,5 | 113,8 | 602,9 | |
| Anteil am Gesamtbetrag der Einkäufe (mit MwSt.) für die Periode | 1,34% | 0,12% | 0,00% | 0,34% | 1,81% | |
| 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 | 226 | |||||
| Aggregierter Betrag der ausgeschlossenen Rechnungen | 9,9 | |||||
| (C) Angewandte Standardzahlungsfristen (vertraglich vereinbart oder gesetzlich vorgeschrieben - Artikel L. 441-6 oder Artikel L. 443-1 des französischen Handelsgesetzbuches) | ||||||
| Angewandte Zahlungsfristen, um Zahlungsverzug zu berechnen | - | |||||
| Gesetzliche Zahlungsfristen: 30 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 | - | - | - | - | - | 548.749 |
| Aggregierter Rechnungsbetrag (mit MwSt.) | - | 602,5 | 32,6 | 14,9 | 177,4 | 917,3 |
| Anteil am Gesamtbetrag der Einkäufe (mit MwSt.) für die Periode | ||||||
| Anteil an den Gesamterlösen (mit MwSt.) für die Periode | - | 2,11% | 0,10% | 0,05% | 0,54% | 2,79% |
| (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 | - | |||||
| Aggregierter Betrag der ausgeschlossenen Rechnungen | - | |||||
| (C) Angewandte Standardzahlungsfristen (vertraglich vereinbart oder gesetzlich vorgeschrieben - Artikel L. 441-6 oder Artikel L. 443-1 des französischen Handelsgesetzbuches) | ||||||
| Angewandte Zahlungsfristen, um Zahlungsverzug zu berechnen | Vertraglich vereinbarte Zahlungsfristen: 14 Tage | |||||
| 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 Ende 2018 30,7 Mrd. €. Das ist weniger als Ende 2017. Sie bestand hauptsächlich aus 22,6 Mrd. € in Anleihen und 5,0 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 2018 einen Anteil von 9 % an Gesamtbruttoschuld.
Insgesamt 83 % der Bruttoschuld wurden auf Finanzmärkten emittiert (Anleiheemissionen und Commercial Paper/kurzfristig vermarktbare Wertpapiere).
Die Nettoschuld ohne fortgeführte Anschaffungskosten, ohne den Effekt von derivativen Finanzinstrumenten und Barsicherheiten, belief sich Ende 2018 auf 21,3 Mrd. €.
Ende 2018 war die Nettoschuld zu 75 % in Euro, zu 18 % in US-Dollar und zu 6 % in brasilianischen Real denominiert, ohne fortgeführte Anschaffungskosten, aber nach Auswirkung der Umrechnungssätze von Derivaten.
Nach dem Beitrag von Derivaten waren 81 % der Nettoschuld festverzinslich. Die durchschnittlichen Kosten der Bruttoschuld lagen bei 2,68 %. Die durchschnittliche Fälligkeit der Nettoschuld lag Ende 2018 bei 10,9 Jahren.
Die wichtigsten Verträge stehen in den Büchern von ENGIE SA. Sie werden in den Anhängen 11 - 11.2.1 und 11.2.2 zu Abschnitt 6.4 "Jahresabschluss der Muttergesellschaft" beschrieben.
Wichtige Transaktionen 2018
Die wichtigsten Transaktionen 2018 mit Einfluss auf die Finanzschuld sind in Anhang 17.3.3 von Abschnitt 6.2 "Konzernabschluss" beschrieben. Die zentralisierte Konsortialkreditlinie über 5 Mrd. € wurde neu verhandelt, um bessere Bedingungen durchzusetzen und den Umweltschutz aufzunehmen, indem ein Teil der Marge mit dem Erreichen der Ziele der Klimaziele und der Energiewende verknüpft wird. Außerdem ist sie jetzt am 13.12.2023 fällig. Das ist eine Verlängerung um zwei Jahre und acht Monate, wenn die beiden in der Linie vorgesehenen Optionen einer einjährigen Verlängerung ausgeübt werden. Die jährliche Aktualisierung des Prospekts für das EMTN-Programm von ENGIE über 25 Mrd. € erhielt am 13. Dezember 2018 die AMF-Genehmigung Nr. 18-562.
Ratings
ENGIE wird von Standard & Poor's, Moody's und Fitch bewertet.
Im April 2018 bekräftigte S&P das Rating von A-/A-2 und revidierte die Aussichten von negativ zu stabil. S&P aktualisierte die Analyse im Juli 2018 und behielt sein Rating bei.
Moody's aktualisierte seine Analyse im Dezember 2018 und blieb bei dem Rating mit A2/P-1 mit stabilem Ausblick.
Fitch aktualisierte seine Analyse im September 2018 und blieb bei dem Rating mit A/F1 mit stabilem Ausblick.
6.1.2.2 Einschränkungen bei der Verwendung von Kapital
Per 31. Dezember 2018 besaß die Gruppe nicht in Anspruch genommene bestätigte Kreditlinien (die unter anderem zur Deckung von Commercial-Paper-/kurzfristig vermarktbaren Wertpapierprogrammen verwendet werden können) von 13,2 Mrd. €. 95 % dieser Linien werden zentral verwaltet, unterliegen keinen Financial Covenants und sind mit keinem Kreditrisiko-Rating verknüpft. Die Gegenparteien dieser Linien sind weit diversifiziert, keine einzige hält mehr als 5% der Gesamtsumme dieser zentralisierten Linien. Ende 2018 wurde keine zentralisierte 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 die Zinsleistung (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 2018 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 entsprechende Schritte zur Einhaltung der Compliance-Regelungen umgesetzt werden.
6.1.2.3 Erwartete Finanzierungsquellen 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.
Aus den Finanzen der Gruppe werden 2019 insgesamt 1,8 Mrd. € fällig (mit Ausnahme der Fälligkeit von 2,9 Mrd. € für Commercial Paper/kurzfristige marktgängige Wertpapiere). Zusätzlich besaß sie per 31. Dezember 2018 Zahlungsmittel von 9,5 Mrd. € (abzüglich Kontokorrentkredite) und insgesamt 13,2 Mrd. € aus verfügbaren Kreditlinien (nicht abzüglich des Betrags der Commercial Paper/kurzfristigen Wertpapiere), einschließlich 0,8 Mrd. €, die 2019 auslaufen.
Finanzinformationen
6.2 Konzernabschluss
6.2.1 Konzernabschluss
6.2.2 Anhänge zum Konzernabschluss
ANHANG 1 Bilanzierungsrahmen und Grundlage für die Vorbereitung des Konzernabschlusses
ANHANG 2 Neuberechnung der Vergleichsdaten 2017
ANHANG 3 Die wichtigsten Tochtergesellschaften per 31. Dezember 2018
ANHANG 4 Investitionen in Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden
ANHANG 5 Wichtige Änderungen der Konzernstruktur
ANHANG 6 In den Finanzinformationen verwendete Finanzkennzahlen
ANHANG 7 Segmentinformation
ANHANG 8 Erlöse
ANHANG 9 Betriebliche Aufwendungen
ANHANG 10 Vom kurzfristigen Betriebsergebnis nach Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, zum Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit
ANHANG 11 Nettofinanzergebnis
ANHANG 12 Ertragsteueraufwand
ANHANG 13 Ergebnis je Aktie
ANHANG 14 Geschäfts- oder Firmenwert
ANHANG 15 Immaterielle Vermögenswerte
ANHANG 16 Sachanlagen
ANHANG 17 Finanzinstrumente
ANHANG 18 Risiken durch Finanzinstrumente
ANHANG 19 Eigenkapital
ANHANG 20 Rückstellungen
ANHANG 21 Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und andere langfristig fällige Leistungen
ANHANG 22 Finanzierungsleasing
ANHANG 23 Operating-Leasings
ANHANG 24 Anteilsbasierte Vergütungen
ANHANG 25 Geschäfte zwischen nahestehenden Unternehmen und Personen
ANHANG 26 Vergütung des Managements
ANHANG 27 Working-Capital-Bedarf, sonstige Vermögenswerte und sonstige Verbindlichkeiten
ANHANG 28 Gerichts- und wettbewerbsrechtliche Verfahren
ANHANG 29 Ereignisse nach der Berichtsperiode
ANHANG 30 Honorare für Abschlussprüfer und die Mitglieder ihrer Netze
ANHANG 31 Information über Unternehmen in Luxemburg und den Niederlanden, die von der Veröffentlichung von Jahresabschlüssen befreit sind
6.2.1. Konzernabschluss
Gewinn- und Verlustrechnung
| In Millionen Euro | Anhänge | 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 (1) |
|---|---|---|---|
| Erlöse aus Verträgen mit Kunden | 8 | 56.388 | 53.073 |
| Erlöse aus sonstigen Verträgen | - | 4.208 | 6.503 |
| ERLÖSE | - | 60.596 | 59.576 |
| Käufe | - | (32.190) | (31.465) |
| Personalkosten | 9.1 | (10.624) | (10.051) |
| Planmäßige Abschreibung, Amortisation und Rückstellungen | 9.2 | (3.586) | (3.787) |
| Sonstige betriebliche Aufwendungen | - | (10.981) | (10.978) |
| Sonstige betriebliche Erträge | - | 1.550 | 1.455 |
| KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS | - | 4.765 | 4.750 |
| Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden | 4 | 361 | 422 |
| KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS NACH ANTEIL AM JAHRESÜBERSCHUSS VON GESELLSCHAFTEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN | 10 | 5.126 | 5.172 |
| Marktbewertung von Commodity-Verträgen, ohne Trading-Instrumente | 10.1 | (223) | 29 |
| Wertminderungsaufwand | 10.2 | (1.798) | (1.298) |
| Restrukturierungskosten | 10.3 | (162) | (669) |
| Änderungen des Konsolidierungskreises | 10.4 | (150) | 752 |
| Sonstige Einmaleffekte | 10.5 | (147) | (1.252) |
| ERGEBNIS DER BETRIEBLICHEN TÄTIGKEIT | 10 | 2.645 | 2.735 |
| Finanzaufwand | - | (1.981) | (2.127) |
| Finanzertrag | - | 600 | 739 |
| NETTOFINANZERTRÄGE/(-AUFWENDUNGEN) | 11 | (1.381) | (1.388) |
| Ertragssteuerertrag/(-aufwand) | 12 | (704) | 395 |
| JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG) AUS FORTGEFÜHRTEN GESCHÄFTSBEREICHEN | - | 560 | 1.741 |
| JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG) AUS AUFGEGEBENEN GESCHÄFTSBEREICHEN | - | 1.069 | 366 |
| JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG) | - | 1.629 | 2.108 |
| Jahresüberschuss/(-fehlbetrag), Konzernanteil | 1.033 | 1.320 | |
| davon Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) aus fortgeführten Geschäftsbereichen, Konzernanteil | (12) | 1.047 | |
| davon Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) aus aufgegebenen Geschäftsbereichen, Konzernanteil | 1.045 | 273 | |
| Minderheitsbeteiligungen | 595 | 788 | |
| davon nicht beherrschende Beteiligungen an fortgeführten Geschäftsbereichen | 572 | 695 | |
| davon nicht beherrschende Beteiligungen an aufgegebenen Geschäftsbereichen | 24 | 93 | |
| UNVERWÄSSERTES ERGEBNIS JE AKTIE (EURO) | 13 | 0,37 | 0,49 |
| davon unverwässertes Ergebnis aus fortgeführten Geschäftsbereichen je Aktie | - | (0,07) | 0,38 |
| davon unverwässertes Ergebnis aus aufgegebenen Geschäftsbereichen je Aktie | - | 0,44 | 0,11 |
| VERWÄSSERTES ERGEBNIS JE AKTIE (EURO) | 13 | 0,37 | 0,49 |
| davon verwässertes Ergebnis aus fortgeführten Geschäftsbereichen je Aktie | - | (0,07) | 0,38 |
| davon verwässertes Ergebnis aus aufgegebenen Geschäftsbereichen je Aktie | - | 0,43 | 0,11 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2017 wurden wegen der Anwendung von IFRS 9 und IFRS 15 und der Einstufung des Upstream-Liquefied-Natural-Gas(LNG)-Geschäfts von ENGIE, das im Juli 2018 verkauft wurde, bei den "Aufgegebenen Geschäftsbereichen" neu berechnet (vgl. Anhang 2 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2017").
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. 2018 | 31. Dez. 2018 Eigentümer Mutterunternehmen | 31. Dez. 2018 Minderheitsbeteiligungen |
|---|---|---|---|---|
| JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG) | 1.629 | 1.033 | 595 | |
| Schuldinstrumente (2) | 17 | 29 | 29 | |
| Sicherungen von Nettoinvestitionen | 18 | 7 | 7 | |
| Cashflow-Sicherungen (ohne Commodity-Instrumente) | 18 | (175) | (184) | 9 |
| Cashflow-Sicherungen für Commodities | 18 | (18) | 7 | (26) |
| Latente Steuern auf obige Posten | 12 | 48 | 43 | 5 |
| Anteil von nach der Equity-Methode bilanzierten Gesellschaften an umgruppierbaren Posten, nach Steuern | 201 | 201 | ||
| Umrechnungsdifferenzen | 22 | (54) | 77 | |
| Umgliederbare Posten aus aufgegebenen Geschäftsbereichen, nach Steuern | 36 | 39 | (3) | |
| SUMME UMGLIEDERBARER POSTEN | 150 | 88 | 62 | |
| Eigenkapitalinstrumente | 17 | 42 | 42 | |
| Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste | 21 | (245) | (247) | 1 |
| Latente Steuern auf obige Posten | 12 | 58 | 58 | |
| Anteil von nach der Equity-Methode bilanzierten Gesellschaften an nicht umgliederbaren Posten aus versicherungsmathematischen Gewinnen und Verlusten, nach Steuern | (43) | (45) | 2 | |
| Nicht umgliederbare Posten aus aufgegebenen Geschäftsbereichen, nach Steuern | (3) | (1) | (2) | |
| SUMME NICHT UMGLIEDERBARER POSTEN | (192) | (193) | 2 | |
| SUMME GESAMTERGEBNIS | 1.586 | 928 | 659 |
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2017 (1) | 31. Dez. 2017 Eigentümer des Mutterunternehmend |
|---|---|---|
| JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG) | 2.108 | 1.320 |
| Schuldinstrumente (2) | (406) | (406) |
| Sicherungen von Nettoinvestitionen | 327 | 327 |
| Cashflow-Sicherungen (ohne Commodity-Instrumente) | 441 | 422 |
| Cashflow-Sicherungen für Commodities | (136) | (126) |
| Latente Steuern auf obige Posten | (161) | (159) |
| Anteil von nach der Equity-Methode bilanzierten Gesellschaften an umgruppierbaren Posten, nach Steuern | 74 | 74 |
| Umrechnungsdifferenzen | (2.516) | (2.155) |
| Umgliederbare Posten aus aufgegebenen Geschäftsbereichen, nach Steuern | (121) | (68) |
| SUMME UMGLIEDERBARER POSTEN | (2.498) | (2.091) |
| Eigenkapitalinstrumente | 3 | 3 |
| Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste | 96 | 93 |
| Latente Steuern auf obige Posten | (97) | (92) |
| Anteil von nach der Equity-Methode bilanzierten Gesellschaften an nicht umgliederbaren Posten aus versicherungsmathematischen Gewinnen und Verlusten, nach Steuern | 32 | 32 |
| Nicht umgliederbare Posten aus aufgegebenen Geschäftsbereichen, nach Steuern | 5 | 3 |
| SUMME NICHT UMGLIEDERBARER POSTEN | 39 | 39 |
| SUMME GESAMTERGEBNIS | (351) | (732) |
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2017 Minderheitsbeteiligungen (1) |
|---|---|
| JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG) | 788 |
| Schuldinstrumente (2) | |
| Sicherungen von Nettoinvestitionen | |
| Cashflow-Sicherungen (ohne Commodity-Instrumente) | 19 |
| Cashflow-Sicherungen für Commodities | (11) |
| Latente Steuern auf obige Posten | (2) |
| Anteil von nach der Equity-Methode bilanzierten Gesellschaften an umgruppierbaren Posten, nach Steuern | |
| Umrechnungsdifferenzen | (361) |
| Umgliederbare Posten aus aufgegebenen Geschäftsbereichen, nach Steuern | (53) |
| SUMME UMGLIEDERBARER POSTEN | (407) |
| Eigenkapitalinstrumente | |
| Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste | 2 |
| Latente Steuern auf obige Posten | (4) |
| Anteil von nach der Equity-Methode bilanzierten Gesellschaften an nicht umgliederbaren Posten aus versicherungsmathematischen Gewinnen und Verlusten, nach Steuern | |
| Nicht umgliederbare Posten aus aufgegebenen Geschäftsbereichen, nach Steuern | 2 |
| SUMME NICHT UMGLIEDERBARER POSTEN | |
| SUMME GESAMTERGEBNIS | 381 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2017 wurden wegen der Anwendung von IFRS 9 und IFRS 15 und der Einstufung des Upstream-Liquefied-Natural-Gas-(LNG)-Geschäfts von ENGIE, das im Juli 2018 verkauft wurde, als "Aufgegebene Geschäftsbereiche" neu berechnet (vgl. Anhang 2 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2017").
(2) Die Vergleichsangaben zu den Schuldinstrumenten per 31. Dezember 2017 enthalten Varianten von zur Veräußerung verfügbaren Vermögenswerten im Sinne von IAS 39.
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. 2018 | 31. Dez. 2017 (1) | 1. Jan. 2017(1) |
|---|---|---|---|---|
| Langfristige Vermögenswerte | - | - | - | - |
| Goodwill | 14 | 17.809 | 17.285 | 17.372 |
| Immaterielle Vermögenswerte, zu Buchwerten | 15 | 6.718 | 6.504 | 6.640 |
| Sachanlagen, zu Buchwerten | 16 | 48.917 | 51.061 | 57.775 |
| Sonstige finanzielle Vermögenswerte | 17 | 6.193 | 5.586 | 5.243 |
| Derivate | 17 | 2.693 | 2.949 | 3.603 |
| Investitionen in Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden | 4 | 7.846 | 7.606 | 6.815 |
| Sonstige langfristige Vermögenswerte | 27 | 474 | 566 | 430 |
| Latente Steueransprüche | 12 | 1.066 | 854 | 1.297 |
| SUMME LANGFRISTIGE VERMÖGENSWERTE | - | 91.716 | 92.412 | 99.175 |
| Kurzfristige Vermögenswerte | - | - | - | - |
| Sonstige finanzielle Vermögenswerte | 17 | 2.290 | 2.010 | 1.746 |
| Derivate | 17 | 10.679 | 7.378 | 9.047 |
| Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen, zu Buchwerten | 8 | 15.613 | 13.127 | 14.160 |
| Aktiva aus Verträgen mit Kunden | 8 | 7.411 | 6.930 | 6.529 |
| Vorräte | 27 | 4.158 | 4.161 | 3.663 |
| Sonstige kurzfristige Vermögenswerte | 27 | 9.337 | 8.508 | 10.697 |
| Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente | 17 | 8.700 | 8.929 | 9.810 |
| Als "zum Verkauf gehalten" klassifizierte Vermögenswerte | 5 | 3.798 | 6.687 | 3.506 |
| SUMME KURZFRISTIGE VERMÖGENSWERTE | - | 61.986 | 57.729 | 59.157 |
| SUMME DER VERMÖGENSWERTE | 153.702 | 150.141 | 158.332 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2017 und 1. Januar 2017 sind wegen der Anwendung von IFRS 9 und IFRS 15 neu berechnet (vgl. Anhang 2 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2017").
NB: Die Beträge in den Tabellen sind in Millionen Euro angegeben. In bestimmten Fällen kann das Runden zu unwesentlichen Abweichungen bei den Summen führen.
VERBINDLICHKEITEN
| In Millionen Euro | Anhänge | 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 (1) | 1. Jan. 2017(1) |
|---|---|---|---|---|
| Stammkapital | - | 35.551 | 36.283 | 39.253 |
| Minderheitsbeteiligungen | 3 | 5.391 | 5.840 | 5.784 |
| SUMME EIGENKAPITAL | 19 | 40.941 | 42.122 | 45.037 |
| Langfristige Verbindlichkeiten | - | - | - | - |
| Rückstellungen | 20 | 19.194 | 18.434 | 19.466 |
| Langfristiges Fremdkapital | 17 | 26.434 | 25.292 | 24.405 |
| Derivate | 17 | 2.785 | 2.980 | 3.410 |
| Sonstige finanzielle Verbindlichkeiten | 17 | 46 | 32 | 200 |
| Passiva aus Verträgen mit Kunden | 8 | 36 | 258 | 265 |
| Andere langfristige Verbindlichkeiten | 27 | 960 | 1.007 | 1.180 |
| Latente Steuerschulden | 12 | 5.415 | 5.215 | 6.782 |
| SUMME LANGFRISTIGE VERBINDLICHKEITEN | - | 54.869 | 53.218 | 55.709 |
| Kurzfristige Verbindlichkeiten | - | - | - | - |
| Rückstellungen | 20 | 2.620 | 3.281 | 2.693 |
| Kurzfristiges Fremdkapital | 17 | 5.745 | 8.175 | 12.544 |
| Derivate | 17 | 11.510 | 8.720 | 9.228 |
| Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten | 17 | 19.759 | 16.404 | 17.042 |
| Passiva aus Verträgen mit Kunden | 8 | 3.598 | 3.317 | 2.545 |
| Sonstige kurzfristige Verbindlichkeiten | 27 | 12.529 | 11.531 | 13.233 |
| Verbindlichkeiten, die direkt mit Vermögenswerten verbunden sind, die als zur Veräußerung gehalten klassifiziert sind | 5 | 2.130 | 3.371 | 300 |
| SUMME KURZFRISTIGE VERBINDLICHKEITEN | - | 57.891 | 54.800 | 57.586 |
| SUMME EIGENKAPITAL UND VERBINDLICHKEITEN | - | 153.702 | 150.141 | 158.332 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2017 und 1. Januar 2017 sind wegen der Anwendung von IFRS 9 und IFRS 15 neu berechnet (vgl. Anhang 2 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2017").
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 2016 | 2.435.285.011 | 2.435 | 32.506 | 1.967 | 3.273 | (1.137) |
| Auswirkung von IFRS 9 und 15 (vgl. Anhang 2) | (20) | (305) | ||||
| EIGENKAPITAL PER 1. JANUAR 2017 (1) | 2.435.285.011 | 2.435 | 32.506 | 1.947 | 3.273 | (1.442) |
| Nettoergebnis | 1.320 | - | - | |||
| Sonstiges Gesamtergebnis | 39 | - | 257 | |||
| SUMME GESAMTERGEBNIS | 1.359 | 257 | ||||
| Emissionen von Mitarbeiteraktien und anteilsbasierte Vergütung | 37 | - | - | |||
| Dividendenauszahlung in bar | (2.049) | - | - | |||
| Kauf/Veräußerung eigener Anteile | (19) | - | ||||
| Kupons tief nachrangiger, ewig laufender Anleihen | - | (144) | - | |||
| Geschäftsvorfälle zwischen Eigentümern | 60 | - | - | |||
| Transaktionen mit Auswirkung auf Minderheitsbeteiligungen | (3) | - | - | |||
| Geschäftsvorfälle zwischen Eigentümern in Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden | (1) | - | - | |||
| Stammkapitalerhöhungen, durch nicht beherrschende Beteiligungen gezeichnet | - | - | - | |||
| Sonstige Änderungen | 2 | - | - | |||
| EIGENKAPITAL PER 31. DEZEMBER 2017 (1) | 2.435.285.011 | 2.435 | 32.506 | 1.333 | 3.129 | (1.184) |
| In Millionen Euro | Umrechnungsdifferenzen | Eigene Anteile | Stammkapital | Nicht beherrschende Beteiligungen | Gesamt |
|---|---|---|---|---|---|
| EIGENKAPITAL PER 31. DEZEMBER 2016 | 1.296 | (761) | 39.578 | 5.870 | 45.447 |
| Auswirkung von IFRS 9 und 15 (vgl. Anhang 2) | (325) | (86) | (411) | ||
| EIGENKAPITAL PER 1. JANUAR 2017 (1) | 1.296 | (761) | 39.253 | 5.784 | 45.037 |
| Nettoergebnis | - | - | 1.320 | 788 | 2.108 |
| Sonstiges Gesamtergebnis | (2.349) | - | (2.052) | (407) | (2.459) |
| SUMME GESAMTERGEBNIS | (2.349) | (732) | 381 | (351) | |
| Emissionen von Mitarbeiteraktien und anteilsbasierte Vergütung | - | - | 37 | 37 | |
| Dividendenauszahlung in bar | - | - | (2.049) | (680) | (2.729) |
| Kauf/Veräußerung eigener Anteile | (122) | (140) | (140) | ||
| Kupons tief nachrangiger, ewig laufender Anleihen | - | - | (144) | (144) | |
| Geschäftsvorfälle zwischen Eigentümern | - | - | 60 | 131 | 191 |
| Transaktionen mit Auswirkung auf Minderheitsbeteiligungen | - | - | (3) | (1) | (4) |
| Geschäftsvorfälle zwischen Eigentümern in Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden | - | - | (1) | (1) | |
| Stammkapitalerhöhungen, durch nicht beherrschende Beteiligungen gezeichnet | - | - | 226 | 226 | |
| Sonstige Änderungen | - | - | 2 | (3) | (1) |
| EIGENKAPITAL PER 31. DEZEMBER 2017 (1) | (1.053) | (883) | 36.282 | 5.840 | 42.122 |
(1) Die Vergleichsangaben per 1. Januar 2017 und 31. Dezember 2017 sind wegen der Anwendung von IFRS 9 und IFRS 15 neu berechnet (vgl. Anhang 2 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2017").
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 | Konsolidierte Rücklagen | Tief nachrangige, ewig laufende Anleihen | Änderungen des beizulegenden Zeitwerts und sonstige |
|---|---|---|---|---|---|---|
| EIGENKAPITAL PER 31. DEZEMBER 2017 | 2.435.285.011 | 2.435 | 32.506 | 1.455 | 3.129 | (915) |
| Auswirkung von IFRS 9 und 15 (vgl. Anhang 2) | (122) | (270) | ||||
| Umklassifizierung von Prämien und Kupons tief nachrangiger, ewig laufender Anleihen (1) | (570) | 570 | ||||
| EIGENKAPITAL PER 1. JANUAR 2018 (2) | 2.435.285.011 | 2.435 | 32.506 | 763 | 3.699 | (1.184) |
| Nettoergebnis | - | 1.033 | - | - | ||
| Sonstiges Gesamtergebnis | - | (193) | 165 | |||
| SUMME GESAMTERGEBNIS | - | 840 | 165 | |||
| Emissionen von Mitarbeiteraktien und anteilsbasierte Vergütung | 6 | 60 | 80 | - | - | |
| Einziehung eigener Aktien | (6) | (75) | - | - | ||
| Dividendenauszahlung in bar | (1.739) | - | - | |||
| Kauf/Veräußerung eigener Anteile | (236) | - | - | |||
| Tief nachrangige, ewig laufende Anleihen (1) | (11) | 1.000 | - | |||
| Umklassifizierung tief nachrangiger, ewig laufender Anleihen (1) | (24) | (949) | - | |||
| Zinsen auf tief nachrangige, ewig laufende Anleihen | (123) | - | ||||
| Geschäftsvorfälle zwischen Eigentümern | (34) | - | - | |||
| Transaktionen mit Auswirkung auf Minderheitsbeteiligungen (3) | - | - | ||||
| Stammkapitalerhöhungen und -minderungen, durch nicht beherrschende Anteile gezeichnet | - | - | - | |||
| Sonstige Änderungen | (29) | |||||
| EIGENKAPITAL PER 31. DEZEMBER 2018 | 2.435.285.011 | 2.435 | 32.565 | (590) | 3.750 | (1.019) |
| In Millionen Euro | Umrechnungsdifferenzen | Eigene Anteile | Stammkapital | Nicht beherrschende Beteiligungen | Gesamt |
|---|---|---|---|---|---|
| EIGENKAPITAL PER 31. DEZEMBER 2017 | (1.088) | (883) | 36.639 | 5.938 | 42.577 |
| Auswirkung von IFRS 9 und 15 (vgl. Anhang 2) | 36 | (357) | (99) | (455) | |
| Umklassifizierung von Prämien und Kupons tief nachrangiger, ewig laufender Anleihen (1) | |||||
| EIGENKAPITAL PER 1. JANUAR 2018 (2) | (1.053) | (883) | 36.282 | 5.840 | 42.122 |
| Nettoergebnis | - | - | 1.033 | 595 | 1.629 |
| Sonstiges Gesamtergebnis | (78) | - | (106) | 63 | (42) |
| SUMME GESAMTERGEBNIS | (78) | 928 | 659 | 1.586 | |
| Emissionen von Mitarbeiteraktien und anteilsbasierte Vergütung | - | - | 146 | 1 | 146 |
| Einziehung eigener Aktien | - | 81 | |||
| Dividendenauszahlung in bar | - | - | (1.739) | (882) | (2.621) |
| Kauf/Veräußerung eigener Anteile | - | 342 | 105 | 105 | |
| Tief nachrangige, ewig laufende Anleihen (1) | - | - | 989 | 989 | |
| Umklassifizierung tief nachrangiger, ewig laufender Anleihen (1) | - | - | (973) | (973) | |
| Zinsen auf tief nachrangige, ewig laufende Anleihen | - | - | (123) | (123) | |
| Geschäftsvorfälle zwischen Eigentümern | - | - | (34) | 10 | (24) |
| Transaktionen mit Auswirkung auf Minderheitsbeteiligungen (3) | - | - | - | (229) | (229) |
| Stammkapitalerhöhungen und -minderungen, durch nicht beherrschende Anteile gezeichnet | - | - | (6) | (6) | |
| Sonstige Änderungen | - | - | (29) | (2) | (31) |
| EIGENKAPITAL PER 31. DEZEMBER 2018 | (1.130) | (460) | 35.551 | 5.391 | 40.941 |
(1) Der Klarheit halber wurde entschieden, tief nachrangige, ewig laufende Anleihen mit ihrem Nennwert und nicht mit ihrem Nettowert (nach Abzug von Prämien und Kupons) darzustellen. Diese Umklassifizierung wirkt sich nicht auf das Eigenkapital aus. Transaktionen über die Periode sind in Anhang 19.2.1 " Tief nachrangige, ewig laufende Anleihen" zu finden.
(2) Die Vergleichsangaben per 1. Januar 2017 und 31. Dezember 2017 sind wegen der Anwendung von IFRS 9 und IFRS 15 neu berechnet (vgl. Anhang 2 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2017").
(3) Hauptsächlich in Verbindung mit der Entkonsolidierung von ENGIE E&P International nach der Veräußerung (vgl. Anhang 5.1.2) und der Änderung der Konsolidierungsmethode für Hazelwood (vgl. Anhang 3.1).
NB: Die Beträge in den Tabellen sind in Millionen Euro angegeben. In bestimmten Fällen kann das Runden zu unwesentlichen Abweichungen bei den Summen führen.
Kapitalflussrechnung
| In Millionen Euro | Anhänge | 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 (1) |
|---|---|---|---|
| JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG) | - | 1.629 | 2.108 |
| - Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) aus aufgegebenen Geschäftsbereichen | - | 1.069 | 366 |
| JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG) AUS FORTGEFÜHRTEN GESCHÄFTSBEREICHEN | - | 560 | 1.741 |
| - Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden | - | (361) | (422) |
| + Erhaltene Dividenden von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden | - | 572 | 466 |
| - planmäßige Nettoabschreibung, Amortisation, Wertminderung und Rückstellungen | - | 5.077 | 6.217 |
| - Auswirkung von Änderungen des Konsolidierungskreises und sonstigen Einmaleffekten | - | 198 | (858) |
| - Marktbewertung von Commodity-Verträgen, ohne Trading-Instrumente | - | 223 | (29) |
| - Sonstige Posten, die sich nicht auf Zahlungsmittel auswirken | - | 105 | 43 |
| - Ertragsteueraufwand | - | 704 | (395) |
| - Nettofinanzergebnis | - | 1.387 | 1.387 |
| Zahlungsmittel aus Geschäftstätigkeit vor Ertragssteuern und Working-Capital-Bedarf | - | 8.464 | 8.150 |
| + Gezahlte Steuern | - | (757) | (905) |
| Änderung des Working-Capital-Bedarfs | 26.1 | 149 | 1.613 |
| KAPITALFLUSS AUS BETRIEBLICHER TÄTIGKEIT FORTGEFÜHRTER GESCHÄFTSBEREICHE | 7.857 | 8.858 | |
| KAPITALFLUSS AUS BETRIEBLICHER TÄTIGKEIT AUFGEGEBENER GESCHÄFTSBEREICHE | 17 | 476 | |
| KAPTITALFLUSS AUS BETRIEBLICHER TÄTIGKEIT | 7.873 | 9.335 | |
| Erwerbe von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten | 6.5 | (6.202) | (5.778) |
| Erwerbe von beherrschenden Anteilen an Gesellschaften, abzüglich erworbener Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente | 6.5 | (983) | (692) |
| Erwerbe von Investitionen in Gesellschaften, die nach der Equity-Methode und als gemeinschaftliche Tätigkeit bilanziert werden | 6.5 | (338) | (1.311) |
| Erwerbe von Eigenkapital- und Schuldinstrumenten | 6.5 | (283) | (247) |
| Veräußerungen von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten | - | 114 | 90 |
| Verlust von beherrschenden Beteiligungen an Gesellschaften, abzüglich verkaufter Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente | - | 2.865 | 3.211 |
| Veräußerungen von Investitionen in Gesellschaften, die nach der Equity-Methode und als gemeinschaftliche Tätigkeit bilanziert werden | - | 2 | 283 |
| Veräußerungen von Eigenkapital- und Schuldinstrumenten | - | 186 | 126 |
| Vereinnahmte Zinsen auf finanzielle Vermögenswerte | - | 26 | 75 |
| Aus Eigenkapitalinstrumenten erhaltene Dividenden | - | 52 | 171 |
| Änderung bei Krediten und Forderungen, ausgereicht von der Gruppe und anderen | 6.5 | (251) | (856) |
| KAPITALFLUSS AUS (VERWENDET FÜR) INVESTITIONSTÄTIGKEIT IN FORTGEFÜHRTE GESCHÄFTSBEREICHE | (4.813) | (4.928) | |
| KAPITALFLUSS AUS (VERWENDET FÜR) INVESTITIONSTÄTIGKEIT IN AUFGEGEBENE GESCHÄFTSBEREICHE | (1.282) | (242) | |
| KAPITALFLUSS AUS (VERWENDET FÜR) INVESTITIONSTÄTIGKEIT | (6.095) | (5.171) | |
| Gezahlte Dividenden (2) | - | (2.659) | (2.871) |
| Rückzahlung der 3%igen Steuer auf Dividenden durch den französischen Staat | - | 389 | |
| Rückzahlung von Fremdkapital und Schulden | - | (5.328) | (7.738) |
| Änderung bei finanziellen Vermögenswerten, die für Investitions- und Finanzierungszwecke gehalten werden | - | (289) | (197) |
| Gezahlte Zinsen | - | (727) | (744) |
| Vereinnahmte Zinsen auf Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente | - | 79 | 107 |
| Kapitalfluss aus Derivaten, die als Sicherung von Nettoinvestitionen qualifizieren, und Kompensationszahlungen auf Derivate und frühzeitig zurückgekauftes Fremdkapital | - | (152) | (156) |
| Erhöhung von Fremdkapitalaufnahmen | - | 4.724 | 6.356 |
| Kapitalerhöhung/-senkung | - | 70 | 486 |
| Ausgabe nachrangiger ewig laufender Hybridanleihen | - | 989 | |
| Kauf bzw. Verkauf eigener Anteile | - | 104 | (140) |
| Änderungen bei Eigentumsanteilen an beherrschten Unternehmen | 6.5 | (18) | 1 |
| KAPITALFLUSS AUS (VERWENDET FÜR) FINANZIERUNGSTÄTIGKEIT FÜR FORTGEFÜHRTE GESCHÄFTSBEREICHE | (3.207) | (4.506) | |
| KAPITALFLUSS AUS (VERWENDET FÜR) FINANZIERUNGSTÄTIGKEIT FÜR AUFGEGEBENE GESCHÄFTSBEREICHE | 1.279 | (228) | |
| KAPITALFLUSS AUS (VERWENDET FÜR) FINANZIERUNGSTÄTIGKEIT | (1.928) | (4.734) | |
| Auswirkungen von Änderungen von Wechselkursen und sonstigen bei fortgeführten Geschäftsbereichen | - | (78) | (286) |
| Auswirkungen von Änderungen von Wechselkursen und sonstigen bei aufgegebenen Geschäftsbereichen | - | (1) | (11) |
| SUMME KAPITALFLUSS FÜR DIE PERIODE | (229) | (867) | |
| Umklassifizierung von Zahlungsmitteln und Zahlungsmitteläquivalenten bei aufgegebenen Geschäftsbereichen | - | (16) | |
| ZAHLUNGSMITTEL UND ZAHLUNGSMITTELÄQUIVALENTE ZU PERIODENBEGINN | - | 8.929 | 9.813 |
| ZAHLUNGSMITTEL UND ZAHLUNGSMITTELÄQUIVALENTE ZU PERIODENENDE | 8.700 | 8.929 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2017 wurden wegen der Anwendung von IFRS 9 und IFRS 15 und der Einstufung des Upstream-Liquefied-Natural-Gas LNG)-Geschäfts von ENGIE, das im Juli 2018 verkauft wurde, als "Aufgegebene Geschäftsbereiche" neu berechnet (vgl. Anhang 2 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2017").
(2) Die Zeile "Gezahlte Dividenden" beinhaltet die an Besitzer tief nachrangiger, ewig laufender Anleihen gezahlten Kupons in Höhe von 123 Mio. € per 31. Dezember 2018 und von 144 Mio. € per 31. Dezember 2017.
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 für sociétés anonymes sowie den Bestimmungen ihrer Satzung.
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 27. Februar 2019 genehmigte der Aufsichtsrat der Gruppe den Konzernabschluss der Gruppe für das am 31. Dezember 2018 beendete Jahr und gab ihn zur Veröffentlichung frei.
ANHANG 1 Bilanzierungsrahmen und Grundlage für die Aufstellung des Konzernabschlusses
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 2017 und 2018) 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 2018 beendete Jahr wurde gemäß den IFRS-Standards erstellt, wie vom International Accounting Standards Board veröffentlicht und von der Europäischen Union (1) übernommen.
Die Bilanzierungsstandards für den Konzernabschluss für das am 31. Dezember 2018 beendete Jahr sind mit der Strategie zur Erstellung des Konzernabschlusses für das am 31. Dezember 2017 beendete Jahr konsistent, mit den Ausnahmen, die im folgenden §1.1.1 beschrieben sind.
1.1.1 IFRS-Standards, Änderungen oder IFRIC-Interpretationen, die für 2018 gelten
| ― | IFRS 9 - Finanzinstrumente |
Im Einklang mit den Übergangsprinzipien in IFRS 9 gilt der neue Standard rückwirkend für die Klassifizierung und Bewertung finanzieller Vermögenswerte und Verbindlichkeiten sowie für Wertminderungsaufwand und prospektiv für die Bilanzierung von Sicherungsbeziehungen mit Ausnahme der Bestimmungen, die sich auf den Ansatz des Zeitwerts derivativer Instrumente beziehen. Diesbezüglich hat die Gruppe entschieden, per 1. Januar 2017 die Änderungen der Zeitkomponente beim beizulegenden Zeitwert für Sicherungsverhältnisse im sonstigen Gesamtergebnis zu erfassen, bei denen zuvor nur das "Spot"-Element als Sicherungsinstrument designiert war.
Für weitere Angaben zum Einfluss von IFRS 9 auf den Konzernabschluss vgl. die Anhänge 2, 17 und 18;
| ― | IFRS 15 - Erlöse aus Verträgen mit Kunden |
Für die erstmalige Anwendung kam die vollständig retrospektive Methode zum Tragen, die erfordert, dass die vergleichenden Angaben für den Zeitpunkt der ersten Anwendung neu zu berechnen sind. Außerdem hat ENGIE beschlossen, die im Standard angebotenen praktischen Hilfsmittel zu nutzen, die sich auf per 1. Januar 2017 abgelaufene oder geänderte Verträge beziehen.
Für weitere Angaben zum Einfluss von IFRS 15 auf den Konzernabschluss vgl. die Anhänge 2 und 18;
| ― | Änderungen an IFRS 2 - Anteilsbasierte Vergütung: Klassifizierung und Bewertung von Geschäftsvorfällen mit anteilsbasierter Vergütung; |
| ― | IFRIC 22 - Transaktionen in fremder Währung und im Voraus gezahlte Gegenleistungen; |
| ― | jährliche Verbesserungen der IFRS-Standards - Zyklus 2014-2016 (2) . |
Der Einfluss der Anwendung von IFRS 9 und IFRS 15 ist in den genannten Anhängen dargestellt.
Die anderen Änderungen, Interpretationen und Verbesserungen haben keine wesentliche Auswirkung auf den Konzernabschluss der Gruppe.
1.1.2 2019 in Kraft tretende IFRS-Standards, Änderungen oder IFRIC-Interpretationen, deren vorzeitige Anwendung die Gruppe nicht gewählt hat
| ― | 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.
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 bezeichnet werden. Hier geht es hauptsächlich um Immobilien und Fahrzeuge. In der konsolidierten Gewinn- und Verlustrechnung wird die Auflösung der Mietaufwendungen für diese Operating-Leasings zu einem Zuwachs bei EBITDA, Abschreibungen und Finanzaufwendungen führen.
Nach der Identifizierung von Leasings in der gesamten Gruppe wurden sie nach den Kriterien des neuen Standards analysiert (ein Leasingverhältnis identifizieren, die Dauer des Leasings bewerten, die Abzinsung bewerten und bestimmen usw.). Sie werden jetzt fortlaufend identifiziert, um die Datenbank der Gruppe zu aktualisieren. Das IT-Tool, das eine Vielzahl von Leasingverhältnissen verarbeiten kann, ist in der gesamten Gruppe eingeführt.
(1) Verfügbar auf der Website der Europäischen Kommission: http://ec.europa.eu/internal_market/accounting/ias/index_en.htm.
(2) Die Verbesserungen für IFRS 1 und IAS 28 aus diesem Zyklus gelten ab 2018.
Übergang
Die Analyse der Auswirkung des Übergangs mit dem modifizierten retrospektiven Ansatz wird abgeschlossen. Die Gruppe hat gewählt, einige der Übergangsoptionen für den neuen Standard ab 1. Januar 2019 anzuwenden. Sie hat unter anderem gewählt, die Leasingverhältnisse in die Datenbank der Gruppe aufzunehmen, die innerhalb von 12 Monaten ab Übergangsdatum enden, die "Right-of-Use Assets" um den Betrag der Rückstellungen für verlustbringende Leasings zu berichtigen, der in der Bilanz per 31. Dezember 2018 erfasst ist (statt ihrer Wertminderung) und die Grandfathering-Klausel anzuwenden.
Verpflichtungen aus Operating-Leasings sind in Anhang 23.1 "Operatingleasings mit ENGIE als Leasingnehmer" dargestellt (mehr zu Finanzierungsleasings in Anhang 22). Entsprechend der Höhe dieser bilanzunwirksamen Verpflichtungen wird erwartet, dass sich diese Leasingverhältnisse ab 2019 mit 2,1 Mrd. € bis 2,3 Mrd. € auf die Schulden der Gruppe auswirken;
| ― | Änderungen an IFRS 9 - Finanzinstrumente: Vorfälligkeitsregelungen mit negativer Ausgleichsleistung; |
| ― | Änderungen an IAS 28 - Investitionen in assoziierte Unternehmen und Joint Ventures: Langfristige Beteiligungen an assoziierten Unternehmen und Joint Ventures (1) ; |
| ― | Änderungen an IAS 19 - Leistungen an Arbeitnehmer: Planänderungen, -kürzungen oder -abgeltungen (1) ; |
| ― | IFRIC 23 - Unsicherheit bezüglich der ertragsteuerlichen Behandlung; |
| ― | jährliche Verbesserungen der IFRS-Standards - Zyklus 2015-2017 (1) . |
Die Auswirkung der Anwendung dieser anderen Änderungen, Interpretationen und Verbesserungen wird zurzeit beurteilt.
1.1.3 IFRS-Standards, Änderungen oder IFRIC-Interpretationen, die nach 2019 gelten
| ― | IFRS 17 - Versicherungsverträge (1); |
| ― | Änderungen an IFRS 3 - Unternehmenszusammenschlüsse: Definition eines Geschäftsbetriebs 1 ; |
| ― | Änderungen an IAS 1 - Darstellung des Abschlusses und IAS 8 "Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden, Änderungen von Schätzungen und Fehler": Definition von Wesentlichkeit (1) . |
Die Auswirkung der Anwendung dieser Standards und Änderungen wird zurzeit beurteilt.
1.2 Grundlage der Bewertung und Darstellung
1.2.1 Anschaffungskostenprinzip
Der Konzernabschluss ist in Euro dargestellt wurde nach dem Anschaffungskostenprinzip erarbeitet. Eine Ausnahme bilden Finanzinstrumente, die nach den in IAS 9 aufgestellten Kategorien für Finanzinstrumente bilanziert sind.
1.2.2 Gewählte Optionen
1.2.2.1 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 gewählt, Unternehmenszusammenschlüsse nicht neu zu bilanzieren, die vor dem 1. Januar 2004 stattfanden. |
1.2.2.2 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 proportionalen Anteils des Unternehmens an den identifizierbaren Nettovermögenswerten des erworbenen Unternehmens bewertet. Die Gruppe entscheidet je nach Fall, welche Bewertungsoption sie nutzt, um nicht beherrschende Beteiligungen auszuweisen.
1.2.2.3 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 eine Kapitalrendite 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 Zahlungsmittel zentral vom Treasury-Bereich der Gruppe 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 stehen in einer separaten Zeile.
1.2.3 Fremdwährungstransaktionen
1.2.3.1 Umrechnung von Fremdwährungstransaktionen
Fremdwährungstransaktionen werden in der funktionalen Währung zu dem Wechselkurs verbucht, der am Tag der Transaktion gilt.
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.
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, in dem sie anfallen; |
| ― | werden nicht-monetäre Vermögenswerte und Verbindlichkeiten in Fremdwährungen zu den Anschaffungskosten am Transaktionstag angesetzt. |
1 Die Europäischen Union hat diese Standards und Änderungen noch nicht angenommen.
1.2.3.2 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 erscheinen bei den "Umrechnungsanpassungen" als sonstiges Gesamtergebnis.
Anpassungen des Geschäfts- oder Firmenwerts 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 am Jahresende umgerechnet.
1.2.4 Anwendung von Schätzungen und Ermessensentscheidungen
1.2.4.1 Schätzungen
Konzernabschlüsse aufzustellen, verlangt Schätzungen und Annahmen, um den Wert von Vermögenswerten und Verbindlichkeiten und Eventualvermögenswerten und -verbindlichkeiten am Ende der Berichtsperiode sowie über die Periode verbuchte Erträge und Aufwendungen zu bestimmen.
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 für Businesspläne, zur Bestimmung von Abzinsungen für Werthaltigkeitstests und zur Berechnung von Rückstellungen berücksichtigen das Umfeld und die erhebliche Marktvolatilität.
Bilanzielle Schätzungen in einem Kontext, der auf Entwicklungen des Energiemarkts empfindlich reagiert, erschweren das Bestimmen mittelfristiger Wirtschaftsaussichten.
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 5); |
| ― | Bewertung noch nicht gemessener Umsatzerlöse, so genannter ungemessener Erlöse (vgl. Anhang 8); |
| ― | Bewertung erfasster steuerlicher Verlustvorträge (vgl. Anhang 12); |
| ― | Bewertung des erzielbaren Betrags für Geschäfts- oder Firmenwert (vgl. Anhang 14), von sonstigen immateriellen Vermögenswerten (vgl. Anhang 15) und Sachanlagen (vgl. Anhang 16); |
| ― | Finanzinstrumente (vgl. Anhänge 17 und 18); |
| ― | Bewertung von Rückstellungen, insbesondere für die Back-End-Kosten des Brennelementekreislaufs, Abbruchverpflichtungen, Rechtstreitigkeiten, Pensionen und sonstige Leistungen für Arbeitnehmer (vgl. Anhänge 20 und 21). |
1.2.4.2 Ermessensentscheidungen
Das Management der Gruppe stützt sich auf Schätzungen, trifft aber auch Ermessensentscheidungen, um die geeignete Bilanzierung bestimmter Tätigkeiten und Geschäfte insbesondere dann zu bestimmen, wenn die geltenden IFRS-Standards und IFRIC-Interpretationen nicht speziell auf die jeweiligen Bilanzierungsprobleme eingehen.
Die Gruppe übte ihr Ermessen insbesondere aus, um einzuschätzen:
| ― | die Art der Beherrschung (vgl. Anhang 3); |
| ― | die Leistungsverpflichtungen aus Verkaufsverträgen (vgl. Anhang 8); |
| ― | wie Erlöse aus Kunden berechneten Verteilungs- und Übertragungsleistungen erfasst werden (vgl. Anhang 8); |
| ― | die Identifizierung von Verträgen zur "Selbstnutzung" laut Definition in IFRS 9 unter den Verträgen über Kauf und Verkauf nicht finanzieller Posten (Strom, Gas usw.) (vgl. Anhang 18); |
| ― | die Klassifizierung von Vereinbarungen, die ein Leasing-Verhältnis enthalten (vgl. Anhänge 22 und 23); |
Unternehmen, für die Ermessensentscheidungen hinsichtlich der Art der Beherrschung getroffen wurden, sind in Anhang 3 "Die wichtigsten Tochtergesellschaften per 31. Dezember 2018" und 4 "Investitionen in Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden" aufgeführt.
Bilanzierungsstandards
Von nun an werden Bilanzierungsstandards zu Beginn der Anhänge erläutert, auf die sie sich beziehen, um die Lesbarkeit dieses Konzernabschlusses zu verbessern.
ANHANG 2 Neuberechnung der vergleichenden Angaben 2017
Der im Folgenden dargestellte und bereits veröffentlichte Abschluss ist angepasst worden, um zu berücksichtigen:
| ― | Auswirkungen der Anwendung der neuen Standards IFRS 9 -Finanzinstrumente und IFRS 15 - Erlöse aus Verträgen mit Kunden; und |
| ― | die Darstellung des Upstream-Liquefied-Natural-Gas(LNG)- Geschäfts von ENGIE, das im Juli 2018 verkauft wurde, als "Aufgegebene Geschäftsbereiche" im Jahresabschluss per 31. Dezember 2017 (Gewinn- und Verlustrechnung, Gesamtergebnisrechnung und Kapitalflussrechnung), denn nach IFRS 5 - Zur Veräußerung gehaltene langfristige Vermögenswerte und aufgegebene Geschäftsbereiche handelt es sich um einen separaten wesentlichen Geschäftsbereich. |
Hier sei darauf hingewiesen, dass die Explorations- und Förderaktivitäten (ENGIE E&P International) bereits im Konzernabschluss per 31. Dezember 2017 als aufgegebene Geschäftsbereiche klassifiziert waren.
2.1 Auswirkung der Anwendung von IFRS 9 und IFRS 15 auf den Vergleich mit dem Jahresabschluss 2017
2.1.1 Wirkung auf die Bilanz per 31. Dezember 2017
2.1.1.1 Zusammenfassung der wichtigsten Auswirkungen,
| In Millionen Euro | umklassifiziert per 31. Dez. 2017 | Auswirkung von IFRS 9 | Auswirkung von IFRS 15 | neu berechnet per 31. Dez. 2017 |
|---|---|---|---|---|
| Sonstige finanzielle Vermögenswerte | 7.632 | (35) | 7.596 | |
| Investitionen in Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden | 7.702 | (79) | (16) | 7.606 |
| Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen, zu Buchwerten | 13.247 | (126) | 4 | 13.126 |
| Aktiva aus Verträgen mit Kunden | 6.946 | (16) | 6.930 | |
| Sonstige kurzfristige und langfristige Vermögenswerte | 114.761 | 37 | 83 | 114.882 |
| SUMME DER VERMÖGENSWERTE | 150.287 | (217) | 70 | 150.140 |
| Stammkapital | 36.639 | (224) | (132) | 36.283 |
| Minderheitsbeteiligungen | 5.938 | (11) | (87) | 5.840 |
| SUMME EIGENKAPITAL | 42.577 | (235) | (219) | 42.122 |
| Rückstellungen | 21.720 | 3 | (8) | 21.715 |
| Passiva aus Verträgen mit Kunden | 3.278 | 298 | 3.575 | |
| Sonstige kurzfristige und langfristige Verbindlichkeiten | 82.712 | 15 | (1) | 82.727 |
| SUMME EIGENKAPITAL UND VERBINDLICHKEITEN | 150.287 | (217) | 70 | 150.140 |
2.1.1.2 Umklassifizierungen zur Anpassung der Darstellung der Bilanz infolge der Anwendung der zwei neuen Standards
Im Hinblick auf IFRS 9 betreffen die wichtigsten Auswirkungen die Umklassifizierung finanzieller Vermögenswerte, die zuvor als "zum Verkauf verfügbare Wertpapiere" eingestuft und zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Änderungen im sonstigen Gesamtergebnis bewertet waren, und im Hinblick auf IFRS 15 die separate Darstellung von Vermögenswerten aus Verträgen und Verbindlichkeiten aus Verträgen.
| In Millionen Euro | veröffentlicht per 31. Dez. 2017 | Umklassifizierungen | ||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Vermögenswerte | ||||||
| Veräußerungsfähige Wertpapiere | 2.656 | (2.656) | - | - | - | - |
| Kredite und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten | 3.576 | - | (3.576) | - | - | - |
| Sonstige finanzielle Vermögenswerte | 2.656 | 3.576 | 85 | (293) | - | |
| Eigenkapitalinstrumente zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis | 745 | - | - | - | - | |
| Eigenkapitalinstrumente, erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet | 379 | - | - | - | - | |
| Schuldinstrumente zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis | 882 | - | - | - | - | |
| Schuldinstrumente, erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet | 650 | - | - | - | - | |
| Kredite und Forderungen, zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet | - | 3.576 | 85 | (293) | - | |
| Investitionen in Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden | 7.409 | - | - | - | 293 | - |
| Sonstige kurzfristige und langfristige Vermögenswerte | 9.059 | - | - | - | - | 22 |
| Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen, zu Buchwerten | 20.311 | - | - | (74) | - | - |
| Aktiva aus Verträgen mit Kunden | - | - | (4) | - | - | |
| Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte | 1.608 | - | - | - | - | - |
| Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente | 8.931 | - | - | (7) | - | - |
| Verbindlichkeiten | ||||||
| Rückstellungen | 21.768 | - | - | - | - | - |
| Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten, netto | 16.432 | - | - | - | - | - |
| Passiva aus Verträgen mit Kunden | - | - | - | - | - | |
| Sonstige kurzfristige und langfristige Verbindlichkeiten | 15.765 | - | - | - | - | 22 |
| In Millionen Euro | Umklassifizierungen | umklassifiziert per 31. Dez. 2017 | ||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Vermögenswerte | ||||||
| Veräußerungsfähige Wertpapiere | - | - | - | - | - | |
| Kredite und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten | - | - | - | - | - | |
| Sonstige finanzielle Vermögenswerte | - | - | 1.608 | - | - | 7.632 |
| Eigenkapitalinstrumente zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis | - | - | - | - | - | 745 |
| Eigenkapitalinstrumente, erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet | - | - | - | - | - | 379 |
| Schuldinstrumente zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis | - | - | 901 | - | - | 1.783 |
| Schuldinstrumente, erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet | - | - | 213 | - | - | 863 |
| Kredite und Forderungen, zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet | - | - | 494 | - | - | 3.861 |
| Investitionen in Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden | - | - | - | - | - | 7.702 |
| Sonstige kurzfristige und langfristige Vermögenswerte | - | - | - | - | - | 9.081 |
| Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen, zu Buchwerten | (46) | (6.951) | - | - | 7 | 13.247 |
| Aktiva aus Verträgen mit Kunden | - | 6.951 | - | - | - | 6.947 |
| Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte | - | - | (1.608) | - | - | |
| Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente | - | - | - | - | - | 8.924 |
| Verbindlichkeiten | ||||||
| Rückstellungen | (48) | - | - | - | - | 21.720 |
| Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten, netto | - | - | - | (7) | (18) | 16.408 |
| Passiva aus Verträgen mit Kunden | 2 | - | - | 3.276 | - | 3.278 |
| Sonstige kurzfristige und langfristige Verbindlichkeiten | - | - | - | (3.269) | 25 | 12.542 |
2.1.1.3 IFRS 9 - Finanzinstrumente: Auswirkungen auf die Bilanz per 31. Dezember 2017
Die Hauptauswirkungen der erstmaligen Anwendung von IFRS 9 auf die Bilanz sind für jede der drei Phasen des neuen Standards hier zusammengefasst.
| ― | Klassifizierung und Bewertung von finanziellen Vermögenswerten und Verbindlichkeiten |
IFRS 9 verlangt, dass finanzielle Vermögenswerte nach Art, vertraglich festgelegtem Zahlungsstrom und Geschäftsmodell klassifiziert und bewertet werden. Der neue Standard bedeutet keine wesentliche Änderung im Hinblick darauf, wie finanzielle Verbindlichkeiten zu klassifizieren und bewerten sind.
Für die Gruppe ist die wichtigste Auswirkung die Umklassifizierung finanzieller Vermögenswerte, die zuvor als "zur Veräußerung verfügbare Wertpapiere" dargestellt und zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis bewertet wurden. Eine Zusammenfassung der Umklassifizierungen zeigt die Tabelle oben (vgl. Anhang 2.1.1.2).
| ― | Wertminderung |
Die Vorschriften in IFRS 9 zur Wertminderung verlangen den Ansatz erwarteter Kreditausfälle beim erstmaligen Erfassen von Forderungen oder immer dann, wenn Darlehen gewährt oder finanzielle Garantien gegeben werden.
Die erstmalige Anwendung von IFRS 9 erhöhte die Wertminderung. Das betraf hauptsächlich Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und aktive Posten in Verträgen mit Kunden (Zunahme der Wertminderung um 134 Mio. € Ende 2017 bei einem Gesamtbruttobetrag von 20 Mrd. €) sowie langfristige Forderungen (Zunahme der Wertminderung um 26 Mio. € Ende 2017 bei einem Gesamtbruttobetrag von 4 Mrd. €).
Die Tabelle fasst die Auswirkungen der Änderungen bei der Wertminderung nach der erstmaligen Anwendung von IFRS 9 zusammen.
| In Millionen Euro | umklassifiziert per 31. Dez. 2017 | Auswirkung von IFRS 9 | 31. Dez. 2017, neu berechnet vor Auswirkungen von IFRS 15 |
|---|---|---|---|
| Sonstige finanzielle Vermögenswerte | 7.632 | (35) | 7.596 |
| Eigenkapitalinstrumente zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis | 745 | (12) | 733 |
| Brutto | 578 | (3) | 575 |
| Beizulegender Zeitwert | 167 | (9) | 158 |
| Eigenkapitalinstrumente, erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet | 379 | 14 | 393 |
| Brutto | 466 | (2) | 464 |
| Beizulegender Zeitwert | (87) | 16 | (71) |
| Schuldinstrumente zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis | 1.783 | 3 | 1.786 |
| Brutto | 1.741 | 1.741 | |
| Beizulegender Zeitwert | 42 | 4 | 46 |
| Schuldinstrumente, erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet | 863 | (6) | 857 |
| Brutto | 908 | (2) | 906 |
| Beizulegender Zeitwert | (46) | (3) | (49) |
| Kredite und Forderungen, zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet | 3.861 | (35) | 3.826 |
| Brutto | 4.084 | (8) | 4.076 |
| Beizulegender Zeitwert | 19 | 19 | |
| Wertminderung | (242) | (26) | (269) |
| Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen, zu Buchwerten | 13.247 | (126) | 13.122 |
| Brutto | 14.221 | 14.221 | |
| Wertminderung | (973) | (126) | (1.099) |
| Aktiva aus Verträgen mit Kunden | 6.946 | (16) | 6.930 |
| Brutto | 6.950 | (8) | 6.943 |
| Wertminderung | (4) | (8) | (12) |
| ― | Bilanzierung von Sicherungsbeziehungen |
Ziel des neuen Standards ist, die Bilanzierung von Sicherungsbeziehungen und das Risikomanagement besser in Einklang zu bringen, ohne die Prinzipien des Hedge Accounting grundsätzlich zu ändern.
Die Gruppe, die das Hedge Accounting vor allem nutzt, um Nettoschuldrisiken zu sichern, beobachtete diesbezüglich keine wesentliche Auswirkung infolge des Übergangs.
Für die drei Phasen hatte die erstmalige Anwendung von IFRS 9 eine negative Gesamtwirkung von 235 Mio. € auf das konsolidierte Eigenkapital per 31. Dezember 2017 (einschließlich einer Negativwirkung von 79 Mio. € auf die Bewertung des Anteils an den Nettovermögenswerten von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden).
2.1.1.4 IFRS 15 - Erlöse aus Verträgen mit Kunden: Auswirkungen auf die Bilanz per 31. Dezember 2017
Die wichtigsten Auswirkungen der erstmaligen Anwendung von IFRS 15 auf die Bilanz der Gruppe betreffen:
| ― | die separate Darstellung von Vermögenswerten und Verbindlichkeiten aus Verträgen, die dazu führt, dass bestimmte Forderungen aus Lieferungen und Leistungen als aktive Vertragsposten und bestimmte andere kurzfristige Verbindlichkeiten als passive Vertragsposten umklassifiziert werden (vgl. zusammenfassende Tabelle der Umklassifizierungen in Abschnitt 2.1.1.2 oben); |
| ― | die Bewertung der zu erfassenden Erlöse, für die der neue Standard genauere Vorschriften enthält, hauptsächlich in Abhängigkeit davon, wie die identifizierten Leistungsverpflichtungen erfüllt werden. Er hat auch den Zeitpunkt der Erlöserfassung und das Margenprofil bei bestimmten Verträgen geändert. |
Der zweite Punkt betrifft hauptsächlich Verträge über das Betreiben und Instandhalten von Kraftwerken oder die Bereitstellung von Produktionskapazitäten, bei denen passive Vertragsposten potenziell zunehmen, indem sie den Zeitraum zwischen dem erhaltenen Preis und der Fertigstellung der Leistungen widerspiegeln.
Infolgedessen hatte die Anwendung von IFRS 15 am 31. Dezember 2017 eine Negativwirkung von 219 Mio. € auf das Eigenkapital, während die Auswirkung auf den Rhythmus der Erlöserfassung für diese Verträge in der Gewinn- und Verlustrechnung angesichts ihrer Laufzeit nicht wesentlich ist.
2.1.2 Auswirkungen auf Gewinn- und Verlustrechnung per 31. Dezember 2017
2.1.2.1 Zusammenfassung der wichtigsten Auswirkungen
| In Millionen Euro | veröffentlicht per 31. Dez. 2017 | Auswirkung von IFRS 9 | Auswirkung von IFRS 15 | Per 31. Dez. 2017 neu berechnet, ohne Auswirkungen von IFRS 5 auf LNG |
|---|---|---|---|---|
| Erlöse aus Verträgen mit Kunden | 64.280 | (9.898) | 54.381 | |
| Erlöse aus sonstigen Verträgen | 749 | 5.805 | 6.555 | |
| ERLÖSE | 65.029 | (4.093) | 60.936 | |
| Käufe | (36.740) | 3.980 | (32.760) | |
| Sonstige betriebliche Erträge und Aufwendungen | (9.636) | 78 | (9.558) | |
| 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) | 2.752 |
| NETTOFINANZERTRÄGE/(-AUFWENDUNGEN) | (1.296) | (100) | (11) | (1.407) |
| Ertragsteueraufwand | 425 | 37 | 11 | 473 |
| JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG) | 2.238 | (92) | (38) | 2.108 |
2.1.2.2 IFRS 9 - Finanzinstrumente: Auswirkungen auf die Bilanz per 31. Dezember 2017
Die Auswirkung von IFRS 9 auf den Jahresüberschuss (Konzernanteil) belief sich am 31. Dezember 2017 auf negative 92 Mio. € (negative 129 Mio. € vor Steuern).
Die Auswirkung auf den Jahresüberschuss war vor allem dem Einmaleffekt des Übergangs geschuldet, der aus der Anwendung von IFRS 9, Punkt 7.2.1, entstand, wonach 2017 ausgebuchte Vermögenswerte, insbesondere Forderungen aus Lieferungen und Leistungen, weiterhin nach IAS 39 statt nach IFRS 9 zu bilanzieren sind. Infolge dessen hatte das Erfassen erwarteter Kreditausfälle auf den Erstansatz neuer Forderungen (vor allem Forderungen aus Lieferungen und Leistungen) 2017 einen negativen Einmaleffekt von 113 Mio. € für die Bruttoerträge der Periode, die bei den einmaligen Erträgen ausgewiesen wurden.
Hier sei angemerkt, dass das Periodenergebnis nach dem Übergang vor allem durch wesentliche Änderungen bei der Bonitätseinstufung unserer Gegenparteien, beispielsweise bei Finanzkrisen, beeinflusst werden könnte.
2.1.2.3 IFRS 15 - Erlöse aus Verträgen mit Kunden: Auswirkungen auf die Gewinn- und Verlustrechnung per 31. Dezember 2017
Die wichtigsten Auswirkungen auf die konsolidierten Erlöse der Gruppe beziehen sich auf die Darstellung. Die Auswirkung des neuen Standards auf das kurzfristige Betriebsergebnis ist nicht wesentlich.
Im Folgenden werden die drei Hauptprobleme für die Gruppe erläutert. Die ersten zwei, die 9.526 Mio. € ausmachen, beziehen sich auf die Darstellung und haben keinen Einfluss auf das kurzfristige Betriebsergebnis der Gruppe:
| ― | in bestimmten Ländern, in denen die Gruppe als Energieversorger auftritt, ohne für die Energieverteilung zuständig zu sein, kann die Analyse nach IFRS 15 dazu führen, dass nur der Energieabsatz als Erlös angesetzt wird. In bestimmten Situationen führt die bilanzielle Behandlung nach IFRS 15 zu einem um die Verteilung geminderten Erlös, was sich aber nicht auf die Gewinnspanne für die Energie auswirkt, denn die damit verbundenen Aufwendungen sinken entsprechend. Per 31. Dezember 2017 ergab die entsprechende Neuberechnung des Erlöses negative 3.803 Mio. €, wobei die betrieblichen Aufwendungen um denselben Betrag sanken. 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: Nach IFRS 15 werden Erlöse aus der Gasverteilung 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. €; |
| ― | Verkaufstransaktionen für Commodities, die IFRS 9 - Finanzinstrumente zugeordnet sind, fallen nicht unter IFRS 15. Der Verkauf gemäß diesen Verträgen, der zu einer physischen Lieferung führt, wird deshalb in einer separaten Zeile dargestellt, die nicht die Erlöse nach IFRS 15 enthält. Per 31. Dezember 2017 beliefen sich diese Verkäufe auf 5.723 Mio. €; |
| ― | der neue Standard hat den Zeitpunkt der Erlöserfassung bei bestimmten Tätigkeitsarten geändert (wie Betreiben und Instandhalten von Kraftwerken oder Bereitstellung von Produktionskapazitäten). Das wirkte sich jedoch auf den Ertrag per 31. Dezember 2017 nicht wesentlich aus. |
2.2 Klassifizierung des Upstream-Liquefied-Natural-Gas(LNG)-Geschäfts als "Aufgegebene Geschäftsbereiche"
Am 13. Juli 2018 brachte die Gruppe die Veräußerung ihres Up-stream-Liquefied-Natural-Gas(LNG)-Geschäfts an Total zum Abschluss (vgl. Anhang 5.1.4 "Veräußerung des Liquefied-Natural-Gas(LNG)-Geschäfts von ENGIE").
Nach IFRS 5 wird das Upstream-LNG-Geschäft in der Gewinn- und Verlustrechnung, der Gesamtergebnisrechnung und der Kapitalflussrechnung der Gruppe per 31. Dezember 2017 als "Aufgegebene Geschäftsbereiche" dargestellt.
Andere per 31. Dezember 2018 zum Verkauf gehaltene Vermögenswerte erfüllen die Definition für "Aufgegebene Geschäftsbereiche" nicht und wurden deshalb nicht neu berechnet.
2.3 Vergleichender Abschluss 2017
2.3.1 Gewinn- und Verlustrechnung per 31. Dezember 2017
| In Millionen Euro | veröffentlicht per 31. Dez. 2017 | Auswirkung von IFRS 9 | Auswirkung von IFRS 15 | IFRS 5 - LNG | neu berechnet per 31. Dez. 2017 |
|---|---|---|---|---|---|
| Erlöse aus Verträgen mit Kunden | 64.280 | (9.898) | (1.308) | 53.073 | |
| Erlöse aus sonstigen Verträgen | 749 | 5.805 | (52) | 6.503 | |
| ERLÖSE | 65.029 | (4.093) | (1.360) | 59.576 | |
| Käufe | (36.740) | 3.980 | 1.296 | (31.465) | |
| Personalkosten | (10.082) | 31 | (10.051) | ||
| Planmäßige Abschreibung, Amortisation und Rückstellungen | (3.736) | (14) | (3) | (35) | (3.787) |
| Sonstige betriebliche Aufwendungen | (11.077) | 61 | 37 | (10.978) | |
| Sonstige betriebliche Erträge | 1.441 | 16 | (2) | 1.455 | |
| KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS | 4.835 | (13) | (39) | (33) | 4.750 |
| Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden | 437 | (10) | (6) | 422 | |
| KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS NACH ANTEIL AM JAHRESÜBERSCHUSS VON GESELLSCHAFTEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN | 5.273 | (23) | (39) | (39) | 5.172 |
| Marktbewertung von Commodity-Verträgen, ohne Trading-Instrumente | (307) | (32) | 368 | 29 | |
| Wertminderungsaufwand | (1.317) | 18 | 1 | (1.298) | |
| Restrukturierungskosten | (671) | 2 | (669) | ||
| Änderungen des Konsolidierungskreises | 752 | 752 | |||
| Sonstige Einmaleffekte | (911) | 9 | (350) | (1.252) | |
| ERGEBNIS DER BETRIEBLICHEN TÄTIGKEIT | 2.819 | (27) | (39) | (17) | 2.735 |
| NETTOFINANZERTRÄGE/(-AUFWENDUNGEN) | (1.296) | (100) | (11) | 19 | (1.388) |
| Ertragsteueraufwand | 425 | 37 | 11 | (79) | 395 |
| JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG) AUS FORTGEFÜHRTEN GESCHÄFTSBEREICHEN | 1.948 | (91) | (38) | (77) | 1.741 |
| JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG) AUS AUFGEGEBENEN GESCHÄFTSBEREICHEN | 290 | (1) | 77 | 366 | |
| JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG) | 2.238 | (92) | (38) | 2.108 | |
| Jahresüberschuss/(-fehlbetrag), Konzernanteil | 1.423 | (80) | (23) | - | 1.320 |
| davon Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) aus fortgeführten Geschäftsbereichen, Konzernanteil | 1.226 | (80) | (23) | (77) | 1.047 |
| davon Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) aus aufgegebenen Geschäftsbereichen, Konzernanteil | 196 | 77 | 273 | ||
| Minderheitsbeteiligungen | 815 | (11) | (16) | - | 788 |
| davon nicht beherrschende Beteiligungen an fortgeführten Geschäftsbereichen | 722 | (11) | (16) | 695 | |
| davon nicht beherrschende Beteiligungen an aufgegebenen Geschäftsbereichen | 93 | 93 | |||
| UNVERWÄSSERTES ERGEBNIS JE AKTIE (EURO) | 0,53 | (0,03) | (0,01) | 0,49 | |
| davon unverwässertes Ergebnis aus fortgeführten Geschäftsbereichen je Aktie | 0,45 | (0,03) | (0,01) | (0,03) | 0,38 |
| davon unverwässertes Ergebnis aus aufgegebenen Geschäftsbereichen je Aktie | 0,08 | 0,03 | 0,11 | ||
| VERWÄSSERTES ERGEBNIS/ FEHLBETRAG) JE AKTIE (EURO) | 0,53 | (0,03) | (0,01) | 0,49 | |
| davon verwässertes Ergebnis aus fortgeführten Geschäftsbereichen je Aktie | 0,45 | (0,03) | (0,01) | (0,03) | 0,38 |
| davon verwässertes Ergebnis aus aufgegebenen Geschäftsbereichen je Aktie | 0,08 | 0,03 | 0,11 |
2.3.2 Gesamtergebnisrechnung per 31. Dezember 2017
| In Millionen Euro | Veröffentlichte Zahlen per 31. Dez. 2017 | Auswirkung von IFRS 9 | Auswirkung von IFRS 15 | IFRS 5 - LNG | Neu berechnet per 31. Dez. 2017 |
|---|---|---|---|---|---|
| JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG) | 2.238 | (92) | (38) | 2.108 | |
| Eigenkapitalinstrumente | (379) | (27) | (406) | ||
| Sicherungen von Nettoinvestitionen | 327 | 327 | |||
| Cashflow-Sicherungen (ohne Commodity-Instrumente) | 419 | 22 | 441 | ||
| Cashflow-Sicherungen für Commodities | (20) | 14 | (131) | (136) | |
| Latente Steuern auf obige Posten | (184) | (24) | 47 | (161) | |
| Anteil von nach der Equity-Methode bilanzierten Gesellschaften an umgruppierbaren Posten, nach Steuern | 13 | 51 | 10 | 74 | |
| Umrechnungsdifferenzen | (2.583) | 21 | 27 | 19 | (2.516) |
| Umgliederbare Posten aus aufgegebenen Geschäftsbereichen, nach Steuern | (177) | 1 | 55 | (121) | |
| SUMME UMGLIEDERBARER POSTEN | (2.583) | 58 | 27 | (2.498) | |
| Eigenkapitalinstrumente | 3 | 3 | |||
| Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste | 96 | 96 | |||
| Latente Steuern auf obige Posten | (97) | (2) | 2 | (97) | |
| Anteil von nach der Equity-Methode bilanzierten Gesellschaften an nicht umgliederbaren Posten aus versicherungsmathematischen Gewinnen und Verlusten, nach Steuern | 32 | 32 | |||
| Nicht umgliederbare Posten aus aufgegebenen Geschäftsbereichen, nach Steuern | 7 | (2) | 5 | ||
| SUMME NICHT UMGLIEDERBARER POSTEN | 38 | 1 | 39 | ||
| SUMME GESAMTERGEBNIS | (307) | (32) | (11) | (351) | |
| davon Eigentümer Mutterunternehmen | (701) | (22) | (7) | (732) | |
| davon nicht beherrschende Beteiligungen | 394 | (9) | (4) | 381 |
2.3.3 Bilanz per 1. Januar 2017
| In Millionen Euro | veröffentlicht per 1. Jan. 2017 | Klassifizierung nach IFRS 9 und IFRS 15 | umklassifiziert per 1. Jan. 2017 | Auswirkung von IFRS 9 | Auswirkung von IFRS 15 | neu berechnet per 1. Jan. 2017 |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Langfristige Vermögenswerte | ||||||
| Goodwill | 17.372 | - | 17.372 | - | - | 17.372 |
| Immaterielle Vermögenswerte, zu Buchwerten | 6.639 | 1 | 6.640 | - | 6.640 | |
| Sachanlagen, zu Buchwerten | 57.739 | - | 57.739 | (3) | 39 | 57.775 |
| Veräußerungsfähige Wertpapiere | 2.997 | (2.997) | - | - | ||
| Kredite und Forderungen, zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet | 2.250 | (2.250) | - | - | ||
| Sonstige finanzielle Vermögenswerte | 5.249 | 5.249 | (6) | - | 5.243 | |
| Derivate | 3.603 | - | 3.603 | - | - | 3.603 |
| Aktiva aus Verträgen mit Kunden | - | - | - | - | - | |
| Investitionen in Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden | 6.624 | 348 | 6.972 | (141) | (16) | 6.815 |
| Sonstige langfristige Vermögenswerte | 431 | (1) | 430 | - | 430 | |
| Latente Steueransprüche | 1.250 | - | 1.250 | 7 | 40 | 1.297 |
| SUMME LANGFRISTIGE VERMÖGENSWERTE | 98.905 | 351 | 99.255 | (143) | 62 | 99.175 |
| Kurzfristige Vermögenswerte | ||||||
| Kredite und Forderungen, zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet | 595 | (595) | - | - | - | - |
| Sonstige finanzielle Vermögenswerte | 1.768 | 1.768 | (22) | - | 1.746 | |
| Derivate | 9.047 | - | 9.047 | - | - | 9.047 |
| Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen, zu Buchwerten | 20.835 | (6.666) | 14.169 | (19) | 10 | 14.160 |
| Aktiva aus Verträgen mit Kunden | 6.536 | 6.536 | (6) | (1) | 6.529 | |
| Vorräte | 3.656 | - | 3.656 | - | 7 | 3.663 |
| Sonstige kurzfristige Vermögenswerte | 10.692 | 5 | 10.697 | 1 | (1) | 10.697 |
| Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte | 1.439 | (1.439) | - | - | - | |
| Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente | 9.825 | (7) | 9.819 | (9) | 9.810 | |
| Als zum Verkauf gehalten klassifizierte Vermögenswerte | 3.506 | - | 3.506 | - | - | 3.506 |
| SUMME KURZFRISTIGE VERMÖGENSWERTE | 59.595 | (397) | 59.198 | (55) | 15 | 59.157 |
| SUMME DER VERMÖGENSWERTE | 158.499 | (47) | 158.453 | (198) | 77 | 158.332 |
| Stammkapital | 39.578 | 39.578 | (203) | (122) | 39.253 | |
| Minderheitsbeteiligungen | 5.870 | 5.870 | (2) | (83) | 5.784 | |
| SUMME EIGENKAPITAL | 45.447 | 45.447 | (206) | (205) | 45.037 | |
| Langfristige Verbindlichkeiten | ||||||
| Rückstellungen | 19.461 | - | 19.461 | 5 | - | 19.466 |
| Langfristiges Fremdkapital | 24.411 | (6) | 24.405 | - | - | 24.405 |
| Derivate | 3.410 | - | 3.410 | - | - | 3.410 |
| Sonstige finanzielle Verbindlichkeiten | 200 | 200 | - | - | 200 | |
| Passiva aus Verträgen mit Kunden | 53 | 53 | 212 | 265 | ||
| Andere langfristige Verbindlichkeiten | 1.203 | (23) | 1.180 | - | - | 1.180 |
| Latente Steuerschulden | 6.775 | - | 6.775 | 7 | 6.782 | |
| SUMME LANGFRISTIGE VERBINDLICHKEITEN | 55.461 | 23 | 55.484 | 5 | 220 | 55.709 |
| Kurzfristige Verbindlichkeiten | ||||||
| Rückstellungen | 2.747 | (49) | 2.698 | - | (5) | 2.693 |
| Kurzfristiges Fremdkapital | 12.539 | 6 | 12.544 | - | - | 12.544 |
| Derivate | 9.228 | 9.228 | - | - | 9.228 | |
| Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten, zu Buchwerten | 17.075 | (24) | 17.051 | - | (9) | 17.042 |
| Passiva aus Verträgen mit Kunden | 2.454 | 2.454 | (2) | 94 | 2.545 | |
| Sonstige kurzfristige Verbindlichkeiten | 15.702 | (2.456) | 13.246 | 4 | (17) | 13.233 |
| Verbindlichkeiten, die direkt mit Vermögenswerten verbunden sind, die als zur Veräußerung gehalten klassifiziert sind | 300 | 300 | - | - | 300 | |
| SUMME KURZFRISTIGE VERBINDLICHKEITEN | 57.591 | (70) | 57.521 | 2 | 62 | 57.586 |
| SUMME EIGENKAPITAL UND VERBINDLICHKEITEN | 158.499 | (47) | 158.453 | (198) | 77 | 158.332 |
2.3.4 Bilanz per 31. Dezember 2017
| In Millionen Euro | veröffentlicht per 31. Dez. 2017 | Klassifizierung nach IFRS 9 und IFRS 15 | umklassifiziert per 31. Dez. 2017 | Auswirkung von IFRS 9 | Auswirkung von IFRS 15 | neu berechnet per 31. Dez. 2017 |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Langfristige Vermögenswerte | ||||||
| Goodwill | 17.285 | 17.285 | - | - | 17.285 | |
| Immaterielle Vermögenswerte, zu Buchwerten | 6.504 | 1 | 6.504 | - | 6.504 | |
| Sachanlagen, zu Buchwerten | 51.024 | - | 51.024 | - | 38 | 51.061 |
| Veräußerungsfähige Wertpapiere | 2.656 | (2.656) | - | - | ||
| Kredite und Forderungen, zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet | 2.976 | (2.976) | - | - | ||
| Sonstige finanzielle Vermögenswerte | 5.598 | 5.598 | (12) | 5.586 | ||
| Derivate | 2.948 | (2) | 2.946 | 3 | - | 2.949 |
| Aktiva aus Verträgen mit Kunden | - | - | - | |||
| Investitionen in Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden | 7.409 | 293 | 7.702 | (79) | (16) | 7.606 |
| Sonstige langfristige Vermögenswerte | 567 | (1) | 566 | 566 | ||
| Latente Steueransprüche | 803 | (21) | 782 | 27 | 45 | 854 |
| SUMME LANGFRISTIGE VERMÖGENSWERTE | 92.171 | 236 | 92.407 | (61) | 66 | 92.412 |
| Kurzfristige Vermögenswerte | ||||||
| Kredite und Forderungen, zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet | 599 | (599) | - | - | - | - |
| Sonstige finanzielle Vermögenswerte | 2.033 | 2.033 | (23) | - | 2.010 | |
| Derivate | 7.378 | (4) | 7.374 | 4 | - | 7.378 |
| Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen, zu Buchwerten | 20.311 | (7.064) | 13.247 | (126) | 4 | 13.126 |
| Aktiva aus Verträgen mit Kunden | 6.946 | 6.946 | (16) | 6.930 | ||
| Vorräte | 4.155 | 4.155 | - | 7 | 4.161 | |
| Sonstige kurzfristige Vermögenswerte | 8.492 | 23 | 8.515 | (1) | (6) | 8.508 |
| Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte | 1.608 | (1.608) | - | - | - | |
| Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente | 8.931 | (7) | 8.924 | 5 | 8.929 | |
| Als zum Verkauf gehalten klassifizierte Vermögenswerte | 6.687 | 6.687 | - | - | 6.687 | |
| SUMME KURZFRISTIGE VERMÖGENSWERTE | 58.161 | (280) | 57.881 | (157) | 4 | 57.728 |
| SUMME DER VERMÖGENSWERTE | 150.332 | (45) | 150.287 | (218) | 70 | 150.140 |
| Stammkapital | 36.639 | 36.639 | (224) | (132) | 36.283 | |
| Minderheitsbeteiligungen | 5.938 | 5.938 | (11) | (87) | 5.840 | |
| SUMME EIGENKAPITAL | 42.577 | 42.577 | (235) | (219) | 42.122 | |
| Langfristige Verbindlichkeiten | ||||||
| Rückstellungen | 18.428 | 1 | 18.429 | 5 | - | 18.434 |
| Langfristiges Fremdkapital | 25.292 | 25.292 | - | - | 25.292 | |
| Derivate | 2.980 | - | 2.980 | - | - | 2.980 |
| Sonstige finanzielle Verbindlichkeiten | 32 | 32 | - | - | 32 | |
| Passiva aus Verträgen mit Kunden | 33 | 33 | 225 | 258 | ||
| Andere langfristige Verbindlichkeiten | 1.009 | (3) | 1.006 | - | 2 | 1.007 |
| Latente Steuerschulden | 5.220 | (27) | 5.193 | 14 | 8 | 5.215 |
| SUMME LANGFRISTIGE VERBINDLICHKEITEN | 52.960 | 4 | 52.964 | 19 | 235 | 53.218 |
| Kurzfristige Verbindlichkeiten | ||||||
| Rückstellungen | 3.340 | (49) | 3.291 | (2) | (8) | 3.281 |
| Kurzfristiges Fremdkapital | 8.176 | 8.175 | - | - | 8.175 | |
| Derivate | 8.720 | - | 8.720 | - | - | 8.720 |
| Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten, zu Buchwerten | 16.432 | (24) | 16.408 | - | (4) | 16.404 |
| Passiva aus Verträgen mit Kunden | 3.245 | 3.245 | 72 | 3.317 | ||
| Sonstige kurzfristige Verbindlichkeiten | 14.756 | (3.220) | 11.536 | 1 | (7) | 11.530 |
| Verbindlichkeiten, die direkt mit Vermögenswerten verbunden sind, die als zur Veräußerung gehalten klassifiziert sind | 3.371 | - | 3.371 | - | - | 3.371 |
| SUMME KURZFRISTIGE VERBINDLICHKEITEN | 54.795 | (49) | 54.746 | (1) | 55 | 54.799 |
| SUMME EIGENKAPITAL UND VERBINDLICHKEITEN | 150.332 | (45) | 150.287 | (217) | 70 | 150.140 |
2.3.5 Kapitalflussrechnung per 31. Dezember 2017
| In Millionen Euro | veröffentlicht per 31. Dez. 2017 | Auswirkung von IFRS 9 | Auswirkung von IFRS 15 | IFRS 5 -LNG | neu berechnet per 31. Dez. 2017 |
|---|---|---|---|---|---|
| JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG) | 2.238 | (92) | (38) | 2.108 | |
| - Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) aus aufgegebenen Geschäftsbereichen | 290 | (1) | 77 | 366 | |
| JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG) AUS FORTGEFÜHRTEN GESCHÄFTSBEREICHEN | 1.948 | (91) | (38) | (77) | 1.741 |
| - Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden | (437) | 10 | 6 | (422) | |
| + Erhaltene Dividenden von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden | 466 | 466 | |||
| - planmäßige Nettoabschreibung, Amortisation, Wertminderung und Rückstellungen | 6.203 | (19) | (2) | 35 | 6.217 |
| - Auswirkung von Änderungen des Konsolidierungskreises und sonstigen Einmaleffekten | (1.096) | (111) | 350 | (858) | |
| - Marktbewertung von Commodity-Verträgen, ohne Trading-Instrumente | 307 | 32 | (368) | (29) | |
| - Sonstige Posten, die sich nicht auf Zahlungsmittel auswirken | 44 | 43 | |||
| - Ertragsteueraufwand | (425) | (37) | (11) | 79 | (395) |
| - Nettofinanzergebnis | 1.296 | 99 | 11 | (19) | 1.387 |
| Zahlungsmittel aus Geschäftstätigkeit vor Ertragssteuern und Working-Capital-Bedarf | 8.305 | (117) | (41) | 5 | 8.150 |
| + Gezahlte Steuern | (894) | (11) | (905) | ||
| Änderung des Working-Capital-Bedarfs | 1.251 | 121 | 63 | 177 | 1.613 |
| KAPITALFLUSS AUS BETRIEBLICHER TÄTIGKEIT FORTGEFÜHRTER GESCHÄFTSBEREICHE | 8.662 | 4 | 22 | 171 | 8.858 |
| KAPITALFLUSS AUS BETRIEBLICHER TÄTIGKEIT AUFGEGEBENER GESCHÄFTSBEREICHE | 647 | (171) | 476 | ||
| CASHFLOW AUS BETRIEBLICHER TÄTIGKEIT | 9.309 | 4 | 22 | 9.335 | |
| Erwerbe von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten | (5.779) | (3) | 5 | (5.778) | |
| Erwerbe von beherrschenden Anteilen an Gesellschaften, abzüglich erworbener Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente | (690) | (2) | 1 | (692) | |
| Erwerbe von Investitionen in Gesellschaften, die nach der Equity-Methode und als gemeinschaftliche Tätigkeit bilanziert werden | (1.446) | 135 | (1.311) | ||
| Erwerbe von Eigenkapital- und Schuldinstrumenten | (258) | 10 | (247) | ||
| Veräußerungen von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten | 90 | 90 | |||
| Verlust von beherrschenden Beteiligungen an Gesellschaften, abzüglich verkaufter Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente | 3.203 | 8 | 3.211 | ||
| Veräußerungen von Investitionen in Gesellschaften, die nach der Equity-Methode und als gemeinschaftliche Tätigkeit bilanziert werden | 283 | 283 | |||
| Veräußerungen von Eigenkapital- und Schuldinstrumenten | 538 | (412) | 126 | ||
| Vereinnahmte Zinsen auf finanzielle Vermögenswerte | 83 | 2 | (11) | 1 | 75 |
| Aus Eigenkapitalinstrumenten erhaltene Dividenden | 170 | 171 | |||
| Änderung bei Krediten und Forderungen, ausgereicht von der Gruppe, und sonstige | (838) | (10) | (8) | (856) | |
| KAPITALFLUSS AUS (VERWENDET FÜR) INVESTITIONSTÄTIGKEIT IN FORTGEFÜHRTE GESCHÄFTSBEREICHE | (4.645) | 9 | (22) | (270) | (4.928) |
| KAPITALFLUSS AUS (VERWENDET FÜR) INVESTITIONSTÄTIGKEIT IN AUFGEGEBENE GESCHÄFTSBEREICHE | (512) | 270 | (242) | ||
| KAPITALFLUSS AUS (VERWENDET FÜR) INVESTITIONSTÄTIGKEIT | (5.157) | 9 | (22) | (5.171) | |
| Gezahlte Dividenden | (2.871) | (2.871) | |||
| Rückzahlung der 3%igen Steuer auf Dividenden durch den französischen Staat | 389 | 389 | |||
| Rückzahlung von Fremdkapital und Schulden | (7.738) | (7.738) | |||
| Änderung bei finanziellen Vermögenswerten, die für Investitions- und Finanzierungszwecke gehalten werden | (181) | (16) | (197) | ||
| Gezahlte Zinsen | (745) | 1 | (744) | ||
| Vereinnahmte Zinsen auf Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente | 100 | 7 | 107 | ||
| Kapitalfluss aus Derivaten, die als Sicherung von Nettoinvestitionen qualifizieren, und Kompensationszahlungen auf Derivate und frühzeitig zurückgekauftes Fremdkapital | (156) | (156) | |||
| Erhöhung von Fremdkapitalaufnahmen | 6.356 | 6.356 | |||
| Kapitalerhöhung/-senkung | 224 | 262 | 486 | ||
| Kauf bzw. Verkauf eigener Anteile | (140) | (140) | |||
| Änderungen bei Eigentumsanteilen an beherrschten Unternehmen | 1 | 1 | |||
| KAPITALFLUSS AUS (VERWENDET FÜR) FINANZIERUNGSTÄTIGKEIT FÜR FORTGEFÜHRTE GESCHÄFTSBEREICHE | (4.761) | (9) | 263 | (4.506) | |
| KAPITALFLUSS AUS (VERWENDET FÜR) FINANZIERUNGSTÄTIGKEIT FÜR AUFGEGEBENE GESCHÄFTSBEREICHE | 36 | (263) | (228) | ||
| KAPITALFLUSS AUS (VERWENDET FÜR) FINANZIERUNGSTÄTIGKEIT | (4.725) | (9) | (4.734) | ||
| Auswirkungen von Änderungen von Wechselkursen und sonstigen bei fortgeführten Geschäftsbereichen | (294) | 7 | (286) | ||
| Auswirkungen von Änderungen von Wechselkursen und sonstigen bei aufgegebenen Geschäftsbereichen | (10) | (1) | (11) | ||
| SUMME KAPITALFLUSS FÜR DIE PERIODE | (877) | 11 | (1) | (867) | |
| Umklassifizierung von Zahlungsmitteln und Zahlungsmitteläquivalenten bei aufgegebenen Geschäftsbereichen | (16) | (16) | |||
| ZAHLUNGSMITTEL UND ZAHLUNGSMITTELÄQUIVALENTE ZU PERIODENBEGINN | 9.825 | (13) | 9.813 | ||
| ZAHLUNGSMITTEL UND ZAHLUNGSMITTELÄQUIVALENTE ZU PERIODENENDE | 8.931 | (2) | 8.929 |
2.3.6 Auswirkungen auf wesentliche Leistungskennzahlen
| In Millionen Euro | veröffentlicht per 31. Dez. 2017 | Auswirkung von IFRS 9 | Auswirkung von IFRS 15 | IFRS 5 - LNG | neu berechnet per 31. Dez. 2017 |
|---|---|---|---|---|---|
| EBITDA | 9.316 | (25) | (39) | (54) | 9.199 |
| PERIODISCHER JAHRESÜBERSCHUSS | 3.550 | (120) | (38) | 3.392 | |
| Periodischer Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) aus fortgeführten Geschäftsbereichen | 3.135 | (127) | (38) | 10 | 2.979 |
| Periodischer Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) aus aufgegebenen Geschäftsbereichen | 415 | 8 | (10) | 413 | |
| PERIODISCHER JAHRESÜBERSCHUSS/ (-FEHLBETRAG), KONZERNANTEIL | 2.662 | (122) | (23) | 2.518 | |
| Periodischer Jahresüberschuss /(-fehlbetrag) aus fortgeführten Geschäftsbereichen, Konzernanteil | 2.372 | (127) | (23) | 11 | 2.233 |
| Periodischer Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) aus aufgegebenen Geschäftsbereichen, Konzernanteil | 291 | 5 | (11) | 285 | |
| PERIODISCHER JAHRESÜBERSCHUSS/ (-FEHLBETRAG), DER NICHT BEHERRSCHENDEN BETEILIGUNGEN ZUZUORDNEN IST | 887 | 2 | (16) | 874 | |
| Periodischer Jahresüberschuss /(-fehlbetrag) aus fortgeführten Geschäftsbereichen, der nicht beherrschenden Beteiligungen zuzuordnen ist | 762 | (16) | 746 | ||
| Periodischer Jahresüberschuss /(-fehlbetrag) aus aufgegebenen Geschäftsbereichen, der nicht beherrschenden Beteiligungen zuzuordnen ist | 125 | 3 | 128 | ||
| CASHFLOW AUS BETRIEBLICHER TÄTIGKEIT (CFFO) | 8.311 | 6 | 11 | 181 | 8.509 |
ANHANG 3 Die wichtigsten Tochtergesellschaften per 31. Dezember 2018
Bilanzierungsstandards
Beherrschte Unternehmen (Tochterunternehmen) werden gemäß IFRS 10 - Konzernabschlüsse voll konsolidiert. Ein Investor (die Gruppe) beherrscht ein Unternehmen und muss es konsolidieren, wenn alle drei folgenden Kriterien zutreffen:
| ― | die Befugnis, die maßgeblichen Tätigkeiten des Unternehmens zu bestimmen; |
| ― | er hat Anspruch auf veränderliche Renditen für sein Engagement in dem Unternehmen und ist dem Risiko ausgesetzt; |
| ― | er hat die Fähigkeit, seine Macht über das Unternehmen dergestalt zu nutzen, dass dadurch die Rendite für den Investor beeinflusst wird. |
3.1 Aufstellung der wichtigsten Tochtergesellschaften per 31. Dezember 2018
Gemäß Anordnung Nr. 2016-09 des französischen Standardsetzers (ANC) vom 2. Dezember 2016 stellt die Gruppe Dritten die folgenden Listen zur Verfügung:
| ― | Liste der Unternehmen, die Teil der Konsolidierung sind; |
| ― | Liste der Unternehmen, die aus der Konsolidierung ausgeschlossen sind, weil ihr einzelnes und kumulatives Gewicht für die konsolidierten Abschlüsse 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, Investors/Regulated information). Nicht konsolidierte Unternehmen sind als langfristige finanzielle Vermögenswerte (vgl. Anhang 17.1.1.1) als "Eigenkapitalinstrumente zum beizulegenden Zeitwert" klassifiziert.
Die folgende Aufstellung der wichtigsten Tochtergesellschaften entstand für operative Unternehmen 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 4 "Investitionen in Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden" dargestellt.
"FC" bezeichnet die Methode der Vollkonsolidierung.
Einige Unternehmen, wie ENGIE SA, ENGIE Energie Services SA oder Electrabel SA sind operativ tätig und erfüllen gleichzeitig Hauptsitzfunktionen, die den Managementteams verschiedener berichtspflichtiger Segmente berichten. Die Tabellen zeigen die betrieblichen Tätigkeiten und die Hauptsitzfunktionen in den jeweiligen berichtspflichtigen Segmenten in alphabetischer Ordnung der Firmennamen, gefolgt von ( *).
NORDAMERIKA
| Anteil in % |
Konsolidierungsmethode | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Name des Unternehmens | Aktivität | Land | 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| ENGIE North America | Stromversorgung und -erzeugung/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 | - | FC | |
| ENGIE Gas & LNG LLC | Erdgas/LNG | Vereinigte Staaten | - | 100,0 | - | FC |
| ENGIE Infinity Renewables (1) | Stromerzeugung und -verteilung | Vereinigte Staaten | 100,0 | FC | - | |
| SoCore Energy LLC (2) | Stromerzeugung und -verteilung | Vereinigte Staaten | 100,0 | FC | - | |
| ENGIE Resources Inc. | Energieverkäufe | Vereinigte Staaten | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
| ENGIE Insight Service | Energiedienstleistungen | Vereinigte Staaten | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
(1) Erwerb am 20. Februar 2018.
(2) Erwerb am 16. April 2018.
LATEINAMERIKA
| Anteil in % |
Konsolidierungsmethode | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Name des Unternehmens | Aktivität | Land | 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| ENGIE Energia 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. 2018 | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| GLOW Group (1) | Stromerzeugung und -verteilung | Thailand | 69,1 | 69,1 | FC | FC |
| Hazelwood Power Partnership (2) | Stromerzeugung | Australien | 72,0 | 72,0 | Gemeinschaftliche Tätigkeit | FC |
| Loy Yang B Group (3) | Stromerzeugung | Australien | 70,0 | FC | FC | |
| Simply Energy | Energieverkäufe | Australien | 72,0 | 72,0 | FC | FC |
| Baymina Enerji A.S. | Stromerzeugung | Türkei | 95,0 | 95,0 | FC | FC |
(1) Die Anlagen wurden am 31. Dezember 2018 als "zum Verkauf gehaltene Vermögenswerte" klassifiziert (vgl. Anhang 5 "Wichtige Änderungen der Konzernstruktur").
(2) Änderung der Konsolidierungsmethode 2018 infolge der Umsetzung einer neuen Leitungsstruktur als Teil des Abbruchs des Standorts.
(3) Das Kohlekraftwerk Loy Yang B wurde am 15. Januar 2018 verkauft (vgl. Anhang 5 "Wichtige Änderungen der Konzernstruktur").
BENELUX
| Anteil in % |
Konsolidierungsmethode | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Name des Unternehmens | Aktivität | Land | 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| 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. 2018 | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| ENGIE SA * | Energieverkäufe | Frankreich | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
| ENGIE Energie Services SA * | Energiedienstleistungen/Netze | Frankreich | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
| Axima Concept | Systeme, Anlagen und Instandhaltungsleistungen | Frankreich | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
| Endel Group | Systeme, Anlagen und Instandhaltungsleistungen | Frankreich | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
| INEO Group | Systeme, Anlagen und Instandhaltungsleistungen | Frankreich | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
| Compagnie Nationale du Rhône | Stromerzeugung und -verteilung | Frankreich | 49,9 | 49,9 | FC | FC |
| ENGIE Green | Stromerzeugung und -verteilung | Frankreich | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
| CPCU | Städtische Fernwärmenetze | Frankreich | 66,5 | 64,4 | FC | FC |
EUROPA OHNE FRANKREICH UND BENELUX
| Anteil in % |
Konsolidierungsmethode | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Name des Unternehmens | Aktivität | Land | 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| ENGIE Energielösungen GmbH | Energiedienstleistungen | Deutschland | 100,0 | 100.0 | FC | FC |
| ENGIE Deutschland GmbH | Energiedienstleistungen | Deutschland | 100,0 | 100.0 | FC | FC |
| ENGIE Italia S.p.A * | Energieverkäufe | Italien | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
| ENGIE Servizi S.p.A. | 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 | Energiedienstleistungen | Großbritannien | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
| ENGIE Services Holding UK Ltd | Energiedienstleistungen | Großbritannien | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
| ENGIE Services Limited | Energiedienstleistungen | Großbritannien | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
INFRASTRUCTURES EUROPE
| Anteil in % |
Konsolidierungsmethode | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Name des Unternehmens | Aktivität | Land | 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| GRDF | Erdgasverteilung | Frankreich | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
| GRTgaz Group (ohne Elengy) | Erdgastransport | Frankreich | 74,6 | 74,8 | FC | FC |
| Elengy | Erdgas/LNG | Frankreich | 74,6 | 74,8 | FC | FC |
| Fosmax LNG | Erdgas/LNG | Frankreich | 54,1 | 54,2 | FC | FC |
| Storengy Deutschland GmbH | Unterirdische Erdgasspeicher | Deutschland | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
| Storengy SA | Unterirdische Erdgasspeicher | Frankreich | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
GEM (2018)/GEM & LNG (2017) (1)
| Anteil in % |
Konsolidierungsmethode | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Name des Unternehmens | Aktivität | Land | 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| 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/Großbritannien | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
| ENGIE Energy Management Holding Switzerland AG | Holding | Schweiz | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
| ENGIE SA * | Handel mit Energiemanagement/ Energieverkäufe/LNG | Frankreich | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
(1) Die Veräußerung des Upstream-LNG-Geschäfts war am 13. Juli 2018 abgeschlossen. Daher wurde das berichtspflichtige Segment "GEM & LNG" in "GEM" umbenannt und beinhaltet von nun an nur die Tätigkeiten der Geschäftseinheit GEM.
E&P (1)
| Anteil in % |
Konsolidierungsmethode | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Name des Unternehmens | Aktivität | Land | 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| ENGIE E&P International Group | Exploration - Förderung | Frankreich und andere Länder | - | 70,0 | - | FC |
| ENGIE E&P International | Holding - Muttergesellschaft | Frankreich | - | 70,0 | - | FC |
| ENGIE E&P Nederland B.V. | Exploration - Förderung | Niederlande | - | 70,0 | - | FC |
| ENGIE E&P Deutschland GmbH | Exploration - Förderung | Deutschland | - | 70,0 | - | FC |
| ENGIE E&P Norge AS | Exploration - Förderung | Norwegen | - | 70,0 | - | FC |
| ENGIE E&P UK Ltd. | Exploration - Förderung | Großbritannien | - | 70,0 | - | FC |
(1) Die Veräußerung von ENGIE E&P International war am 15. Februar 2018 abgeschlossen (vgl. Anhang 5 " Wichtige Änderungen der Konzernstruktur").
SONSTIGE
| Anteil in % |
Konsolidierungsmethode | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Name des Unternehmens | Aktivität | Land | 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| 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 |
| ENGIE Solar | Solar EPC | 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 Thermique France | Stromerzeugung | Frankreich | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
| Gaztransport & Technigaz (GTT) | Technologie | Frankreich | 40,4 | 40,4 | FC | FC |
| Tractebel Engineering | Technologie | Belgien | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
3.2 Maßgebliche Ermessensentscheidungen für die Beurteilung der Beherrschung
Die Gruppe nutzt in erster Linie folgende Informationen und Kriterien, um zu ermitteln, ob die Beherrschung eines Unternehmens 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 des Unternehmens; |
| ― | die Konsequenzen einer Klausel für Pattsituationen; |
| ― | ob sich die Gruppe dem Risiko veränderlicher Renditen aus ihrem Engagement in dem Unternehmen aussetzt oder Anspruch auf sie hat. |
Die Gruppe übte ihr Ermessen hinsichtlich der nachstehend beschriebenen Unternehmen und Untergruppen aus.
Unternehmen, in denen die Gruppe die Mehrheit der Stimmrechte hält
GRTgaz (Infrastructures Europe): 74,6%
Zusätzlich zu der Analyse der Aktionärsvereinbarung mit Société d'Infrastructures Gazières, einer Tochtergesellschaft von Caisse des Depots et Consignations (CDC), die 24,8 % des Aktienkapitals von GRTgaz besitzt, hat die Gruppe auch die der französischen Energieregulierungskommission (Commission de Regulation de l'Energie -CRE) gewährten Rechte bewertet. Durch das regulierte Geschäft spielt GRTgaz eine dominierende Rolle im Gastransportmarkt in Frankreich. Dementsprechend unterliegt GRTgaz seit der Überführung der Dritten Europäischen Richtlinie vom 13. Juli 2009 in französisches Recht (Code de l'énergie - Energie-Gesetzbuch) am 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 der Investitionsentscheidungen gehört. Die Gruppe ist der Auffassung, dass sie die Beherrschung über GRTgaz und ihre Tochtergesellschaften (einschließlich Elengy) ausübt, denn sie kann gegenwärtig die Mehrheit der Vorstandsmitglieder ernennen und Beschlüsse zu relevanten Aktivitäten, insbesondere zum Umfang von Investitionen und geplanten Finanzierungen, fassen.
Unternehmen, bei denen die Gruppe nicht die Mehrheit der Stimmrechte hält
Für Unternehmen, bei denen die Gruppe keine Stimmenmehrheit hat, wird eine Ermessensentscheidung zu folgenden Punkten gefällt, um zu bewerten, ob de facto eine Beherrschung gegeben ist:
| ― | Verteilung 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; |
| ― | Regeln für die Besetzung von Schlüsselpositionen im Management; |
| ― | Vertragsverhältnisse und wesentliche Transaktionen. |
Die wichtigsten voll konsolidierten Unternehmen, bei denen die Gruppe nicht über die Stimmenmehrheit verfügt, sind Compagnie Nationale du Rhône (49,98 %) und Gaztransport & Technigaz (40,4 %).
Compagnie Nationale du Rhône
("CNR" - Frankreich): 49,98%
Die Gruppe hält 49,98 % des Stammkapitals von CNR, wobei CDC 33,2 % hält und sich der Rest (16,82 %) auf etwa 200 lokale Behörden verteilt. Angesichts der geltenden Bestimmungen des französischen "Murcef"-Gesetzes, nach denen die Mehrheit des Stammkapitals von CNR im staatlichen Eigentum bleiben muss, ist die Gruppe nicht in der Lage, mehr als 50 % des Stammkapitals 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. Die Gruppe ist nach den Kriterien in IFRS 10 der Ansicht, dass sie de facto die Beherrschung von GTT ausübt.
3.3 Tochtergesellschaften mit wesentlichen nicht beherrschenden Beteiligungen
Die folgende Tabelle zeigt die nicht beherrschenden Anteile an Unternehmen der Gruppe, die als wesentlich gelten, die jeweiligen Beiträge zum Eigenkapital und zum Jahresüberschuss per 31. Dezember 2018 bzw. 31. Dezember 2017 sowie die Dividenden, die an die nicht beherrschenden Beteiligungen an diesen maßgeblichen Tochtergesellschaften gezahlt wurde n:
| Firmenname | Aktivität | Prozentualer Anteil nicht beherrschender Beteiligungen | Jahresüberschuss/ (-fehlbetrag) der nicht beherrschenden Beteiligungen | Eigenkapital von nicht beherrschenden Beteiligungen | ||
|---|---|---|---|---|---|---|
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2018 | |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| GRTgaz Group (Infrastructures Europe, Frankreich) | Tätigkeiten im regulierten Gastransportgeschäft und Management von LNG-Terminals | 25,4 | 25,2 | 99 | 99 | 1.133 |
| ENGIE Energia Chile Group (Lateinamerika, Chile) (1) | Stromerzeugung und -verteilung -thermische Kraftwerke | 47,2 | 47,2 | 49 | 45 | 913 |
| Glow Group (Afrika/Asien, Thailand) (2) | Stromerzeugung und -verteilung -Windparks, thermische und Wasserkraftwerke | 30,9 | 30,9 | 96 | 87 | 512 |
| ENGIE Brasil Energia Group (Lateinamerika, Brasilien) (1) | Stromerzeugung und -verteilung | 31,3 | 31,3 | 170 | 174 | 473 |
| ENGIE Romania Group (Europa ohne Frankreich & Benelux, Rumänien) | Erdgasverteilung/Energieverkäufe | 49,0 | 49,0 | 43 | 36 | 512 |
| 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 | n.v. | 30,0 | 24 | 93 | n.v. |
| ENGIE Energía Perú (Lateinamerika, Peru) (1) | Stromerzeugung und -verteilung -thermische und Wasserkraftwerke | 38,2 | 38,2 | 34 | 45 | 376 |
| Gaztransport &Technigaz (Sonstige, Frankreich (1) | Schiffstechnik, tiefkalte Membrantanksysteme zum Transport von LNG | 59,6 | 59,6 | 63 | 47 | 339 |
| Sonstige Tochtergesellschaften mit nicht beherrschenden Anteilen | 18 | 162 | 1.131 | |||
| SUMME | 595 | 788 | 5.391 |
| Firmenname | Eigenkapital von nicht beherrschenden Beteiligungen | An Minderheitsbeteiligungen gezahlte Dividenden | |
|---|---|---|---|
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 |
| --- | --- | --- | --- |
| GRTgaz Group (Infrastructures Europe, Frankreich) | 981 | 158 | 97 |
| ENGIE Energia Chile Group (Lateinamerika, Chile) (1) | 842 | 25 | 27 |
| Glow Group (Afrika/Asien, Thailand) (2) | 465 | 75 | 87 |
| ENGIE Brasil Energia Group (Lateinamerika, Brasilien) (1) | 563 | 206 | 154 |
| ENGIE Romania Group (Europa ohne Frankreich & Benelux, Rumänien) | 491 | 18 | 12 |
| ENGIE E&P International Group (E&P, Frankreich und andere Länder) (3) | 363 | 38 | |
| ENGIE Energía Perú (Lateinamerika, Peru) (1) | 337 | 11 | 17 |
| Gaztransport &Technigaz (Sonstige, Frankreich (1) | 335 | 59 | 59 |
| Sonstige Tochtergesellschaften mit nicht beherrschenden Anteilen | 1.464 | 294 | 227 |
| SUMME | 5.840 | 882 | 680 |
(1) Die Gruppen ENGIE Energia Chile, ENGIE Energia Brasil und Glow sowie Gaztransport & Technigaz und ENGIE Energía Perú sind an den Börsen ihrer jeweiligen Länder notiert.
(2) Die Anlagen wurden am 31. Dezember 2018 als "zum Verkauf gehaltene Vermögenswerte" klassifiziert (vgl. Anhang 5 "Wichtige Änderungen der Konzernstruktur").
(3) Die Veräußerung der Gruppe ENGIE E&P International war am 15. Februar 2018 abgeschlossen (vgl. Anhang 5 "Wichtige Änderungen der Konzernstruktur").
3.3.1 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 (1) | ||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Gewinn- und Verlustrechnung | ||||||
| Erlöse | 2.298 | 2.266 | 1.028 | 895 | 1.354 | 1.287 |
| Nettoergebnis | 389 | 461 | 94 | 85 | 262 | 225 |
| Jahresüberschuss/(-fehlbetrag), Konzernanteil | 283 | 342 | 45 | 40 | 165 | 138 |
| Sonstiges Gesamtergebnis - Eigentümer des Mutterunternehmens | (13) | (4) | 49 | (122) | 41 | (51) |
| SUMME GESAMTERGEBNIS - EIGENTÜMER DES MUTTERUNTERNEHMENS | 270 | 339 | 94 | (82) | 206 | 87 |
| Bilanz | ||||||
| Kurzfristige Vermögenswerte | 918 | 777 | 364 | 343 | 3.278 | 584 |
| Langfristige Vermögenswerte | 10.404 | 10.481 | 2.700 | 2.562 | (257) | 2.330 |
| Kurzfristige Verbindlichkeiten | (921) | (885) | (271) | (303) | (950) | (359) |
| Langfristige Verbindlichkeiten | (6.198) | (5.910) | (910) | (871) | (835) | (1.363) |
| SUMME EIGENKAPITAL | 4.204 | 4.462 | 1.882 | 1.732 | 1.237 | 1.191 |
| SUMME NICHT BEHERRSCHENDE ANTEILE | 1.133 | 1.196 | 913 | 842 | 512 | 465 |
| Kapitalflussrechnung | ||||||
| Cashflow aus betrieblicher Tätigkeit | 1.213 | 1.074 | 249 | 190 | 421 | 487 |
| Cashflow aus (verwendet für) Investitionstätigkeit | (493) | (915) | (248) | (428) | (132) | (142) |
| Cashflow aus (verwendet für) Finanzierungstätigkeit | (740) | (149) | (15) | 55 | (534) | (316) |
| SUMME CASHFLOW FÜR DIE PERIODE (2) | (20) | 10 | (14) | (183) | (245) | 29 |
| ENGIE Brasil Energia Group | ||
|---|---|---|
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 |
| --- | --- | --- |
| Gewinn- und Verlustrechnung | ||
| Erlöse | 2.017 | 1.935 |
| Nettoergebnis | 544 | 555 |
| Jahresüberschuss/(-fehlbetrag), Konzernanteil | 374 | 381 |
| Sonstiges Gesamtergebnis - Eigentümer des Mutterunternehmens | (119) | (178) |
| SUMME GESAMTERGEBNIS - EIGENTÜMER DES MUTTERUNTERNEHMENS | 255 | 203 |
| Bilanz | ||
| Kurzfristige Vermögenswerte | 1.045 | 998 |
| Langfristige Vermögenswerte | 4.232 | 3.895 |
| Kurzfristige Verbindlichkeiten | (907) | (1.460) |
| Langfristige Verbindlichkeiten | (2.983) | (1.759) |
| SUMME EIGENKAPITAL | 1.388 | 1.673 |
| SUMME NICHT BEHERRSCHENDE ANTEILE | 473 | 563 |
| Kapitalflussrechnung | ||
| Cashflow aus betrieblicher Tätigkeit | 875 | 797 |
| Cashflow aus (verwendet für) Investitionstätigkeit | (851) | (1.551) |
| Cashflow aus (verwendet für) Finanzierungstätigkeit | 89 | 770 |
| SUMME CASHFLOW FÜR DIE PERIODE (2) | 113 | 16 |
(1) Die Anlagen wurden am 31. Dezember 2018 als "zum Verkauf gehaltene Vermögenswerte" klassifiziert (vgl. Anhang 5 "Wichtige Änderungen der Konzernstruktur").
(2) Ohne Auswirkungen von Änderungen bei Wechselkursen und sonstigen
| ENGIE Romania Group | ENGIE Energía Perú | Gaztransport & Technigaz | ||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Gewinn- und Verlustrechnung | ||||||
| Erlöse | 1.231 | 1.051 | 427 | 502 | 246 | 237 |
| Nettoergebnis | 87 | 74 | 88 | 117 | 106 | 78 |
| Jahresüberschuss/(-fehlbetrag), Konzernanteil | 44 | 38 | 55 | 72 | 43 | 32 |
| Sonstiges Gesamtergebnis -Eigentümer Mutterunternehmen | (3) | (13) | 27 | (66) | ||
| SUMME GESAMTERGEBNIS - EIGENTÜMER DES MUTTERUNTERNEHMENS | 41 | 25 | 81 | 6 | 43 | 32 |
| Bilanz | ||||||
| Kurzfristige Vermögenswerte | 626 | 517 | 255 | 224 | 319 | 232 |
| Langfristige Vermögenswerte | 787 | 769 | 1.728 | 1.678 | 491 | 530 |
| Kurzfristige Verbindlichkeiten | (312) | (240) | (174) | (259) | (166) | (122) |
| Langfristige Verbindlichkeiten | (64) | (57) | (824) | (764) | (74) | (79) |
| SUMME EIGENKAPITAL | 1.037 | 989 | 985 | 879 | 570 | 562 |
| SUMME NICHT BEHERRSCHENDE ANTEILE Kapitalflussrechnung | 512 | 491 | 376 | 337 | 339 | 335 |
| Cashflow aus betrieblicher Tätigkeit | 109 | 120 | 195 | 323 | 168 | 116 |
| Cashflow aus (verwendet für) Investitionstätigkeit | (58) | (38) | (19) | (73) | (9) | (6) |
| Cashflow aus (verwendet für) Finanzierungstätigkeit | (54) | (67) | (144) | (242) | (94) | (95) |
| SUMME CASHFLOW FÜR DIE PERIODE (1) | (3) | 15 | 33 | 8 | 66 | 14 |
(1) Ohne Auswirkungen von Änderungen bei Wechselkursen und sonstigen.
ANHANG 4 Investitionen in Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden
Bilanzierungsstandards
Die Gruppe bilanziert ihre Investitionen in assoziierte Unternehmen (Gesellschaften, auf die die Gruppe maßgeblichen Einfluss ausübt) und Joint Ventures 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.
Die jeweiligen Beiträge assoziierter und Gemeinschaftsunternehmen zu Bilanz, Gewinn- und Verlustrechnung und Gesamtergebnisrechnung per 31. Dezember 2018 bzw. 31. Dezember 2017 sehen wie folgt aus:
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 (1) |
|---|---|---|
| Bilanz | ||
| Investitionen in assoziierte Unternehmen | 4.590 | 5.118 |
| Investitionen in Gemeinschaftsunternehmen | 3.256 | 2.488 |
| INVESTITIONEN IN GESELLSCHAFTEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN Gewinn- und Verlustrechnung | 7.846 | 7.606 |
| Anteil am Jahresergebnis assoziierter Unternehmen | 88 | 263 |
| Anteil am Jahresergebnis von Gemeinschaftsunternehmen | 273 | 159 |
| ANTEIL AM JAHRESERGEBNIS VON GESELLSCHAFTEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN | 361 | 422 |
| Gesamtergebnisrechnung | ||
| Anteil assoziierter Unternehmen am "Sonstigen Gesamtergebnis" | 132 | 113 |
| Anteil von Gemeinschaftsunternehmen am "Sonstigen Gesamtergebnis" | 26 | (7) |
| ANTEIL VON GESELLSCHAFTEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN, AM "SONSTIGEN GESAMTERGEBNIS" | 158 | 106 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2017 wurden wegen der Anwendung von IFRS 9 und IFRS 15 und der Einstufung des Upstream-Liquefied-Natural-Gas(LNG)-Geschäfts von ENGIE, das im Juli 2018 verkauft wurde, bei den "Aufgegebenen Geschäftsbereichen" neu berechnet (vgl. Anhang 2 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2017").
Maßgebliche Ermessensentscheidungen
Die Gruppe nutzt in erster Linie folgende Informationen und Kriterien, um zu ermitteln, ob eine gemeinschaftliche Beherrschung oder ein maßgeblicher Einfluss auf ein Unternehmen 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 zur Entscheidungsfindung auf die relevanten übrigen Aktivitäten der Gesellschaft (jene, die die veränderliche Rendite der Gesellschaft maßgeblich beeinflussen);
| ― | die Konsequenzen einer Klausel für Pattsituationen; |
| ― | ob sich die Gruppe dem Risiko veränderlicher Renditen aus ihrem Engagement in dem Unternehmen aussetzt oder Anspruch auf sie hat. |
Dazu kann auch gehören, die Vertragsbeziehungen der Gruppe zum Unternehmen zu analysieren, insbesondere die Bedingungen, zu denen diese Verträge geschlossen werden, ihre Laufzeit und das Management von Interessenkonflikten, die entstehen können, wenn die Führungsgremien des Unternehmens abstimmen.
Die Gruppe übte ihren Ermessensspielraum 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 Environnement (32,06 %)
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 gezeigt, dass in den Jahren von 2010 bis 2018 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.
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 unter anderem das Aufstellen des 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 ihren Ermessensspielraum nutzt, um festzustellen, ob es sich bei dem Unternehmen um ein Gemeinschaftsunternehmen oder eine gemeinschaftliche Tätigkeit handelt. IFRS 11 verlangt eine Analyse "sonstiger Fakten und Umstände" für die Klassifizierung gemeinschaftlich geführter Unternehmen.
Das IFRS Interpretations Committee (IFRS IC) (November 2014) hat entschieden, dass zur Klassifizierung eines Unternehmens als gemeinschaftliche Tätigkeit sonstige Fakten und Umstände direkt durchsetzbare Ansprüche auf die Vermögenswerte und Verpflichtungen bei den Verbindlichkeiten der gemeinsamen Vereinbarung bewirken müssen.
Ausgehend von dieser Position und ihrer Anwendung auf unsere Analysen gibt es für die Gruppe per 31. Dezember 2018 keine wesentliche gemeinschaftliche Tätigkeit.
4.1 Investitionen in assoziierte Unternehmen
4.1.1 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, zur Konzernbilanz, Gewinn- und Verlustrechnung und Gesamtergebnisrechnung sowie zur 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 | Kapazität | Prozentualer Anteil von Investitionen in assoziierte Unternehmen | Buchwert von Investitionen in assoziierte Unternehmen | ||
|---|---|---|---|---|---|---|
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 | ||
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| SUEZ Group (Sonstige) | Wasseraufbereitung und Abfallverwertung | 32,06 | 31,96 | 1.968 | 2.083 | |
| Energia Sustentável Do Brasil (Lateinamerika, Brasilien) | Wasserkraftwerk | 3.750 MW | 40,00 | 40,00 | 646 | 784 |
| Projektmanagementgesellschaften im Nahen Osten (Afrika/Asien, Saudi-Arabien, Bahrain, Katar, Vereinigte Arabische Emirate, Oman, Kuwait) (1) | Gaskraftwerke und Meerwasser-Entsalzungsanlagen | 1.004 | 868 | |||
| GASAG (Europa, ohne Frankreich und Benelux, Deutschland) | Gas- und Fernwärmenetze | 31,57 | 31,57 | 261 | 247 | |
| Sonstige Investitionen in assoziierte Unternehmen, die einzeln nicht wesentlich sind | 710 | 1.136 | ||||
| INVESTITIONEN IN ASSOZIIERTE UNTERNEHMEN | - | - | 4.590 | 5.118 |
| Firmenname | Anteil am Jahresergebnis assoziierter Unternehmen | Sonstiges Gesamtergebnis assoziierter Unternehmen | Von assoziierten Unternehmen erhaltene Dividenden | |||
|---|---|---|---|---|---|---|
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| SUEZ Group (Sonstige) | 55 | 100 | 21 | 99 | 130 | 119 |
| Energia Sustentável Do Brasil (Lateinamerika, Brasilien) | (57) | (23) | ||||
| Projektmanagementgesellschaften im Nahen Osten (Afrika/Asien, Saudi-Arabien, Bahrain, Katar, Vereinigte Arabische Emirate, Oman, Kuwait) (1) | 97 | 157 | 96 | (16) | 97 | 96 |
| GASAG (Europa, ohne Frankreich und Benelux, Deutschland) | 18 | 14 | 1 | 4 | 4 | 2 |
| Sonstige Investitionen in assoziierte Unternehmen, die einzeln nicht wesentlich sind | (25) | 14 | 14 | 26 | 104 | 60 |
| INVESTITIONEN IN ASSOZIIERTE UNTERNEHMEN | 88 | 263 | 132 | 113 | 334 | 278 |
(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 thermische Kraftwerke mit einer installierten Gesamtleistung von 28.020 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 einer Ausschreibung ausgewählt wurden, erschließen, bauen und betreiben Kraftwerke und Meerwasserentsalzungsanlagen. Das Gesamtleistung 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 alle Risiken und Erträge in Verbindung mit den Vermögenswerten auf den Käufer der Leistung übergehen. Diese Behandlung steht mit IFRIC 4 und IAS 17 im Einklang. Die Anteilsstruktur dieser Gesellschaften schließt automatisch ein staatliches Unternehmen mit Sitz im selben Land wie die Projektmanagementgesellschaft ein. Die Beteiligung der Gruppe und der prozentuale Anteil an den Stimmrechten in jeder dieser Gesellschaften reichen von 20 % bis 50 %.
Der Anteil am Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) assoziierter Unternehmen beinhaltet 2018 Nettosonderaufwendungen in einer Gesamthöhe von 155 Mio. € (gegenüber Nettosonderaufwendungen von 43 Mio. € für 2017), bei denen es vor allem um den geänderten beizulegenden Zeitwert von derivativen Instrumenten und Veräußerungsgewinne und -verluste nach Steuern geht (vgl. Anhang 6.2 "Konzernanteil am periodischen Jahresüberschuss").
4.1.2 Finanzinformationen über wesentliche assoziierte Unternehmen
Die folgenden Tabellen bieten verkürzte Finanzinformationen über die wichtigsten assoziierten Unternehmen der Gruppe. Die ausgewiesenen Beträge wurden nach IFRS ermittelt vor Eliminierung konzerninterner Posten und nach (i) Anpassungen an die Bilanzierungsstrategie der Gruppe und (ii) Bewertungen des beizulegenden Zeitwerts der Vermögenswerte und Verbindlichkeiten des assoziierten Unternehmens am Tag des Erwerbs bei 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 | Jahresüberschuss (Fehlbetrag) | Sonstiges Gesamtergebnis | Gesamtergebnis |
|---|---|---|---|---|
| PER 31. DEZEMBER 2018 | ||||
| SUEZ Group (1) | 17.331 | 335 | (103) | 232 |
| Energia Sustentável Do Brasil | 564 | (142) | (142) | |
| Projektmanagementgesellschaften im Nahen Osten | 4.254 | 467 | 406 | 873 |
| GASAG | 1.196 | 56 | 3 | 59 |
| PER 31. DEZEMBER 2017 | ||||
| SUEZ Group (1) | 15.783 | 296 | (195) | 101 |
| Energia Sustentável Do Brasil | 789 | (58) | (1) | (58) |
| Projektmanagementgesellschaften im Nahen Osten | 4.147 | 633 | 87 | 720 |
| GASAG | 1.106 | 46 | 12 | 58 |
| In Millionen Euro | Kurzfristige Vermögenswerte | Langfristige Vermögenswerte |
|---|---|---|
| PER 31. DEZEMBER 2018 | ||
| SUEZ Group (1) | 10.872 | 22.681 |
| Energia Sustentável Do Brasil | 199 | 4.388 |
| Projektmanagementgesellschaften im Nahen Osten | 2.572 | 21.401 |
| GASAG | 798 | 1.733 |
| PER 31. DEZEMBER 2017 | ||
| SUEZ Group (1) | 10.314 | 22.517 |
| Energia Sustentável Do Brasil | 269 | 4.976 |
| Projektmanagementgesellschaften im Nahen Osten | 2.512 | 20.958 |
| GASAG | 780 | 1.676 |
| In Millionen Euro | Kurzfristige Verbindlichkeiten | Langfristige Verbindlichkeiten | Summe Eigenkapital | % Beteiligung der Gruppe | ENGIE zuzuordnendes Gesamteigenkapital |
|---|---|---|---|---|---|
| PER 31. DEZEMBER 2018 | |||||
| SUEZ Group (1) | 11.664 | 12.896 | 8.993 | 32.06 | 1.968 |
| Energia Sustentável Do Brasil | 544 | 2.428 | 1.615 | 40.00 | 646 |
| Projektmanagementgesellschaften im Nahen Osten | 3.775 | 16.263 | 3.934 | 1.004 | |
| GASAG | 1.508 | 196 | 827 | 31.57 | 261 |
| PER 31. DEZEMBER 2017 | |||||
| SUEZ Group (1) | 10.920 | 12.889 | 9.022 | 31.96 | 2.083 |
| Energia Sustentável Do Brasil | 591 | 2.695 | 1.960 | 40.00 | 784 |
| Projektmanagementgesellschaften im Nahen Osten | 3.979 | 16.219 | 3.272 | 868 | |
| GASAG | 1.500 | 173 | 782 | 31.58 | 247 |
(1) Die Angaben zu SUEZ in der Tabelle entsprechen der von SUEZ veröffentlichten Finanzinformation. Das der Gruppe zuzuordnende Gesamteigenkapital von SUEZ beläuft sich auf 6.392 Mio. € gemäß den von SUEZ veröffentlichten Abschlüssen und auf 6.139 Mio. € nach den Abschlüssen von ENGIE. Die Differenz zwischen diesen Beträgen gibt im Wesentlichen das Fehlen des Anteils von von SUEZ emittierten tief nachrangigen, ewig laufenden Anleihen am ENGIE zuzuordnenden Gesamteigenkapital wider, 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).
SUEZ ist das einzige wesentliche assoziierte Unternehmen, das börsennotiert ist. Basierend auf dem Aktienpreis bei Börsenschluss am 31. Dezember 2018 betrug der Marktwert dieses Anteils 2.297 Mio. €.
4.1.3 Geschäftsvorfälle zwischen der Gruppe und ihren assoziierten Unternehmen
Die folgenden Angaben veranschaulichen die Auswirkung von Transaktionen mit assoziierten Unternehmen auf den Konzernabschluss 2018.
| In Millionen Euro | Käufe von Gütern und Dienstleistungen | Verkäufe von Gütern und Dienstleistungen | Nettofinanzertrag (ohne Dividenden) | Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen |
|---|---|---|---|---|
| Projektmanagementgesellschaften im Nahen Osten | 237 | (3) | 33 | |
| Contassur (1) | 167 | |||
| Energia Sustentável Do Brasil | 126 | |||
| Sonstige | 29 | 4 | 8 | 17 |
| PER 31. DEZEMBER 2018 | 154 | 241 | 4 | 217 |
| In Millionen Euro | Kredite und Forderungen, zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet | Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten |
|---|---|---|
| Projektmanagementgesellschaften im Nahen Osten | 69 | 4 |
| Contassur (1) | 2 | |
| Energia Sustentável Do Brasil | 76 | 10 |
| Sonstige | 182 | 2 |
| PER 31. DEZEMBER 2018 | 329 | 16 |
| In Millionen Euro | Fremdkapital und Schulden |
|---|---|
| Projektmanagementgesellschaften im Nahen Osten | |
| Contassur (1) | |
| Energia Sustentável Do Brasil | |
| Sonstige | 1 |
| PER 31. DEZEMBER 2018 | 1 |
(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 2018 auf 168 Mio. € (per 31. Dezember 2017 waren es 159 Mio. €).
4.2 Investitionen in Gemeinschaftsunternehmen
4.2.1 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, zur Konzernbilanz, Gewinn- und Verlustrechnung und Gesamtergebnisrechnung sowie die Zeile "Erhaltene Dividenden von Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden," in der Kapitalflussrechnung.
Um wesentliche Gemeinschaftsunternehmen zu bestimmen, nutzte die Gruppe qualitative und quantitative 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 | Kapazität | Prozentualer Anteil von Investitionen in Gemeinschaftsunternehmen | |
|---|---|---|---|---|
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 | ||
| --- | --- | --- | --- | --- |
| National Central Cooling Company "Tabreed" (Afrika/Asien, Abu Dhabi) | District-Fernkältenetze | 40,00 | 40,00 | |
| EcoÉlectrica (Nordamerika, Puerto Rico) | Gas- und Dampf-Kombikraftwerk und LNG-Terminal | 507 MW | 50,00 | 50,00 |
| Portfolio von Stromerzeugungsanlagen in Portugal (Europa ohne Frankreich und Benelux, Portugal) | Stromerzeugung | 2.895 MW | 50,00 | 50,00 |
| WSW Energie und Wasser AG (Europa, ohne Frankreich und Benelux, Deutschland) | Stromerzeugung und -verteilung | 229 MW | 33,10 | 33,10 |
| Tihama Power Generation Co (Afrika/Asien, Saudi-Arabien) | Stromerzeugung | 1.599 MW | 60,00 | 60,00 |
| Ohio State Energy Partners (Nordamerika) | Dienstleistungen | 50,00 | 50,00 | |
| Megal GmbH (Infrastructures Europe, Deutschland) | Gasübertragungsnetz | 49,00 | 49,00 | |
| Transmisora Eléctrica del Norte (Lateinamerika, Chile) | Stromübertragungsleitung | 50,00 | 50,00 | |
| Sonstige Investitionen in Gemeinschaftsunternehmen, die einzeln nicht wesentlich sind | ||||
| INVESTITIONEN IN GEMEINSCHAFTSUNTERNEHMEN |
| Firmenname | Buchwert von Investitionen in Gemeinschaftsunternehmen | |
|---|---|---|
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 |
| --- | --- | --- |
| National Central Cooling Company "Tabreed" (Afrika/Asien, Abu Dhabi) | 710 | 656 |
| EcoÉlectrica (Nordamerika, Puerto Rico) | 416 | 470 |
| Portfolio von Stromerzeugungsanlagen in Portugal (Europa ohne Frankreich und Benelux, Portugal) | 325 | 329 |
| WSW Energie und Wasser AG (Europa, ohne Frankreich und Benelux, Deutschland) | 204 | 192 |
| Tihama Power Generation Co (Afrika/Asien, Saudi-Arabien) | 163 | 122 |
| Ohio State Energy Partners (Nordamerika) | 129 | 117 |
| Megal GmbH (Infrastructures Europe, Deutschland) | 91 | 98 |
| Transmisora Eléctrica del Norte (Lateinamerika, Chile) | 85 | 66 |
| Sonstige Investitionen in Gemeinschaftsunternehmen, die einzeln nicht wesentlich sind | 1.134 | 438 |
| INVESTITIONEN IN GEMEINSCHAFTSUNTERNEHMEN | 3.256 | 2.488 |
| Firmenname | Anteil am Jahresergebnis von Gemeinschaftsunternehmen | Sonstiges Gesamtergebnis von Gemeinschaftsunternehmen | Von Gemeinschaftsunternehmen erhaltene Dividenden | |||
|---|---|---|---|---|---|---|
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| National Central Cooling Company "Tabreed" (Afrika/Asien, Abu Dhabi) | 40 | 13 | 39 | |||
| EcoÉlectrica (Nordamerika, Puerto Rico) | 34 | 44 | 104 | |||
| Portfolio von Stromerzeugungsanlagen in Portugal (Europa ohne Frankreich und Benelux, Portugal) | 44 | 40 | 1 | 3 | 49 | 135 |
| WSW Energie und Wasser AG (Europa, ohne Frankreich und Benelux, Deutschland) | 11 | 7 | 3 | 3 | ||
| Tihama Power Generation Co (Afrika/Asien, Saudi-Arabien) | 34 | 2 | 1 | 1 | ||
| Ohio State Energy Partners (Nordamerika) | 5 | 3 | 5 | (2) | 4 | 1 |
| Megal GmbH (Infrastructures Europe, Deutschland) | 6 | 4 | 13 | 12 | ||
| Transmisora Eléctrica del Norte (Lateinamerika, Chile) | 7 | 1 | ||||
| Sonstige Investitionen in Gemeinschaftsunternehmen, die einzeln nicht wesentlich sind | 92 | 44 | 18 | (9) | 31 | 36 |
| INVESTITIONEN IN GEMEINSCHAFTSUNTERNEHMEN | 273 | 159 | 26 | (7) | 244 | 188 |
Der Anteil am Jahresergebnis von Gemeinschaftsunternehmen beinhaltet 2018 Nettosondererlöse von 6 Mio. € (gegenüber Nettosondererlösen von 18 Mio. € im Jahr 2017), vor allem durch den geänderten beizulegenden Zeitwert von Derivaten, Wertminderungsaufwand und Veräußerungsgewinne und -verluste nach Steuern (vgl. Anhang 6.2 "Konzernanteil am periodischen Jahresüberschuss").
4.2.2 Finanzinformationen über wesentliche Gemeinschaftsunternehmen
Die dargestellten Beträge wurden nach IFRS ermittelt vor Eliminierung konzerninterner Posten und nach (i) Anpassungen an die Bilanzierungsstrategie der Gruppe und (ii) Bewertungen des beizulegenden Zeitwerts der Vermögenswerte und Verbindlichkeiten des Gemeinschaftsunternehmens am Tag des Erwerbs bei ENGIE wie in IAS 28 gefordert. Alle Beträge werden ausgehend von einer 100%igen Beteiligung dargestellt, eine Ausnahme ist das "ENGIE zuzuordnende Gesamteigenkapital" in der Bilanz.
INFORMATION ÜBER DIE GEWINN- UND VERLUSTRECHNUNG UND DIE GESAMTERGEBNISRECHNUNG
| In Millionen Euro | Erlöse | Planmäßige Abschreibung und Amortisation von immateriellen Vermögenswerten und Sachanlagen | Nettofinanzergebnis (1) | Ertragsteueraufwand |
|---|---|---|---|---|
| PER 31. DEZEMBER 2018 | ||||
| National Central Cooling Company "Tabreed" | 335 | (34) | (37) | - |
| EcoÉlectrica | 280 | (63) | 2 | (3) |
| Portfolio an Stromerzeugungsanlagen in Portugal | 749 | (65) | (31) | (37) |
| WSW Energie und Wasser AG | 856 | (11) | (3) | (19) |
| Tihama Power Generation Co | 111 | (5) | (24) | (8) |
| Ohio State Energy Partners | 52 | - | (33) | - |
| Megal GmbH | 124 | (63) | (4) | 2 |
| Transmisora Eléctrica del Norte | 75 | - | (33) | (5) |
| PER 31. DEZEMBER 2017 | ||||
| National Central Cooling Company "Tabreed" (2) | 121 | (12) | (15) | - |
| EcoÉlectrica | 301 | (72) | (2) | (4) |
| Portfolio an Stromerzeugungsanlagen in Portugal | 760 | (66) | (36) | (20) |
| WSW Energie und Wasser AG | 879 | (13) | (5) | (16) |
| Tihama Power Generation Co | 120 | (5) | (26) | (5) |
| Ohio State Energy Partners | 27 | - | (16) | - |
| Megal GmbH | 115 | (59) | (4) | 2 |
| Transmisora Eléctrica del Norte | 7 | - | 4 | (1) |
| In Millionen Euro | Jahresüberschuss (Fehlbetrag) | Sonstiges Gesamtergebnis |
|---|---|---|
| PER 31. DEZEMBER 2018 | ||
| National Central Cooling Company "Tabreed" | 100 | - |
| EcoÉlectrica | 68 | - |
| Portfolio an Stromerzeugungsanlagen in Portugal | 106 | 3 |
| WSW Energie und Wasser AG | 35 | - |
| Tihama Power Generation Co | 56 | 1 |
| Ohio State Energy Partners | 10 | 11 |
| Megal GmbH | 12 | - |
| Transmisora Eléctrica del Norte | 14 | 16 |
| PER 31. DEZEMBER 2017 | ||
| National Central Cooling Company "Tabreed" (2) | 34 | - |
| EcoÉlectrica | 89 | - |
| Portfolio an Stromerzeugungsanlagen in Portugal | 100 | 12 |
| WSW Energie und Wasser AG | 21 | 1 |
| Tihama Power Generation Co | 3 | 2 |
| Ohio State Energy Partners | 6 | (5) |
| Megal GmbH | 9 | - |
| Transmisora Eléctrica del Norte | 3 | (8) |
| In Millionen Euro | Summe Gesamtergebnis |
|---|---|
| PER 31. DEZEMBER 2018 | |
| National Central Cooling Company "Tabreed" | 100 |
| EcoÉlectrica | 68 |
| Portfolio an Stromerzeugungsanlagen in Portugal | 109 |
| WSW Energie und Wasser AG | 35 |
| Tihama Power Generation Co | 57 |
| Ohio State Energy Partners | 21 |
| Megal GmbH | 12 |
| Transmisora Eléctrica del Norte | 30 |
| PER 31. DEZEMBER 2017 | |
| National Central Cooling Company "Tabreed" (2) | 34 |
| EcoÉlectrica | 89 |
| 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) |
(1) Der Zinsertrag ist nicht wesentlich.
(2) Diese Angaben entsprechen 100 % am Tage des Erwerbs durch ENGIE (16. August 2017).
INFORMATION ÜBER DIE BILANZ
| In Millionen Euro | Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente | Sonstige kurzfristige Vermögenswerte | Langfristige Vermögenswerte | Kurzfristiges Fremdkapital |
|---|---|---|---|---|
| PER 31. DEZEMBER 2018 | ||||
| National Central Cooling Company "Tabreed" | 65 | 124 | 2.574 | - |
| EcoÉlectrica | 24 | 107 | 755 | 3 |
| Portfolio an Stromerzeugungsanlagen in Portugal (1) | 231 | 568 | 1.305 | 287 |
| WSW Energie und Wasser AG (2) | 12 | 148 | 778 | 55 |
| Tihama Power Generation Co | 129 | 140 | 488 | 61 |
| Ohio State Energy Partners | 16 | 8 | 1.039 | (6) |
| Megal GmbH | - | 13 | 752 | 10 |
| Transmisora Eléctrica del Norte | 66 | 30 | 773 | 75 |
| PER 31. DEZEMBER 2017 | ||||
| National Central Cooling Company "Tabreed" | 101 | 108 | 2.351 | - |
| EcoÉlectrica | 97 | 112 | 773 | 3 |
| Portfolio an Stromerzeugungsanlagen in Portugal | 245 | 741 | 1.275 | 315 |
| WSW Energie und Wasser AG | 13 | 117 | 769 | 40 |
| WSW Energie und Wasser AG | 77 | 20 | 626 | 50 |
| Tihama Power Generation Co | 25 | 0 | 931 | 717 |
| Megal GmbH | 5 | 6 | 765 | 4 |
| Transmisora Eléctrica del Norte | 21 | 103 | 849 | 2 |
| In Millionen Euro | Sonstige kurzfristige Verbindlichkeiten | Langfristiges Fremdkapital |
|---|---|---|
| PER 31. DEZEMBER 2018 | ||
| National Central Cooling Company "Tabreed" | 173 | 816 |
| EcoÉlectrica | 27 | - |
| Portfolio an Stromerzeugungsanlagen in Portugal (1) | 178 | 763 |
| WSW Energie und Wasser AG (2) | 84 | 101 |
| Tihama Power Generation Co | 40 | 370 |
| Ohio State Energy Partners | 7 | 804 |
| Megal GmbH | 55 | 446 |
| Transmisora Eléctrica del Norte | 3 | 621 |
| PER 31. DEZEMBER 2017 | ||
| National Central Cooling Company "Tabreed" | 160 | 760 |
| EcoÉlectrica | 16 | - |
| Portfolio an Stromerzeugungsanlagen in Portugal | 168 | 886 |
| WSW Energie und Wasser AG | 98 | 105 |
| WSW Energie und Wasser AG | 52 | 404 |
| Tihama Power Generation Co | 1 | 6 |
| Megal GmbH | 50 | 446 |
| Transmisora Eléctrica del Norte | 5 | 836 |
| In Millionen Euro | Sonstige langfristige Verbindlichkeiten | Summe Eigenkapital | % Beteiligung der Gruppe | ENGIE zuzuordnendes Gesamteigenkapital |
|---|---|---|---|---|
| PER 31. DEZEMBER 2018 | ||||
| National Central Cooling Company "Tabreed" | - | 1.775 | 40.00 | 710 |
| EcoÉlectrica | 23 | 833 | 50.00 | 416 |
| Portfolio an Stromerzeugungsanlagen in Portugal (1) | 115 | 761 | 50.00 | 325 |
| WSW Energie und Wasser AG (2) | 103 | 596 | 33,10 | 204 |
| Tihama Power Generation Co | 15 | 271 | 60.00 | 163 |
| Ohio State Energy Partners | - | 257 | 50.00 | 129 |
| Megal GmbH | 70 | 185 | 49.00 | 91 |
| Transmisora Eléctrica del Norte | - | 170 | 50.00 | 85 |
| PER 31. DEZEMBER 2017 | ||||
| National Central Cooling Company "Tabreed" | - | 1.641 | 40.00 | 656 |
| EcoÉlectrica | 23 | 940 | 50,00 | 470 |
| Portfolio an Stromerzeugungsanlagen in Portugal | 130 | 762 | 50,00 | 329 |
| WSW Energie und Wasser AG | 97 | 560 | 33,10 | 192 |
| WSW Energie und Wasser AG | 14 | 204 | 60,00 | 122 |
| Tihama Power Generation Co | - | 234 | 50.00 | 117 |
| Megal GmbH | 77 | 200 | 49,00 | 98 |
| Transmisora Eléctrica del Norte | - | 131 | 50,00 | 66 |
(1) Bei der portugiesischen Untergruppe beläuft sich der Konzernanteil am Eigenkapital auf 649 Mio. €. Der ENGIE zuzuordnende Teil dieser 649 Mio. € beträgt demzufolge 325 Mio. €.
(2) Bei der Untergruppe WSW Energie und Wasser AG beläuft sich der Konzernanteil am Eigenkapital auf 586 Mio. €. Der ENGIE zuzuordnende Teil dieser 586 Mio. € beträgt demzufolge 193 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 586 Mio. € Eigenkapital ist, die den Eigentümern des Mutterunternehmens zuzuordnen sind).
4.2.3 Geschäftsvorfälle zwischen der Gruppe und ihren Gemeinschaftsunternehmen
Die folgenden Angaben veranschaulichen die Auswirkung von Geschäftsvorfällen mit Gemeinschaftsunternehmen auf den Konzernabschluss 2018.
| In Millionen Euro | Käufe von Gütern und Dienstleistungen | Verkäufe von Gütern und Dienstleistungen | Nettofinanzertrag (ohne Dividenden) | Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen |
|---|---|---|---|---|
| EcoÉlectrica | 123 | |||
| Portfolio an Stromerzeugungsanlagen in Portugal | ||||
| WSW Energie und Wasser AG | 1 | 43 | 6 | |
| Megal GmbH | 65 | |||
| Futures Energies | 2 | 17 | 4 | |
| Investissements Holding | ||||
| Sonstige | 36 | 21 | 6 | 10 |
| PER 31. DEZEMBER 2018 | 104 | 205 | 10 | 17 |
| In Millionen Euro | Kredite und Forderungen, zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet | Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten |
|---|---|---|
| EcoÉlectrica | 23 | |
| Portfolio an Stromerzeugungsanlagen in Portugal | 128 | |
| WSW Energie und Wasser AG | ||
| Megal GmbH | 5 | |
| Futures Energies | 157 | |
| Investissements Holding | ||
| Sonstige | 116 | 3 |
| PER 31. DEZEMBER 2018 | 400 | 32 |
| In Millionen Euro | Fremdkapital und Schulden |
|---|---|
| EcoÉlectrica | |
| Portfolio an Stromerzeugungsanlagen in Portugal | |
| WSW Energie und Wasser AG | |
| Megal GmbH | |
| Futures Energies | |
| Investissements Holding | |
| Sonstige | 8 |
| PER 31. DEZEMBER 2018 | 8 |
4.3 Sonstige Informationen über Investitionen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden
4.3.1 Nicht angesetzter Anteil an Verlusten assoziierter und Gemeinschaftsunternehmen
Die kumulierten nicht angesetzten Verluste assoziierter Unternehmen (die den kumulierten Verlusten entsprechen, die den Buchwert von Investitionen in die entsprechenden assoziierten Unternehmen überschreiten) betrugen - das sonstige Gesamtergebnis eingeschlossen - 2018 171 Mio. € (2017: 218 Mio. €). Die nicht angesetzten Verluste für das Geschäftsjahr 2018 beliefen sich auf 18 Mio. €.
Diese nicht angesetzten Verluste entsprechen hauptsächlich (i) dem negativen beizulegenden Zeitwert von derivativen Instrumenten, die als Zins- und Commodity-Sicherungen designiert waren ("Sonstiges Gesamtergebnis"), die assoziierte Unternehmen in der Region Asien-Pazifik in Verbindung mit der Finanzierung von Bauprojekten für Kraftwerke vertraglich vereinbart haben, und (ii) kumulierten Verlusten aus dem Gemeinschaftsunternehmen Tirreno Power.
4.3.2 Zusagen und Garantien der Gruppe für Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden
Per 31. Dezember 2018 betreffen die wichtigsten Zusagen und Garantien, die die Gruppe Gesellschaften gegeben hat, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, folgende zwei Unternehmen und Unternehmensgruppen:
| ― | Energia Sustentável do Brasil ("Jirau") für einen aggregierten Betrag von 4.341 Mio. BRL (975 Mio. €). |
Die Kredite, die die Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social, die brasilianische Entwicklungsbank, Energia Sustentável do Brasil gewährte, betrugen per 31. Dezember 2018 10.852 Mio. BRL (2.439 Mio. €). Für diese Schuld bürgt jeder Partner im Umfang seines Besitzanteils an dem Konsortium;
| ― | die Projektmanagementgesellschaften im Nahen/Mittleren Osten und Afrika für einen aggregierten Betrag von 1.035 Mio. €. |
Die Zusagen und Bürgschaften der Gruppe an diese Projektmanagementgesellschaften beziehen sich hauptsächlich auf:
―
| ― | eine Zusage für eine Eigenkapitaleinlage (Kapital/nachrangige Schuld) von 147 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 237 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 261 Mio. €, |
| ― | Erfüllungs- und sonstige Bürgschaften über 390 Mio. €. |
ANHANG 5 Wichtige Änderungen der Konzernstruktur
Bilanzierungsstandards
Nach IFRS 5 - Zur Veräußerung gehaltene langfristige Vermögenswerte und aufgegebene Geschäftsbereiche werden veräußerungsfähige Vermögenswerte oder Veräußerungsgruppen separat in der Bilanz dargestellt und zum niedrigeren Wert von Buchwert und beizulegendem Zeitwert abzüglich Veräußerungskosten bewertet.
Ein Vermögenswert wird als "zum Verkauf gehalten" klassifiziert, wenn der Verkauf innerhalb von zwölf Monaten ab Klassifizierungstermin höchstwahrscheinlich ist, wenn er im bestehenden Zustand zum unmittelbaren Verkauf verfügbar ist und 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 sowie 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 getrennten Geschäftsbereich darstellen.
5.1 Veräußerungen im Jahre 2018
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 2018 auf die Nettoschuld der Gruppe ohne Teilverkäufe im Zusammenhang mit DBSO (1) -Geschäften:
| In Millionen Euro | Veräußerungspreis | Reduzierung der Nettoverschuldung |
|---|---|---|
| Veräußerung des Kohlekraftwerks Loy Yang B (Australien) | 471 | 330 |
| Veräußerung der Explorations- und Fördergeschäfte | 921 | 1.913 |
| Veräußerung der Gasverteilungsgeschäfte (Ungarn) | 147 | 198 |
| Veräußerung von LNG-Geschäften | 1.202 | 1.144 |
| Sonstige Veräußerungen, die einzeln nicht wesentlich sind | 285 | 353 |
| Klassifizierung der Glow-Geschäfte als "zum Verkauf gehaltene Vermögenswerte" - Thailand | 723 | |
| Klassifizierung der Langa-Geschäfte als "zum Verkauf gehaltene Vermögenswerte" - Frankreich | 270 | |
| SUMME | 3.026 | 4.931 |
Die Senkung der Nettoschuld um 4.931 Mio. € per 31. Dezember 2018 kommt zu der Minderung um 8.976 Mio. € hinzu, die zuvor per 31. Dezember 2017 als Teil des Anlagenveräußerungsprogramms erfasst wurden, so dass die Summe bislang 13.907 Mio. € erreicht. Zusätzliche Veräußerungen, die per 31. Dezember 2018 vor dem Abschluss stehen, sind in Anhang 5.2 beschrieben.
5.1.1 Veräußerung des Kohlekraftwerks Loy Yang B (Australien)
Am 15. Januar 2018 schloss die Gruppe den Verkauf des Kohlekraftwerks Loy Yang B in Australien ab und erhielt dafür eine Zahlung von 471 Mio. €, die dem Verkaufspreis der gesamten Beteiligung an Loy Yang B entspricht. 30 % dieses Preises wurden in Form von Dividenden an Mitsui gezahlt.
Die Transaktion verringerte die Nettoschuld der Gruppe um etwa 624 Mio. € (die Auswirkung der Ausbuchung der Nettoschuld von Loy Yang B von 294 Mio. € nach der Klassifizierung als "zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte" am 31. Dezember 2017, zuzüglich der Zahlung von 330 Mio. €, die 2018 für die verkaufte 70%ige Beteiligung eingenommen wurden). Der Veräußerungsverlust betrug 2018 87 Mio. € und entspricht im Wesentlichen der Umgliederung von Umrechnungsdifferenzen und Sicherungen der Nettoinvestition für das Portfolio aus dem sonstigen Gesamtergebnis in die Gewinn- und Verlustrechnung.
5.1.2 Veräußerung des Explorations- und Fördergeschäfts
Am 15. Februar 2018 schloss die Gruppe den Verkauf ihrer 70%igen Beteiligung an ENGIE E&P International (EPI) an Neptune Energy ab, für den sie eine Zahlung von 921 Mio. € erhielt. Das entspricht dem Verkaufspreis aller ihrer Aktien.
Die beiden Effekte der Transaktion und der mit diesen Geschäften seit 1. Januar 2018 generierten Zahlungsmittel haben die Nettoschuld der Gruppe um 1.913 Mio. € verringert. Der Veräußerungsgewinn vor Steuern, der für den "Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) aus aufgegebenen Geschäftsbereichen" angesetzt ist (vgl. Anhang 5.2.3), betrug 2018 65 Mio. €.
Nach der Transaktion hält die Gruppe noch eine restliche Beteiligung von 46 % an ENGIE E&P Touat B.V. (Bereich Sonstige), das mit 65 % an dem in Erschließung befindlichen Gasfeld Touat in Algerien beteiligt ist. Diese Beteiligung wird jetzt nach der Equity-Methode bilanziert.
1 Develop, Build, Share and Operate (erschließen, bauen, gemeinsam nutzen, betreiben)
5 1.3 Veräußerung des Gasverteilungsgeschäfts (Ungarn)
Nach den erfolgreichen 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 Gasverteilungstochter Égaz-Dégaz an Nemzeti Közmuvek Zártköruen Muködö Résvénytársaság (NKM) ab - einem staatlichen ungarischen Unternehmen. Die Transaktion verringerte die Nettoschuld der Gruppe um 198 Mio. € ohne wesentlichen Veräußerungsgewinn.
5.1.4 Veräußerung des Liquefied-Natural-Gas(LNG)-Geschäfts von ENGIE
Am 13. Juli 2018 schloss die Gruppe den Verkauf ihres Upstream-LNG-Geschäfts an Total ab: Verflüssigung, Verschiffung (eingeschlossen die Tochtergesellschaft Gazocean) und internationaler LNG-Handel.
Die beiden Effekte der Transaktion und der mit diesen LNG-Upstream-Geschäften seit 1. Januar 2018 generierten Zahlungsmittel haben die Nettoschuld der Gruppe um 1.144 Mio. € verringert, wobei hier keine künftig zu vereinnahmenden Zahlungen enthalten sind. Der Veräußerungsgewinn vor Steuern, der für den "Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) aus aufgegebenen Geschäftsbereichen" angesetzt ist (vgl. Anhang 5.2.3), betrug per 31. Dezember 2018 1.193 Mio. €.
5.2 Veräußerungsfähige Vermögenswerte und aufgegebene Geschäftsbereiche
Per 31. Dezember 2018 belief sich die Summe der "Vermögenswerte, die als zur Veräußerung gehalten klassifiziert sind", und die Summe der "Verbindlichkeiten, die in direktem Zusammenhang mit Vermögenswerten stehen, die als zur Veräußerung gehalten klassifiziert sind", auf 3.798 Mio. € bzw. 2.130 Mio. €.
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 |
|---|---|---|
| Sachanlagen, zu Buchwerten | 2.661 | 5.307 |
| Sonstige Vermögenswerte | 1.137 | 1.380 |
| SUMME VERMÖGENSWERTE, DIE ALS ZUR VERÄUSSERUNG GEHALTEN KLASSIFIZIERT SIND | 3.798 | 6.687 |
| davon Vermögenswerte aus aufgegebenen Geschäftsbereichen | 5.471 | |
| Fremdkapital und Schulden | 1.019 | 418 |
| Sonstige Verbindlichkeiten | 1.111 | 2.953 |
| SUMME VERBINDLICHKEITEN IM DIREKTEN ZUSAMMENHANG MIT VERMÖGENSWERTEN, DIE ALS ZUR VERÄUSSERUNG GEHALTEN KLASSIFIZIERT SIND | 2.130 | 3.371 |
| davon Verbindlichkeiten im direkten Zusammenhang mit Vermögenswerten aus aufgegebenen Geschäftsbereichen | 2.705 |
Alle Vermögenswerte, die per 31. Dezember 2017 als veräußerungsfähig klassifiziert waren (Explorations- & Förderaktivitäten und das Kraftwerk Loy Yang B in Australien), wurden 2018 verkauft (vgl. Anhang 5.1 " Veräußerungen im Jahre 2018").
Per 31. Dezember 2018 bezogen sich diese Vermögenswerte und Verbindlichkeiten auf die Geschäfte von Glow in Thailand, die Solarparks der Langa Gruppe in Frankreich und die Anlagen für erneuerbare Energieträger in Mexiko.
5.2.1 Veräußerung der Beteiligung von ENGIE an Glow
Am 20. Juni 2018 unterzeichnete ENGIE einen Aktienkaufvertrag mit der in Thailand ansässigen Global Power Synergy Public Company Ltd. (GPSC) über den Verkauf der Beteiligung von 69,1 % an Glow, einem unabhängigen Stromproduzenten, der an der Börse in Thailand notiert ist (Segment Afrika/Asien), und die Gruppe klassifizierte sie am selben Tag als veräußerungsfähigen Vermögenswert. Die Transaktion erbrachte einen Nettoertrag von 2,5 Mrd. € für ENGIE. Es ist davon auszugehen, dass sie die konsolidierte Nettoschuld von ENGIE um insgesamt 3,2 Mrd. € senkt.
Diese Umklassifizierung in "zum Verkauf gehaltene Vermögenswerte" verringerte die Nettoschuld per 31. Dezember 2018 um 723 Mio. €. In Anbetracht des erwarteten Kapitalgewinns aus dem Verkauf wurden per 31. Dezember 2018 keine Wertberichtigungen vorgenommen. Der Beitrag von Glow zum "Konzernanteil am Jahresüberschuss/(-fehlbetrag)" betrug 2018 165 Mio. €, 2017 waren es 138 Mio. €.
Es ist davon auszugehen, dass die Transaktion in der ersten Hälfte 2019 abgeschlossen wird. Erwartet wird ein Veräußerungsgewinn in der Größenordnung von 1,5 Mrd. €.
5.2.2 Veräußerungsprogramm von Anlagen der Langa Gruppe
Am 21. Dezember 2018 unterzeichnete die Gruppe mit Predica einen Verkaufsvertrag über die von Langa (Segment Frankreich) betriebenen oder im Bau befindlichen Solarparks an FEIH2 (ein Joint-Venture, das zu 80 % Predica und zu 20 % der ENGIE Gruppe gehört).
Die Gruppe war per 31. Dezember 2018 der Auffassung, dass der Verkauf dieser Vermögenswerte angesichts des Fortschritts des Entflechtungsprozesses höchstwahrscheinlich war, und klassifizierte die Anlagen folglich als "zum Verkauf gehaltene Vermögenswerte". Im Hinblick auf den erwarteten Veräußerungsgewinn wurden per 31. Dezember 2018 keine Wertberichtigungen verbucht.
Diese Umklassifizierung in "zum Verkauf gehaltene Vermögenswerte" verringerte die Nettoschuld per 31. Dezember 2018 um 270 Mio. €. Der Beitrag der Anlagen zum Konzernanteil am Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) 2018 war unerheblich.
Es ist davon auszugehen, dass die Transaktion im vierten Quartal 2019 abgeschlossen wird.
5.2.3 Finanzinformation über aufgegebene Geschäftsbereiche
Ertrag aus aufgegebenen Geschäftsbereichen
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 |
|---|---|---|
| Erlöse aus Verträgen mit Kunden | 2.163 | 5.021 |
| Erlöse aus sonstigen Verträgen | 65 | 52 |
| ERLÖSE | 2.229 | 5.073 |
| Käufe | (2.102) | (3.326) |
| Personalkosten | (35) | (237) |
| Planmäßige Abschreibung, Amortisation und Rückstellungen | (18) | (86) |
| Sonstige betriebliche Aufwendungen | (44) | (322) |
| Sonstige betriebliche Erträge | (5) | 16 |
| KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS | 25 | 1.119 |
| Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden | 2 | 11 |
| KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS NACH ANTEIL AM JAHRESÜBERSCHUSS VON GESELLSCHAFTEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN | 27 | 1.130 |
| Marktbewertung von Commodity-Verträgen, ohne Trading-Instrumente | (221) | (381) |
| Wertminderungsaufwendungen | (1) | (138) |
| Restrukturierungskosten | (3) | |
| Änderungen des Konsolidierungskreises | 1.258 | (15) |
| Sonstige Einmaleffekte | (2) | 369 |
| ERGEBNIS DER BETRIEBLICHEN TÄTIGKEIT | 1.062 | 961 |
| Finanzaufwand | (20) | (88) |
| Finanzertrag | 7 | 27 |
| NETTOFINANZERTRÄGE/(-AUFWENDUNGEN) | (14) | (61) |
| Ertragsteueraufwand | 21 | (533) |
| JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG) AUS AUFGEGEBENEN GESCHÄFTSBEREICHEN | 1.069 | 366 |
| Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) aus aufgegebenen Geschäftsbereichen, Konzernanteil | 1.045 | 273 |
| Nicht beherrschende Beteiligungen an aufgegebenen Geschäftsbereichen | 24 | 93 |
Der Ertrag aus aufgegebenen Geschäftsbereichen bezieht sich auf das Upstream-LNG-Geschäft von ENGIE (vgl. Anhang 5.1.4) und auf die Explorations- und Förderaktivitäten, einschließlich Veräußerungsgewinn (vgl. Anhang 5.1.2).
Die Umsatzerlöse aus aufgegebenen Geschäftsbereichen (LNG und EPI) mit den Unternehmen der ENGIE-Gruppe beliefen sich 2018 auf 880 Mio. € (2017: 1.959 Mio. €).
Wie in IFRS 5 gefordert, hat ENGIE keine Abschreibungs- und Amortisationsaufwendungen mehr für Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte für die LNG-Geschäfte (ab 1. April 2018) und für die Geschäfte von EPI (ab 11. Mai 2017) angesetzt. Die aus dieser Änderung resultierenden Einsparungen betrugen 2018 36 Mio. € vor Steuern.
Der Jahresüberschuss aus aufgegebenen Geschäftsbereichen beinhaltet auch Kosten von 22 Mio. € speziell in Verbindung mit dem LNG-Geschäft.
Gesamtergebnis aus aufgegebenen Geschäftsbereichen
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2018 Eigentümer Mutterunternehmen | 31. Dez. 2018 Minderheitsbeteiligungen | 31. Dez. 2017 |
|---|---|---|---|---|
| JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG) AUS AUFGEGEBENEN GESCHÄFTSBEREICHEN | 1.069 | 1.045 | 24 | 366 |
| Cashflow-Sicherungen für Commodities | 80 | 52 | 28 | 246 |
| Latente Steuern auf obige Posten | (43) | (33) | (10) | (88) |
| Anteil von nach der Equity-Methode bilanzierten Gesellschaften an umgliederbaren Posten, nach Steuern | 46 | 46 | (10) | |
| Umrechnungsdifferenzen | (43) | (23) | (19) | (268) |
| SUMME UMGLIEDERBARER POSTEN | 37 | 39 | (3) | (121) |
| Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste | (2) | (2) | (2) | |
| Latente Steuern auf obige Posten | (1) | (1) | 7 | |
| SUMME NICHT UMGLIEDERBARER POSTEN | (3) | (2) | (2) | 5 |
| SUMME GESAMTERGEBNIS AUS AUFGEGEBENEN GESCHÄFTSBEREICHEN | 1.102 | 1.083 | 19 | 250 |
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2017 Eigentümer Mutterunternehmen | 31. Dez. 2017 Minderheitsbeteiligungen |
|---|---|---|
| JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG) AUS AUFGEGEBENEN GESCHÄFTSBEREICHEN | 273 | 93 |
| Cashflow-Sicherungen für Commodities | 211 | 34 |
| Latente Steuern auf obige Posten | (76) | (12) |
| Anteil von nach der Equity-Methode bilanzierten Gesellschaften an umgliederbaren Posten, nach Steuern | (10) | |
| Umrechnungsdifferenzen | (193) | (75) |
| SUMME UMGLIEDERBARER POSTEN | (68) | (53) |
| Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste | (2) | (1) |
| Latente Steuern auf obige Posten | 5 | 3 |
| SUMME NICHT UMGLIEDERBARER POSTEN | 3 | 2 |
| SUMME GESAMTERGEBNIS AUS AUFGEGEBENEN GESCHÄFTSBEREICHEN | 208 | 42 |
Das Gesamtergebnis aus aufgegebenen Geschäftsbereichen bezieht sich auf das Upstream-LNG-Geschäft von ENGIE (vgl. Anhang 5.1.4) und auf die Explorations- und Förderaktivitäten (vgl. Anhang 5.1.2).
Zahlungsströme aus aufgegebenen Geschäftsbereichen
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 |
|---|---|---|
| JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG) | 1.069 | 366 |
| Zahlungsmittel aus Geschäftstätigkeit vor Ertragssteuern und Working-Capital-Bedarf | 42 | 1.224 |
| Gezahlte Steuern | (53) | (460) |
| Änderung des Working-Capital-Bedarfs | 28 | (288) |
| CASHFLOW AUS BETRIEBLICHER TÄTIGKEIT | 17 | 476 |
| Erwerbe von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten | (51) | (601) |
| Verlust von beherrschenden Beteiligungen an Unternehmen, abzüglich verkaufter Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente | (522) | |
| Veräußerungen von Eigenkapital- und Schuldinstrumenten | 412 | |
| Sonstige | (710) | (53) |
| KAPITALFLUSS AUS (VERWENDET FÜR) INVESTITIONSTÄTIGKEIT | (1.282) | (242) |
| Cashflow aus (verwendet für) Finanzierungstätigkeit, ohne konzerninterne Geschäftsvorfälle | 1.284 | (49) |
| Konzerninterne Geschäftsvorfälle mit ENGIE, Fremdkapital betreffend | (7) | (223) |
| KAPITALFLUSS AUS (VERWENDET FÜR) FINANZIERUNGSTÄTIGKEIT | 1.278 | (272) |
| Auswirkungen von Änderungen bei Wechselkursen und sonstigen | 3 | (11) |
| SUMME KAPITALFLUSS FÜR DIE PERIODE | 15 | (49) |
| ZAHLUNGSMITTEL UND ZAHLUNGSMITTELÄQUIVALENTE ZU PERIODENBEGINN | 15 | 65 |
| ZAHLUNGSMITTEL UND ZAHLUNGSMITTELÄQUIVALENTE ZU PERIODENENDE | 15 |
Zahlungsströme aus aufgegebenen Geschäftsbereichen beziehen sich auf das Upstream-LNG-Geschäft von ENGIE (vgl. Anhang 5.1.4) und auf die Explorations- und Förderaktivitäten (vgl. Anhang 5.1.2).
5.3 Erwerbe im Jahre 2018
Im Jahre 2018 gab es verschiedene weitere Erwerbe, Eigenkapitaltransaktionen und Veräußerungen. Dazu gehörten der Kauf von (i) Unternehmen aus dem Bereich der erneuerbaren Energieträger (Strom aus Wind- und Solaranlagen) und dem Dienstleistungsbereich (Mikrostromnetz, Heiz- und Kabelnetze) in den Vereinigten Staaten, (ii) der Langa Gruppe (einem unabhängigen Erzeuger von Strom aus Sonne, Wind, Biogas und Biomasse im Bereich der erneuerbaren Energieträger) sowie der Kauf einer Mehrheitsbeteiligung an Electro Power Systems (EPS, einem bei Euronext notierten Unternehmen, das auf Energiespeicherlösungen und Mikronetze spezialisiert ist, mit denen intermittierende erneuerbare Energiequellen in stabile Stromquellen umgewandelt werden können) in Frankreich und (iii) Priora FM SA (einem Flughafendienstleister) in der Schweiz. Außerdem schloss die Gruppe am 6. Dezember 2018 den Erwerb der Compañía Americana de Multiservicios (CAM) ab, dem führenden Dienstleister für Installation, Betrieb und Instandhaltung in der Strom- und Telekommunikationsbranche in Lateinamerika.
ANHANG 6 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.
6.1 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. 2018 | 31. Dez. 2017 (1) |
|---|---|---|
| KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS NACH ANTEIL AM JAHRESÜBERSCHUSS VON GESELLSCHAFTEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN | 5.126 | 5.172 |
| Planmäßige Abschreibung und Amortisation/Sonstige | 3.882 | 3.966 |
| Anteilsbasierte Vergütungen (IFRS 2) | 79 | 37 |
| Sonderanteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden | 149 | 24 |
| EBITDA | 9.236 | 9.199 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2017 wurden wegen der Anwendung von IFRS 9 und IFRS 15 und der Einstufung des Upstream-Liquefied-Natural-Gas(LNG)-Geschäfts von ENGIE, das im Juli 2018 verkauft wurde, als "Aufgegebene Geschäftsbereiche" neu berechnet (vgl. Anhang 2 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2017").
6.2 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 Posten sind in Anhang 10 "Ergebnis der betrieblichen Tätigkeit" definiert; |
| ― | die folgenden Bestandteile des Nettofinanzergebnisses: die Auswirkung der Schuldenrestrukturierung, Kompensationszahlungen für das frühzeitige Glattstellen derivativer Instrumente, abzüglich der Aufholung des beizulegenden Zeitwerts dieser Derivate mit frühzeitigem Settlement, Änderungen des beizulegenden Zeitwerts derivativer Instrumente, die nach IAS 9 - Finanzinstrumente: Ansatz und Bewertung nicht als Sicherung in Betracht kommen, sowie den unwirksamen Bestandteil derivativer Instrumente, die sich als Sicherung eignen; |
| ― | die ertragssteuerliche Wirkung der oben genannten Positionen, die nach dem gesetzlichen Ertragssteuersatz ermittelt wurde, der für die entsprechende steuerliche Einheit gilt; |
| ― | die Erstattung der 3%igen Steuer auf Dividenden 2017 durch den französischen Staat und die Auswirkung der geänderten Steuersätze in Frankreich und den Vereinigten Staaten und sonstige Einmaleffekte 2017 (vgl. Anhang 12.1.2). |
| ― | 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:
Die Überleitung des Nettoergebnisses auf den Konzernanteil am periodischen Jahresüberschuss sieht wie folgt aus:
| In Millionen Euro | Anhänge | 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 (1) |
|---|---|---|---|
| KONZERANTEIL AM JAHRESERGEBNIS | 1.033 | 1.320 | |
| JAHRESUBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG) AUS AUFGEGEBENEN GESCHÄFTSBEREICHEN, KONZERNANTEIL | 1.045 | 273 | |
| JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG) AUS FORTGEFÜHRTEN GESCHÄFTSBEREICHEN, KONZERNANTEIL | (12) | 1.047 | |
| Nicht beherrschende Beteiligungen an fortgeführten Geschäftsbereichen | 572 | 695 | |
| JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG) AUS FORTGEFÜHRTEN GESCHÄFTSBEREICHEN | 560 | 1.741 | |
| Überleitung vom KURZFRISTIGEN BETRIEBSERGEBNIS NACH ANTEIL AM JAHRESÜBERSCHUSS VON GESELLSCHAFTEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN, auf das ERGEBNIS DER BETRIEBLICHEN TÄTIGKEIT | 2.481 | 2.437 | |
| Marktbewertung von Commodity-Verträgen, ohne Trading-Instrumente | 10 | 223 | (29) |
| Wertminderungsaufwendungen | 10 | 1.798 | 1.298 |
| Restrukturierungskosten | 10 | 162 | 669 |
| Änderungen des Konsolidierungskreises | 10 | 150 | (752) |
| Sonstige Einmaleffekte | 10 | 147 | 1.252 |
| Sonstige berichtigte Positionen | 207 | (1.198) | |
| Unwirksamer Anteil bei Derivaten, die als Sicherungen des beizulegenden Zeitwerts qualifizieren | 11.3 | 3 | 2 |
| Gewinne/(Verluste) aus Schuldenrestrukturierung und frühzeitiger Glattstellung derivativer Finanzinstrumente | 11.2 | (7) | 98 |
| Änderung des beizulegenden Zeitwerts von Derivaten, die nicht als Sicherungen qualifizieren, und der unwirksame Anteil von Derivaten, die als Cashflow-Sicherungen qualifizieren | 11.3 | 183 | 187 |
| Sondererlös/(-fehlbetrag) aus Schuld- und Eigenkapitalinstrumenten | 11.3 | 26 | |
| Rückzahlung der 3%igen Steuer auf Dividenden durch den französischen Staat | (408) | ||
| Steueränderungen in Frankreich, in den Vereinigten Staaten und sonstige Sondermaßnahmen | (479) | ||
| Sonstige berichtigte steuerliche Auswirkungen | (147) | (622) | |
| Sonderertrag, der im Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften enthalten ist, die nach der Equity-Methode bilanziert werden | 149 | 24 | |
| PERIODISCHER JAHRESÜBERSCHUSS AUS FORTGEFÜHRTEN GESCHÄFTSBEREICHEN | 3.248 | 2.980 | |
| Periodischer Jahresüberschuss aus fortgeführten Geschäftsbereichen, der nicht beherrschenden Beteiligungen zuzuordnen ist | 790 | 746 | |
| PERIODISCHER JAHRESÜBERSCHUSS AUS FORTGEFÜHRTEN GESCHÄFTSBEREICHEN, KONZERNANTEIL | 2.458 | 2.233 | |
| Periodischer Jahresüberschuss aus aufgegebenen Geschäftsbereichen, Konzernanteil (2) | (33) | 285 | |
| KONZERNANTEIL AM PERIODISCHEN JAHRESÜBERSCHUSS | 2.425 | 2.518 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2017 wurden wegen der Anwendung von IFRS 9 und IFRS 15 und der Einstufung des Upstream-Liquefied-Natural-Gas(LNG)-Geschäfts von ENGIE, das im Juli 2018 verkauft wurde, als "Aufgegebene Geschäftsbereiche" neu berechnet (vgl. Anhang 2 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2017").
(2) Die Überleitung von "Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) aus aufgegebenen Geschäftsbereichen, Konzernanteil" auf "Periodischer Jahresüberschuss aus aufgegebenen Geschäftsbereichen, Konzernanteil" am 31. Dezember 2018 geht im Wesentlichen auf den Gewinn aus der Veräußerung der Explorations- und Förderaktivitäten, die Marktbewertung von Commodity-Verträgen, ohne Trading-Instrumente, zurück, die für das Upstream-LNG-Geschäft und verschiedene Veräußerungskosten verbucht wurden.
6.3 Eingesetztes Industriekapital
Die Überleitung von eingesetztem Industriekapital auf Positionen der Bilanz sieht wie folgt aus:
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 (1) |
|---|---|---|
| (+) Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte, netto | 55.635 | 57.566 |
| (+) Geschäfts- oder Firmenwert | 17.809 | 17.285 |
| (-) Geschäfts- oder Firmenwert Gaz de France - SUEZ und International Power (2) | (7.610) | (7.715) |
| (+) Forderungen nach IFRIC 4 und IFRIC 12 | 1.550 | 1.548 |
| (+) Investitionen in Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden | 7.846 | 7.606 |
| (-) Geschäfts- oder Firmenwert aus dem Zusammenschluss mit International Power (2) | (151) | (144) |
| (+) Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen, netto | 15.613 | 13.127 |
| (-) Margenausgleich (2),(3) | (1.669) | (1.110) |
| (+) Vorräte | 4.158 | 4.161 |
| (+) Aktiva aus Verträgen mit Kunden | 7.411 | 6.930 |
| (+) Sonstige kurzfristige und langfristige Vermögenswerte | 9.811 | 9.073 |
| (+) Latente Steuern | (4.349) | (4.361) |
| (+) Streichung latenter Steuern auf sonstige umgliederbare Posten (2) | (247) | (236) |
| (-) Rückstellungen | (21.813) | (21.715) |
| (+) Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste im Eigenkapital (nach latenten Steuern) (2) | 2.637 | 2.438 |
| (-) Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten | (19.759) | (16.404) |
| (+) Margenausgleich (2),(3) | 1.681 | 473 |
| (-) Passiva aus Verträgen mit Kunden | (3.634) | (3.575) |
| (-) Sonstige kurzfristige und langfristige Verbindlichkeiten | (13.507) | (12.579) |
| EINGESETZTES INDUSTRIEKAPITAL | 51.412 | 52.370 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2017 sind wegen der Anwendung von IFRS 9 und IFRS 15 neu berechnet (vgl. Anhang 2 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2017").
(2) Zur Berechnung des eingesetzten Industriekapitals sind die für die jeweiligen Positionen verbuchten Beträge denen in der Bilanz angepasst worden.
(3) 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 Gegenparteirisiken zu verringern.
6.4 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. 2018 | 31. Dez. 2017 (1) |
|---|---|---|
| Zahlungsmittel aus betrieblicher Tätigkeit vor Ertragssteuern und Working-Capital-Bedarf | 8.464 | 8.150 |
| Gezahlte Steuern | (757) | (905) |
| Änderung des Working-Capital-Bedarfs | 149 | 1.613 |
| Erhaltene Zinsen auf langfristige finanzielle Vermögenswerte | 26 | 75 |
| Vereinnahmte Dividenden auf langfristige finanzielle Vermögenswerte | 52 | 171 |
| Gezahlte Zinsen | (727) | (744) |
| Vereinnahmte Zinsen auf Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente | 79 | 107 |
| Änderung bei finanziellen Vermögenswerten, als erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet | (289) | (197) |
| (+) Änderung bei finanziellen Vermögenswerten, die in der Bilanz und sonstig als erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet sind | 303 | 238 |
| CASHFLOW AUS BETRIEBLICHER TÄTIGKEIT (CFFO) | 7.300 | 8.509 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2017 wurden wegen der Anwendung von IFRS 9 und IFRS 15 und der Einstufung des Upstream-Liquefied-Natural-Gas(LNG)-Geschäfts von ENGIE, das im Juli 2018 verkauft wurde, als "Aufgegebene Geschäftsbereiche" neu berechnet (vgl. Anhang 2 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2017").
6.5 Investitionsausgaben (CAPEX)
Die Überleitung von Investitionsausgaben (CAPEX) auf Posten der Kapitalflussrechnung sieht wie folgt aus:
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 (1) |
|---|---|---|
| Erwerbe von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten | 6.202 | 5.778 |
| Erwerbe von beherrschenden Beteiligungen an Gesellschaften, abzüglich erworbener Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente | 983 | 692 |
| (+) erworbene Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente | 83 | 30 |
| Erwerbe von Investitionen in Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, und gemeinschaftliche Tätigkeit | 338 | 1.311 |
| Erwerbe von Eigenkapital- und Schuldinstrumenten | 283 | 247 |
| Änderung bei Krediten und Forderungen, ausgereicht von der Gruppe, und sonstige | 251 | 856 |
| (+) Sonstige | 11 | 3 |
| Änderung bei Eigentumsanteilen an beherrschten Unternehmen | 18 | (1) |
| (+) erhaltene Zahlungen für die Veräußerung von Minderheitsbeteiligungen | 222 | |
| GESAMTINVESTITIONSAUSGABEN (CAPEX) | 8.169 | 9.137 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2017 wurden wegen der Anwendung von IFRS 9 und IFRS 15 und der Einstufung des Upstream-Liquefied-Natural-Gas(LNG)-Geschäfts von ENGIE, das im Juli 2018 verkauft wurde, als "Aufgegebene Geschäftsbereiche" neu berechnet (vgl. Anhang 2 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2017").
6.6 Nettoschuld
Die Nettoschuld wird in Anhang 17.3 "Nettoschuld" ausgewiesen.
6.7 Wirtschaftliche Nettoschuld
Die wirtschaftliche Nettoschuld stellt sich wie folgt dar:
| In Millionen Euro | Anhänge | 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 (1) |
|---|---|---|---|
| NETTOSCHULD | 17 | 21.102 | 22.520 |
| Interne Schuld aus aufgegebenen Geschäftsbereichen | 17 | 1.732 | |
| NETTOSCHULD (OHNE INTERNE SCHULD AUS AUFGEGEBENEN GESCHÄFTSBEREICHEN) | 21.102 | 20.788 | |
| Künftige Mindestzahlungen für Operating-Leasings | 23 | 2.087 | 3.463 |
| (-) aufgegebene Geschäftsbereiche | (1.132) | ||
| Rückstellungen für Back-End-Kosten des Kernbrennstoffkreislaufs | 20 | 6.170 | 5.914 |
| Rückstellungen für den Abbruch von Sachanlagen | 20 | 6.081 | 5.728 |
| Rückstellung für Flächensanierung | 20 | 222 | 313 |
| Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses - Pension | 21 | 1.970 | 1.763 |
| (-) aufgegebene Geschäftsbereiche | - | (14) | |
| (-) Infrastruktureinrichtungen regulierter Unternehmen | 60 | 40 | |
| Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses - Erstattungsansprüche | 21 | (167) | (158) |
| Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses - Sonstige Leistungen | 21 | 4.293 | 4.278 |
| (-) aufgegebene Geschäftsbereiche | - | (34) | |
| (-) Infrastruktureinrichtungen regulierter Unternehmen | (2.572) | (2.420) | |
| Latente Steueransprüche für Pensionen und dazugehörige Verpflichtungen | 12 | (1.374) | (1.318) |
| (-) aufgegebene Geschäftsbereiche | - | 11 | |
| (-) Infrastruktureinrichtungen regulierter Unternehmen | 601 | 578 | |
| Planvermögenswerte für Kernenergierückstellungen, Uranbestände und eine Forderung von Electrabel an EDF Belgien | 17 und 27 | (2.883) | (2.672) |
| WIRTSCHAFTLICHE NETTOSCHULD | 35.590 | 35.127 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2017 sind wegen der Anwendung von IFRS 9 und IFRS 15 neu berechnet (vgl. Anhang 2 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2017").
ANHANG 7 Segmentberichterstattung
7.1 Geschäftssegmente und berichtspflichtige Segmente
ENGIE hat 23 Business Units (BUs) oder Geschäftssegmente, die zumeist in einem Land oder einer Gruppe von Ländern regional organisiert sind. Jede Business Unit entspricht einem "Geschäftssegment", dessen betriebliche 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 zu präsentieren: Nordamerika, Lateinamerika, Afrika/Asien, Benelux, Frankreich, Europa ohne Frankreich und Benelux, Infrastructures Europe, GEM & LNG und Sonstige.
Exploration und Förderaktivitäten (E&P) und LNG sind verkauft worden (vgl. Anhang 5 "Wichtige Änderungen der Konzernstruktur"). Daher wurde das berichtspflichtige Segment "GEM & LNG" in "GEM" umbenannt und beinhaltet von nun an nur die Tätigkeiten der Business Unit GEM.
7.1.1 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 erneuerbaren Energieträgern, (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 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: 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. |
| ― | Sonstige: beinhaltet die Geschäftstätigkeit folgender BUs: (i) Generation Europe mit Aktivitäten der Gruppe im Bereich der thermischen Stromproduktion 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, die Gesellschaften, in denen der Finanzbedarf der Gruppe zentralisiert ist, den Energievertrieb im B2B-Bereich in Frankreich (Entreprises & Collectivites) und den Beitrag des assoziierten Unternehmens SUEZ umfassen. |
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", "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; |
| ― | Beziehungen zwischen dem berichtspflichtigen Segment "GEM" und den berichtspflichtigen Segmenten "Frankreich", "Benelux" und "Europa ohne Frankreich und Benelux": Das berichtspflichtige Segment "GEM" 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 Kraftwerks- und Verkaufsportfolios im Auftrag von Gesellschaften, die im Besitz der Stromerzeugungsanlagen sind, und erhält für diese Dienstleistungen einen Anteil an der Energiemarge. Erlöse und Margen aus der Stromerzeugung (abzüglich des GEM-Anteils) werden bei den Segmenten verbucht, 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": Einen Teil des in den thermischen Kraftwerken der BU "Generation Europe" erzeugten Stroms verkaufen diese Segmente zu Marktpreisen an Handelsunternehmen. |
Angesichts der Vielfalt ihrer Geschäfte und deren geografischer Lage bedient die Gruppe ein sehr breites 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.
7.2 Wesentliche Leistungskennzahlen nach berichtspflichtigen Segmenten
Im Einklang mit IFRS 5 berücksichtigen die hier dargestellten wesentlichen Leistungskennzahlen nach berichtspflichtigen Segmenten (mit Ausnahme des 2017 eingesetzten Industriekapitals) den Beitrag von Geschäftstätigkeiten nicht mehr, die als "Aufgegebene Geschäftsbereiche" klassifiziert sind (vgl. Anhang 5 "Wichtige Änderungen der Konzernstruktur"). Außerdem sind die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2017 wegen der Anwendung von IFRS 9 und IFRS 15 neu berechnet (vgl. Anhang 2 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2017").
ERLÖSE
| 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| In Millionen Euro | Externe Umsatzerlöse | Gruppeninterne Umsatzerlöse | Summe | Externe Umsatzerlöse | Gruppeninterne Umsatzerlöse | Summe |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Nordamerika | 3.383 | 62 | 3.445 | 2.964 | 51 | 3.015 |
| Lateinamerika | 4.639 | 4.639 | 4.383 | 4.383 | ||
| Afrika/Asien | 4.014 | 1 | 4.016 | 3.939 | 3.940 | |
| Benelux | 6.690 | 450 | 7.140 | 6.771 | 976 | 7.748 |
| Frankreich | 15.183 | 2 | 15.185 | 14.157 | (86) | 14.072 |
| Europa ohne Frankreich und Benelux | 9.527 | 128 | 9.655 | 8.831 | 155 | 8.986 |
| Infrastructures Europe | 5.694 | 1.166 | 6.859 | 5.446 | 1.267 | 6.712 |
| GEM | 6.968 | 6.077 | 13.045 | 7.638 | 7.128 | 14.766 |
| Sonstige | 4.498 | 1.943 | 6.440 | 5.445 | 1.836 | 7.281 |
| Eliminierung interner Transaktionen | (9.829) | (9.829) | (11.328) | (11.328) | ||
| SUMME ERLÖSE | 60.596 | 60.596 | 59.576 | 59.576 |
EBITDA
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 |
|---|---|---|
| Nordamerika | 224 | 224 |
| Lateinamerika | 1.775 | 1.709 |
| Afrika/Asien | 1.122 | 1.272 |
| Benelux | (186) | 550 |
| Frankreich | 1.669 | 1.461 |
| Europa ohne Frankreich und Benelux | 679 | 650 |
| Infrastructures Europe | 3.499 | 3.386 |
| GEM | 240 | (188) |
| Sonstige | 213 | 136 |
| SUMME EBITDA | 9.236 | 9.199 |
PLANMÄSSIGE ABSCHREIBUNG UND AMORTISATION
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 |
|---|---|---|
| Nordamerika | (72) | (53) |
| Lateinamerika | (416) | (432) |
| Afrika/Asien | (134) | (244) |
| Benelux | (576) | (558) |
| Frankreich | (628) | (606) |
| Europa ohne Frankreich und Benelux | (201) | (201) |
| Infrastructures Europe | (1.479) | (1.444) |
| GEM | (39) | (38) |
| Sonstige | (337) | (391) |
| SUMME PLANMÄSSIGE ABSCHREIBUNG UND AMORTISATION | (3.882) | (3.966) |
ANTEIL AM JAHRESÜBERSCHUSS VON GESELLSCHAFTEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 |
|---|---|---|
| Nordamerika | 75 | 78 |
| Lateinamerika | (25) | (17) |
| Afrika/Asien | 166 | 191 |
| Benelux | 7 | 5 |
| Frankreich | 1 | 8 |
| Europa ohne Frankreich und Benelux | 45 | 36 |
| Infrastructures Europe | 12 | 9 |
| GEM | (5) | (4) |
| Sonstige | 84 | 116 |
| davon Anteil am Jahresüberschuss von SUEZ | 55 | 100 |
| GESAMTANTEIL AM JAHRESÜBERSCHUSS VON GESELLSCHAFTEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN | 361 | 422 |
Assoziierte und Gemeinschaftsunternehmen haben per 31. Dezember 2018 einen Anteil von 88 Mio. € bzw. 273 Mio. € am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden (im Vergleich zu 263 Mio. € bzw. 159 Mio. € per 31. Dezember 2017).
KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS NACH ANTEIL AM JAHRESÜBERSCHUSS VON GESELLSCHAFTEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 |
|---|---|---|
| Nordamerika | 151 | 174 |
| Lateinamerika | 1.355 | 1.277 |
| Afrika/Asien | 893 | 1.016 |
| Benelux | (765) | (11) |
| Frankreich | 1.034 | 869 |
| Europa ohne Frankreich und Benelux | 473 | 434 |
| Infrastructures Europe | 2.016 | 1.941 |
| GEM | 199 | (229) |
| Sonstige | (232) | (300) |
| SUMME KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS NACH ANTEIL AM JAHRESÜBERSCHUSS VON GESELLSCHAFTEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN | 5.126 | 5.172 |
EINGESETZTES INDUSTRIEKAPITAL
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 |
|---|---|---|
| Nordamerika | 2.494 | 1.718 |
| Lateinamerika | 9.897 | 9.281 |
| Afrika/Asien | 3.553 | 5.186 |
| Benelux | (3.759) | (3.019) |
| Frankreich | 6.300 | 5.890 |
| Europa ohne Frankreich und Benelux | 5.092 | 5.022 |
| Infrastructures Europe | 19.802 | 19.914 |
| GEM (2018) / GEM & LNG (2017) | 1.102 | 929 |
| Sonstige | 6.930 | 7.447 |
| davon Eigenkapitalwert von SUEZ | 2.018 | 2.110 |
| SUMME EINGESETZTES INDUSTRIEKAPITAL | 51.412 | 52.370 |
INVESTITIONSAUSGABEN (CAPEX)
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 |
|---|---|---|
| Nordamerika | 974 | 316 |
| Lateinamerika | 1.758 | 2.241 |
| Afrika/Asien | 616 | 887 |
| Benelux | 925 | 694 |
| Frankreich | 1.322 | 1.067 |
| Europa ohne Frankreich und Benelux | 372 | 636 |
| Infrastructures Europe | 1.619 | 1.718 |
| GEM | 45 | 346 |
| Sonstige | 538 | 1.232 |
| GESAMTINVESTITIONSAUSGABEN (CAPEX) | 8.169 | 9.136 |
7.3 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. 2018 | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| Frankreich | 24.983 | 25.251 | 30.542 | 30.310 |
| Belgien | 5.961 | 5.921 | (3.254) | (2.233) |
| Sonstige EU-Länder | 15.448 | 14.583 | 7.188 | 7.250 |
| Sonstige europäische Länder | 820 | 1.100 | 386 | 425 |
| Nordamerika | 3.865 | 3.499 | 2.881 | 2.188 |
| Asien, Naher Osten und Ozeanien | 4.936 | 4.913 | 3.329 | 5.264 |
| Südamerika | 4.197 | 4.040 | 9.523 | 9.091 |
| Afrika | 385 | 271 | 816 | 74 |
| SUMME | 60.596 | 59.576 | 51.412 | 52.370 |
ANHANG 8 Erlöse
8.1 Erlöse
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 (1) |
|---|---|---|
| Erlöse aus Verträgen mit Kunden | 56.388 | 53.073 |
| Erlöse aus sonstigen Verträgen | 4.208 | 6.503 |
| ERLÖSE | 60.596 | 59.576 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2017 wurden wegen der Anwendung von IFRS 9 und IFRS 15 und der Einstufung des Upstream-Liquefied-Natural-Gas(LNG)-Geschäfts von ENGIE, das im Juli 2018 verkauft wurde, als "Aufgegebene Geschäftsbereiche" neu berechnet (vgl. Anhang 2 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2017").
Realisierte, aber noch nicht erfasste, Erlöse (sogenannte ungemessene Erlöse) in Höhe von 3.108 Mio. € per 31. Dezember 2018 (3.034 Mio. € per 31. Dezember 2017) betreffen vor allem Frankreich und Belgien.
8.1.1 Erlöse aus Verträgen mit Kunden
Bilanzierungsstandards
Erlöse aus Verträgen mit Kunden beziehen sich auf Erlöse aus Verträgen, die unter IFRS 15 fallen. Erlöse werden 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.
Die Analyse der Verkaufsverträge der Gruppe führte zur Anwendung folgender Grundsätze für den Ansatz von Erlösen.
| ― | Gas, Strom und sonstige Energien |
Erlöse aus dem Absatz von Gas, Strom und sonstige Energien werden bei Lieferung des Stroms an den Privat-, Gewerbe- oder Industriekunden erfasst.
Stromlieferungen werden bei den Kunden in Echtzeit oder zeitlich versetzt überwacht, deren Energieverbrauch über die Abrechnungsperiode gemessen wird. Der auf dem Zähler noch nicht abgelesene Erlösanteil wird am Stichtag geschätzt.
| ― | Gas-, Strom- und sonstige Energieinfrastruktureinrichtungen Die von Betreibern von Gas- und Strominfrastruktureinrichtungen für das Bereitstellen von Transport-, Verteil- oder Speicherkapazitäten erzielten Erlöse werden über die Vertragslaufzeit linear erfasst. |
In den Ländern, in denen die Gruppe als Energiedienstleister (Lieferant) agiert, ohne für die Verteilung oder den Transport zuständig zu sein, vor allem in Frankreich und Belgien, werden die Energieabsatzverträge und der entsprechende Regulierungsrahmen analysiert, um zu entscheiden, ob die den Kunden in Rechnung gestellten Verteilungs- oder Transportleistungen nach IFRS 15 aus den Erlösen auszuschließen sind.
Aufgrund dieser Analyse kann die Gruppe im eigenen Ermessen festlegen, ob der Energiedienstleister bei Verteilungs- oder Transportdienstleistungen für Gas oder Strom, die den Kunden weiterberechnet werden, als Agent oder Prinzipal handelt. Die wichtigsten Kriterien der Gruppe für ihre Ermessensentscheidung und die Festlegung, dass der Energiedienstleister in bestimmten Ländern als Agent des Infrastrukturbetreibers agiert, sind: Wer ist in erster Linie für das Erbringen der Verteil- oder Transportdienstleistungen verantwortlich? Ist der Energiedienstleister befugt, Verträge zum Vorhalten von Kapazität mit dem Infrastrukturbetreiber abzuschließen? Welchen Spielraum hat der Energiedienstleister für das Festlegen des Preises für Verteil- oder Transportleistungen?
| ― | Bau, Installation, Betrieb und Wartung (O&M), Facility Management (FM) und sonstige Dienstleistungen |
Bau- und Installationsverträge beziehen sich hauptsächlich auf Anlagen, die am Standort von Kunden errichtet werden, wie Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen, Heizanlagen oder sonstige energieeffiziente Anlagen. Die Erlöse daraus werden üblicherweise nach dem Anteil der Fertigstellung auf der Basis der angefallenen Kosten erfasst.
O&M-Verträge erfordern allgemein, dass die Gruppe Leistungen erbringt, die die Verfügbarkeit von energieerzeugenden Anlagen sichert. Diese Dienstleistungen werden über einen Zeitraum erbracht. Die Erlöse daraus werden nach dem Anteil der Fertigstellung auf der Basis der angefallenen Kosten erfasst.
FM bezieht sich allgemein auf das Management und die Integration einer Vielzahl unterschiedlicher Leistungen, die die Kunden ausgelagert haben. Die den FM-Auftragnehmern geschuldete Gegenleistung kann entweder fix oder variabel sein, je nach Stundenzahl oder einer anderen Kennzahl, unabhängig von der Art der erbrachten Leistungen. Somit werden die Erlöse daraus nach dem Anteil der Fertigstellung auf der Basis der angefallenen Kosten oder der geleisteten Stunden erfasst.
In der Tabelle sind die Erlöse nach Art der Bilanzierungsprinzipien gegliedert:
| In Millionen Euro | Gasverkauf | Verkauf von Strom und sonstigen Energien | Verkauf von an Infrastruktureinrichtungen geknüpften Leistungen | Bau, Installation, O&M, FM und sonstige Leistungen | Erlöse aus Verträgen mit Kunden | Erlöse aus sonstigen Verträgen |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Nordamerika | 592 | 1.858 | 900 | 3.350 | 33 | |
| Lateinamerika | 461 | 3.522 | 322 | 197 | 4.501 | 138 |
| Afrika/Asien | 452 | 2.605 | 31 | 806 | 3.894 | 121 |
| Benelux | 1.341 | 2.143 | 14 | 3.038 | 6.537 | 153 |
| Frankreich | 3.164 | 4.040 | 105 | 7.675 | 14.983 | 200 |
| Europa ohne Frankreich und Benelux | 1.901 | 3.425 | 233 | 3.798 | 9.357 | 170 |
| Infrastructures Europe | 155 | 5.092 | 200 | 5.447 | 247 | |
| GEM | 2.938 | 1.135 | 113 | 4.186 | 2.782 | |
| Sonstige | 1.113 | 1.925 | 167 | 927 | 4.133 | 365 |
| SUMME ERLÖSE | 12.116 | 20.654 | 6.077 | 17.540 | 56.388 | 4.208 |
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2018 |
|---|---|
| Nordamerika | 3.383 |
| Lateinamerika | 4.639 |
| Afrika/Asien | 4.014 |
| Benelux | 6.690 |
| Frankreich | 15.183 |
| Europa ohne Frankreich und Benelux | 9.527 |
| Infrastructures Europe | 5.694 |
| GEM | 6.968 |
| Sonstige | 4.498 |
| SUMME ERLÖSE | 60.596 |
| In Millionen Euro | Gasverkauf | Verkauf von Strom und sonstigen Energien | Verkauf von an Infrastruktureinrichtungen geknüpften Leistungen | Bau, Installation, O&M, FM und sonstige Leistungen | Erlöse aus Verträgen mit Kunden | Erlöse aus sonstigen Verträgen |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Nordamerika | 411 | 1.913 | 1 | 604 | 2.928 | 36 |
| Lateinamerika | 399 | 3.477 | 279 | 144 | 4.300 | 83 |
| Afrika/Asien | 455 | 2.405 | 53 | 695 | 3.608 | 332 |
| Benelux | 1.210 | 1.984 | 33 | 2.935 | 6.162 | 609 |
| Frankreich | 3.296 | 3.302 | 91 | 7.177 | 13.866 | 292 |
| Europa ohne Frankreich und Benelux | 1.756 | 3.044 | 303 | 3.377 | 8.480 | 351 |
| Infrastructures Europe | 227 | 4.668 | 269 | 5.165 | 281 | |
| GEM | 2.375 | 1.450 | 176 | 3 | 4.003 | 3.635 |
| Sonstige | 1.422 | 2.085 | 85 | 971 | 4.562 | 883 |
| SUMME ERLÖSE | 11.551 | 19.659 | 5.688 | 16.176 | 53.073 | 6.503 |
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2017 (1) |
|---|---|
| Nordamerika | 2.964 |
| Lateinamerika | 4.383 |
| Afrika/Asien | 3.939 |
| Benelux | 6.771 |
| Frankreich | 14.157 |
| Europa ohne Frankreich und Benelux | 8.831 |
| Infrastructures Europe | 5.446 |
| GEM | 7.638 |
| Sonstige | 5.445 |
| SUMME ERLÖSE | 59.576 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2017 wurden wegen der Anwendung von IFRS 9 und IFRS 15 und der Einstufung des Upstream-Liquefied-Natural-Gas(LNG)-Geschäfts von ENGIE, das im Juli 2018 verkauft wurde, als "Aufgegebene Geschäftsbereiche" neu berechnet (vgl. Anhang 2 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2017").
8.1.2 Erlöse aus sonstigen Verträgen
Bilanzierungsstandards
Lässt sich aus der Analyse der Verträge nicht schließen, dass der Vertrag unter IFRS 15 fällt, werden die Erlöse so bilanziert, dass es sich nicht um Erlöse nach IFRS 15 handelt.
Erlöse, die nicht unter IFRS 15 fallen, werden in der Gewinn- und Verlustrechnung in einer separaten Zeile dargestellt. Dazu gehören folgende Posten:
| ― | Commodity-Verkaufsgeschäfte im Rahmen von IFRS 9 - Finanzinstrumente mit physischer Lieferung; |
| ― | eigene Handelsgeschäfte und Energiehandel im Auftrag von Kunden, netto ausgewiesen, nach Verrechnung von Verkäufen und Käufen; |
| ― | Erträge aus Leasing oder Konzession sowie die finanzielle Komponente betrieblicher Leistungen. |
2018 betrugen Commodity-Verkaufsgeschäfte nach IFRS 9 mit physischer Lieferung 3.408 Mio. € (2017: 5.712 Mio. €). Aus anderen Geschäftsvorfällen generierte Erlöse, die nicht unter IFRS 15 fallen, waren nicht wesentlich.
8.2 Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen, Aktiva und Passiva aus Verträgen mit Kunden
Bilanzierungsstandards
Beim Erstansatz werden die Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen zum Transaktionspreis nach IFRS 15 verbucht.
Ein aktiver Vertragsposten ist der Anspruch des Unternehmens auf eine Gegenleistung im Austausch für Waren oder Dienstleistungen, die auf einen Kunden übertragen wurden, für die die Zahlung aber noch nicht fällig ist oder von der Zufriedenheit mit einer speziellen vertraglich vereinbarten Bedingung abhängt. Wird ein Betrag fällig, wird er in die Forderungen übertragen.
Eine Forderung wird verbucht, wenn das Unternehmen einen unbedingten Anspruch auf Gegenleistung hat. Ein Anspruch auf Gegenleistung ist unbedingt, wenn der reine Zeitablauf vor der Zahlung der Gegenleistung erforderlich ist.
Ein passiver Vertragsposten ist eine Pflicht des Unternehmens, Waren oder Dienstleistungen auf einen Kunden zu übertragen, für die das Unternehmen die Gegenleistung des Kunden bereits erhalten hat. Die Verbindlichkeit wird bei Ansatz des entsprechenden Erlöses ausgebucht.
Nach den Bestimmungen in IFRS 9 werden Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen und aktive Vertragsposten auf Wertminderung durch erwartete Kreditausfälle getestet.
Das Wertminderungsmodell für finanzielle Vermögenswerte basiert auf dem Modell des erwarteten Kreditausfalls. Um erwartete Ausfälle zu berechnen, verwendet die Gruppe einen Matrixansatz für Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und aktive Vertragsposten, für die die Änderung des Kreditrisikos auf einer Portfoliobasis überwacht wird. Ein individueller Ansatz gilt für Großkunden oder andere große Gegenparteien, bei denen die Änderung des Kreditrisikos individuell überwacht wird.
Vgl. Anhang 18 "Risiken durch Finanzinstrumente" zur Bewertung des Gegenparteirisikos für die Gruppe.
8.2.1 Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen, Aktiva aus Verträgen mit Kunden
| 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 (1) | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| in Millionen Euro | Langfristig | Kurzfristig | Summe | Langfristig | Kurzfristig | Summe |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen, zu Buchwerten | 15.613 | 15.613 | 13.127 | 13.127 | ||
| davon nach IFRS 15 | 7.552 | 7.552 | 7.009 | 7.009 | ||
| davon nicht nach IFRS 15 | 8.060 | 8.060 | 6.118 | 6.118 | ||
| Aktiva aus Verträgen mit Kunden | 7.411 | 7.411 | 6.930 | 6.930 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2017 und 1. Januar 2017 sind wegen der Anwendung von IFRS 9 und IFRS 15 neu berechnet (vgl. Anhang 2 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2017").
Diese Tabelle zeigt erwartete Kreditausfälle bei Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstigen Forderungen und aktiven Vertragsposten:
| 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 (1) | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| In Millionen Euro | Brutto | Wertberichtigungen und erwartete Kreditausfälle | Netto | Brutto | Wertberichtigungen und erwartete Kreditausfälle | Netto |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen, zu Buchwerten | 16.689 | (1.076) | 15.613 | 14.208 | (1.081) | 13.127 |
| Aktiva aus Verträgen mit Kunden | 7.419 | (8) | 7.411 | 6.943 | (12) | 6.930 |
| SUMME | 24.108 | (1.085) | 23.023 | 21.150 | (1.094) | 20.057 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2017 und 1. Januar 2017 sind wegen der Anwendung von IFRS 9 und IFRS 15 neu berechnet (vgl. Anhang 2 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2017").
Erwartete Wertminderungen und Kreditausfälle bei Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstigen Forderungen und aktiven Vertragsposten beliefen sich 2018 auf 1.085 Mio. € (2017: 1.094 Mio. €).
Angaben zur Überfälligkeit von Forderungen, die aber nicht wertgemindert sind, und zum Gegenparteirisiko werden in Anhang 18.2 "Gegenparteirisiko" gemacht.
Kurzfristige Aktiva aus Verträgen mit Kunden beinhalten aufgelaufene Erträge und nicht in Rechnung gestellte Erlöse (über 6.377 Mio. € per 31. Dezember 2018) und gelieferte, nicht abgelesene und nicht abgerechnete Gas- und Strommengen ("Energie auf dem Zähler") (über 1.034 Mio. € am 31. Dezember 2018 vor allem in Frankreich, Benelux und Lateinamerika mit einem Anteil von 1,7 % an den Jahreserlösen). Die berichtspflichtigen Segmente mit den höchsten aktiven Vertragsposten per 31. Dezember 2018 sind Frankreich (2.730 Mio. €), Europa ohne Frankreich und Benelux (1.436 Mio. €), Benelux (859 Mio. €) und GEM (556 Mio. €).
Bei Kunden, deren Energieverbrauch über die Bilanzierungsperiode gemessen wird, besonders bei Kunden, die Niederspannungsstrom oder Niederdruckgas erhalten, wird das gelieferte, aber noch nicht abgelesene Gas am Ende der Berichtsperiode ausgehend von historischen Angaben, Verbrauchsstatistiken und geschätzten Verkaufspreisen geschätzt.
Für Verkäufe über Netze, die eine Vielzahl von Netzbetreibern nutzt, ist der Gruppe ein bestimmtes Volumen an Energie zugeteilt, das die Netz-Manager durch die Netze leiten. Da die endgültigen Zuordnungen mitunter erst Monate später bekannt sind, lassen sich Erlöszahlen nicht mit absoluter Sicherheit bestimmen. Doch hat die Gruppe Mess- und Modellier-Tools entwickelt, die es gestatten, Erlöse mit angemessener Genauigkeit zu schätzen und so sicherzustellen, dass Fehlerrisiken in Verbindung mit der Schätzung verkaufter Mengen und den daraus resultierenden Umsatzerlösen als nicht wesentlich anzusehen sind.
In Frankreich und Belgien werden noch nicht abgelesene Erlöse ("Gas auf dem Gaszähler") mit einer direkten Darstellung berechnet, die den geschätzten Verbrauch beim Kunden seit der letzten Abrechnung oder Ablesung, die noch nicht abgerechnet ist, berücksichtigt. Diese Schätzungen entsprechen dem von den Netzmanagern in derselben Periode zugeteilten Energievolumen. Mit dem Durchschnittspreis wird das "Gas auf dem Zähler" bewertet. Er berücksichtigt die Kundenkategorie und den Zeitraum, über den das gelieferte, nicht abgerechnete Gas "auf dem Gaszähler" ist. Der Anteil nicht abgerechneter Umsatzerlöse am Ende der Berichtsperiode schwankt je nach Annahmen zu Menge und Durchschnittspreis.
"Strom auf dem Zähler" wird auch mit einer direkten Zuordnungsmethode bestimmt, ähnlich der für Gas, die aber spezielle Faktoren berücksichtigt, die mit dem Stromverbrauch zusammenhängen. Er wird ebenfalls kundenindividuell oder nach Kundentyp bewertet.
8.2.2 Passiva aus Verträgen mit Kunden
| 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 (1) | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| In Millionen Euro | Langfristig | Kurzfristig | Summe | Langfristig | Kurzfristig | Summe |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Passiva aus Verträgen mit Kunden | 36 | 3.598 | 3.634 | 258 | 3.317 | 3.575 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2017 und 1. Januar 2017 sind wegen der Anwendung von IFRS 9 und IFRS 15 neu berechnet (vgl. Anhang 2 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2017").
Kurzfristige Verbindlichkeiten aus Verträgen mit Kunden umfassen erhaltene Vorauszahlungen und Anzahlungen von 1.713 Mio. € per 31. Dezember 2018 und aufgeschobene Erlöse von 1.885 Mio. €.
Die Segmente mit den größten Passiva aus Verträgen sind Frankreich (2.048 Mio. €) - insbesondere B2B (1.172 Mio. €) - Europa ohne Frankreich und Benelux (626 Mio. €) und Benelux (387 Mio. €). Das sind die Segmente, für die Erlöse im Zeitablauf erfasst werden, so dass es zu einer Zeitverschiebung zwischen den erhaltenen Zahlungen und der Fertigstellung der Leistungen kommt.
Die Klassifizierung von Glow in Thailand als "zum Verkauf gehaltene Vermögenswerte" senkte die Passiva aus Verträgen um 291 Mio. €.
8.3 Erlöse aus noch nicht erfüllten Leistungsverpflichtungen
Erlöse aus nur teilweise erfüllten Leistungsverpflichtungen beliefen sich am 31. Dezember 2018 auf 10.886 Mio. €.
Das betrifft vor allem die BUs Großbritannien (6.102 Mio. €) und Frankreich B2B (2.902 Mio. €). Diese BUs gehen mit einer Vielzahl von Verträgen über Bau, Installation, Instandhaltung und Facility Management um, für die die Erlöse im Zeitablauf erfasst werden. Auch die BUs Benelux, Tractebel Engineering und NECST werden über die kommenden drei Jahre Erlöse für im Zeitablauf erfüllte Leistungsverpflichtungen erfassen.
ANHANG 9 Betriebliche Aufwendungen
9.1 Personalkosten
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 (1) |
|---|---|---|
| Kurzfristige Leistungen | (9.998) | (9.510) |
| Anteilsbasierte Vergütungen (vgl. Anhang 24) | (86) | (44) |
| Kosten für leistungsorientierte Pläne (vgl. Anhang 21.3.4) | (407) | (355) |
| Kosten für beitragsorientierte Pläne (vgl. Anhang 21.4) | (133) | (142) |
| PERSONALAUFWAND | (10.624) | (10.051) |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2017 wurden wegen der Anwendung von IFRS 9 und IFRS 15 und der Einstufung des Upstream-Liquefied-Natural-Gas(LNG)-Geschäfts von ENGIE, das im Juli 2018 verkauft wurde, als "Aufgegebene Geschäftsbereiche" neu berechnet (vgl. Anhang 2 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2017").
9.2 Planmäßige Abschreibung, Amortisation und Rückstellungen
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 (1) |
|---|---|---|
| Planmäßige Abschreibung und Amortisation (vgl. Anhänge 15 und 16) | (3.882) | (3.966) |
| Nettoänderung bei Abschreibungen von Vorräten und Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstigen Vermögenswerten | (67) | |
| Nettoänderung bei Rückstellungen (vgl. Anhang 20) | 296 | 245 |
| PLANMÄSSIGE ABSCHREIBUNG, AMORTISATION UND RÜCKSTELLUNGEN | (3.586) | (3.787) |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2017 wurden wegen der Anwendung von IFRS 9 und IFRS 15 und der Einstufung des Upstream-Liquefied-Natural-Gas(LNG)-Geschäfts von ENGIE, das im Juli 2018 verkauft wurde, als "Aufgegebene Geschäftsbereiche" neu berechnet (vgl. Anhang 2 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2017").
Per 31. Dezember 2018 gliedert sich die planmäßige Abschreibung und Amortisation hauptsächlich in 837 Mio. € für immaterielle Vermögenswerte und 3.048 Mio. € für Sachanlagen.
ANHANG 10 Vom kurzfristigen Betriebsergebnis nach Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, zum Ergebnis der betrieblichen Tätigkeiten
Bilanzierungsstandards
Mit dem kurzfristigen Betriebsergebnis stellt die Gruppe eine "betriebliche Erfolgskennzahl" dar, "die als Teil eines Ansatzes genutzt werden kann, um den Erfolg der betrieblichen Tätigkeit 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 Gruppe besser zu verstehen, denn es schließt Posten aus, die wegen ihres außergewöhnlichen, ungewöhnlichen und seltenen Wesens schwer vorherzusagen sind. Für die Gruppe sind solche Posten die Marktbewertung von Commodity-Verträgen, die keine Handelsinstrumente sind, Wertminderungsaufwendungen, Restrukturierungskosten, Transaktionen, die sich auf den Konsolidierungskreis auswirken, und sonstige Einmaleffekte. Sie sind wie folgt definiert:
―
"Marktbewertung von Commodity-Verträgen, die keine Handelsinstrumente sind": Änderungen des beizulegenden Zeitwerts (Marktbewertung) von Finanzinstrumenten für Commodities wie Gas und Strom, die weder als Trading- noch als Sicherungsinstrumente in Betracht kommen. Diese Verträge werden zur wirtschaftlichen Sicherung des laufenden Geschäfts im Energiesektor genutzt. Die Änderungen des beizulegenden Zeitwerts dieser Instrumente müssen nach IFRS 9 in der Gewinn- und Verlustrechnung erfasst werden. Da sie wesentlich und schwer vorherzusagen sein können, stehen sie in einer separaten Zeile der konsolidierten Gewinn- und Verlustrechnung;
―
"Wertminderungsaufwendungen": Wertminderungen des Geschäfts- oder Firmenwerts, sonstiger immaterieller Vermögenswerte, Sachanlagen und Investitionen in Gesellschaften, die nach der Equity-Bilanzierungsmethode konsolidiert werden;
―
"Restrukturierungskosten": Kosten für ein vom Management geplantes und gesteuertes Restrukturierungsprogramm, das entweder den Zweck eines vom Unternehmen ausgeführten Geschäfts oder die Art, in der das Geschäft durchgeführt 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 die Neubewertung des zuvor gehaltenen Anteils zum beizulegenden Zeitwert am Tag des Erwerbs, |
| ― | 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 zuvor gehaltener Anteile mit Ausnahme von Gewinnen und Verlusten aus Transaktionen im Rahmen der Geschäftsmodelle "Develop, Build, Share & Operate" (DBSO) oder "Develop, Share, Build & Operate" (DSBO). Diese Transaktionen im Bereich der erneuerbaren Energieträger werden im kurzfristigen Betriebsergebnis erfasst, denn sie sind Teil des periodischen Umschlags des betriebsnotwendigen Kapitals der Gruppe; |
―
"sonstige Einmaleffekte" umfassen hauptsächlich Gewinne und Verluste bei Veräußerungen langfristiger Vermögenswerte.
Der Übergang vom kurzfristigen Betriebsergebnis nach Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, zum Ergebnis der betrieblichen Tätigkeit ist hier dargestellt:
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 (1) |
|---|---|---|
| KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS NACH ANTEIL AM JAHRESÜBERSCHUSS VON GESELLSCHAFTEN, | 5.126 | 5.172 |
| DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN | ||
| Marktbewertung von Commodity-Verträgen, die keine Handelsinstrumente sind | (223) | 29 |
| Wertminderungsaufwand | (1.798) | (1.298) |
| Restrukturierungskosten | (162) | (669) |
| Änderungen des Konsolidierungskreises | (150) | 752 |
| Sonstige Einmaleffekte | (147) | (1.252) |
| ERGEBNIS DER BETRIEBLICHEN TÄTIGKEIT | 2.645 | 2.735 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2017 wurden wegen der Anwendung von IFRS 9 und IFRS 15 und der Einstufung des Upstream-Liquefied-Natural-Gas(LNG)-Geschäfts von ENGIE, das im Juli 2018 verkauft wurde, als "Aufgegebene Geschäftsbereiche" neu berechnet (vgl. Anhang 2 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2017").
10.1 Marktbewertung von Commodity-Verträgen, die keine Handelsinstrumente sind
2018 stellt dieser Posten einen Nettoaufwand von 223 Mio. € dar gegenüber einem Nettoerlös von 29 Mio. € 2017. Hier spiegeln sich vor allem die Änderungen des beizulegenden Zeitwerts von (i) Strom- und Erdgasverkaufs- und -kaufverträgen wider, die unter IAS 9 fallen, und (ii) Finanzinstrumente als wirtschaftliche Sicherungen, die aber für ein Hedge Accounting nicht in Betracht kommen.
Dieser Aufwand ist (i) einem negativen Preiseffekt durch Änderungen der Forward-Preise für Commodities als Basiswert geschuldet, vor allem bei Gas, in Verbindung mit (ii) der negativen Auswirkung glattgestellter Posten über die Periode, die per 31. Dezember 2017 einen positiven beizulegenden Zeitwert hatten.
10.2 Wertminderungsaufwendungen
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 (1) |
|---|---|---|
| Wertminderungsaufwendungen: | ||
| Geschäfts- oder Firmenwert (vgl. Anhang 14.1) | (14) | (481) |
| Sachanlagen und andere immaterielle Vermögenswerte (vgl. Anhang 15 und 16) | (1.609) | (952) |
| Investitionen in Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, und entsprechende Rückstellungen | (209) | (31) |
| SUMME WERTMINDERUNGSAUFWENDUNGEN | (1.831) | (1.463) |
| Aufholung von Wertminderungsaufwendungen: | ||
| Sachanlagen und andere immaterielle Vermögenswerte | 33 | 165 |
| Finanzielle Vermögenswerte | 1 | |
| SUMME DER WERTAUFHOLUNGEN | 33 | 166 |
| SUMME | (1.798) | (1.298) |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2017 wurden wegen der Anwendung von IFRS 9 und IFRS 15 und der Einstufung des Upstream-Liquefied-Natural-Gas(LNG)-Geschäfts von ENGIE, das im Juli 2018 verkauft wurde, als "Aufgegebene Geschäftsbereiche" neu berechnet (vgl. Anhang 2 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2017").
2018 betrugen die Nettowertminderungsaufwendungen 1.798 Mio. € und betrafen hauptsächlich Sachanlagen. Nach Berücksichtigung der latenten Steuereffekte und des Anteils nicht beherrschender Beteiligungen an Wertminderungsaufwendungen belief sich die Auswirkung dieser Wertminderungsaufwendungen auf den Jahresüberschuss (Konzernanteil) 2018 auf 1.540 Mio. €.
Werthaltigkeitstests finden wie in Anhang 14.3 beschrieben statt.
10.2.1 2018 angesetzte Wertminderungsaufwendungen
2018 betrugen die Nettowertminderungsaufwendungen 1.798 Mio. € und bezogen sich hauptsächlich auf:
| ― | Vermögenswerte der CGU Generation Europe |
2018 setzte die Gruppe 646 Mio. € als Nettowertminderungsaufwendungen bei thermischen Kraftwerken in Europa an, weil Cashflow-Projektionen für bestimmte Vermögenswerte des Portfolios in einem ungünstigen wirtschaftlichen Umfeld nach unten korrigiert werden mussten. Die Hauptannahmen und wesentlichen Einschätzungen für die Bestimmung des Werts von Vermögenswerten sind Abzinsungssätze, die geschätzte Nachfrage bei Strom und Änderungen des Preises für CO2, Brennstoff und Strom über die Liquiditätsperiode hinaus. Dazu kommen das regulatorische Umfeld und die Betriebsdauer der jeweiligen Anlagen. Die Bedingungen für Kohlekraftwerke in Europa waren ungünstig, auch wegen der erwarteten Auswirkung eines strikteren regulatorischen Umfelds. Längerfristig verringerte das die erzielten Margen und somit die Wirtschaftlichkeit dieser Anlagen.
| ― | Belgische Kernkraftwerke |
Die weiteren Entwicklungen im Jahr 2018 veranlassten die Gruppe, nun zwischen Kraftwerken zu unterscheiden, bei denen keine Möglichkeit mehr besteht, die Betriebsdauer zu verlängern, und solchen, deren Betriebsdauer noch über 2025 hinaus verlängert werden könnte. Vor diesem Hintergrund, der durch die sich hinziehenden Ausfälle bestimmter Kraftwerke und die veränderten Managementmethoden für Kraftwerke, bei denen das Ende der Betriebsdauer in Sicht ist, noch deutlicher wurde, hat die Gruppe ihre Prognosen den Instandhaltungsplänen für die Kernkraftwerke angepasst, die für die kommenden drei Jahre aktualisiert wurden. Somit setzte die Gruppe 2018 Wertminderungsaufwendungen von 615 Mio. € für Kraftwerke an, deren Betriebsdauer nicht mehr verlängert werden könnte;
| ― | Sonstige Wertminderungsaufwendungen |
Sonstige von der Gruppe erfasste Wertminderungsaufwendungen betreffen hauptsächlich:
―
| ― | eine Investition im Segment Afrika/Asien, für die aufgrund der revidierten Prognosen ein Wertminderungsaufwand von 209 Mio. € angesetzt wurde, |
| ― | Gasinfrastruktureinrichtungen in Europa, für die der Wertminderungsaufwand 87 Mio. € betrug, nachdem die Lebenserwartung bestimmter Einrichtungen revidiert und demzufolge ihr Abbruch vorgezogen wurde, |
| ― | thermische Kraftwerke in Lateinamerika, für die der Wertminderungsaufwand nach der revidierten Betriebsdauer mit 71 Mio. € angesetzt wurde. |
10.2.2 2017 angesetzte Wertminderungsaufwendungen
2017 betrugen die Nettowertminderungsaufwendungen 1.298 Mio. € und bezogen sich hauptsächlich auf:
| ― | die CGU Storengy mit 494 Mio. €, einschließlich 338 Mio. € beim Geschäfts- oder Firmenwert infolge der Regulierung von Speicherstättengeschäften in Frankreich; |
| ― | thermische Kraftwerke in Europa mit 317 Mio. €, insbesondere wegen der erwarteten Auswirkung eines strengeren regulatorischen Umfelds für Kohlekraftwerke. |
Nach Berücksichtigung der latenten Steuereffekte und des Anteils nicht beherrschender Beteiligungen an Wertminderungsaufwendungen belief sich die Auswirkung dieser Wertminderungsaufwendungen auf den Jahresüberschuss (Konzernanteil) 2017 auf 1.129 Mio. €.
10.3 Restrukturierungskosten
2018 betrugen die Restrukturierungskosten 162 Mio. € und beinhalteten vor allem:
| ― | Kosten für verschiedene Pläne zum Personalabbau (54 Mio. €); |
| ― | Kosten im Zusammenhang mit Entscheidungen, Standorte aufzugeben, Niederlassungen umzustrukturieren und Betriebsstätten zu schließen (63 Mio. €); |
| ― | verschiedene sonstige Restrukturierungskosten (45 Mio. €). |
2017 beliefen sich die Restrukturierungskosten auf 669 Mio. €, einschließlich 509 Mio. € für Pläne zum Personalabbau als Teil des Transformationsprogramms der Gruppe sowie Maßnahmen zur Anpassung an Wirtschaftsbedingungen, 108 Mio. € für die Einstellung der Produktion und das Schließen von Betriebsstätten und 53 Mio. € für verschiedene weitere Restrukturierungskosten.
10.4 Änderungen des Konsolidierungskreises
Die Auswirkung der Änderungen des Konsolidierungskreises war 2018 mit 150 Mio. € negativ. Sie beinhaltete im Wesentlichen (i) 87 Mio. € negativer Auswirkung des Verkaufs des thermischen Kraftwerks Loy Yang B in Australien, hauptsächlich wegen der Posten des Sonstigen Gesamtergebnisses, die in die Gewinn- und Verlustrechnung umgegliedert wurden, und (ii) 27 Mio. € negativer Auswirkung des Verkaufs des LNG-Geschäfts in den Vereinigten Staaten.
Die Auswirkung von Änderungen des Konsolidierungskreises 2017 war mit 752 Mio. € positiv und umfasste im Wesentlichen Gewinne aus der Veräußerung (i) des Portfolios von Merchant-Wärmekraftwerken für 540 Mio. € in den Vereinigten Staaten, (ii) der Beteiligung der Gruppe an NuGen für 93 Mio. €, (iii) eines Portfolios thermischer Kraftwerke für 61 Mio. € in Großbritannien und (iv) des Kraftwerks Polaniec in Polen für 57 Mio. €.
10.5 Sonstige Einmaleffekte
Sonstige Einmaleffekte in Höhe von negativen 147 Mio. € im Jahr 2018 bezogen sich vor allem auf Anlagenverschrottung, Kosten durch Standortschließungen und sonstige verschiedene Kosten.
2017 betrafen die Einmaleffekte vor allem einen Aufwand von 1.243 Mio. € aus der geänderten bilanziellen Behandlung von langfristigen Gaslieferverträgen und Transport- und Speicherverträgen, die die BU GEM geschlossen hatte.
ANHANG 11 Nettofinanzerträge/(-aufwendungen)
| 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 (1) | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| In Millionen Euro | Aufwand | Ertrag | Summe | Aufwand | Ertrag | Summe |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Kosten der Nettoschuld | (713) | 85 | (628) | (812) | 134 | (678) |
| Gewinne und Verluste aus Transaktionen der Schuldenrestrukturierung und der frühzeitigen Abwicklung derivativer Finanzinstrumente | (108) | 115 | 7 | (181) | 83 | (98) |
| Sonstiges Finanzergebnis | (1.161) | 400 | (761) | (1.134) | 522 | (611) |
| NETTOFINANZERGEBNIS | (1.981) | 600 | (1.381) | (2.127) | 739 | (1.388) |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2017 wurden wegen der Anwendung von IFRS 9 und IFRS 15 und der Einstufung des Upstream-Liquefied-Natural-Gas(LNG)-Geschäfts von ENGIE, das im Juli 2018 verkauft wurde, als "Aufgegebene Geschäftsbereiche" neu berechnet (vgl. Anhang 2 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2017").
11.1 Kosten der Nettoschuld
Die wichtigsten Posten der Kosten der Nettoschuld gliedern sich wie folgt:
| Summe | ||||
|---|---|---|---|---|
| In Millionen Euro | Aufwand | Ertrag | 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 (1) |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| Zinsaufwand für Bruttoschuld und Sicherungen | (844) | - | (844) | (915) |
| Fremdwährungsgewinne/-verluste bei Fremdkapital und Sicherungen | 4 | 4 | 21 | |
| Unwirksamer Anteil bei Derivaten, die als Sicherungen des beizulegenden Zeitwerts qualifizieren | (3) | (3) | (2) | |
| Gewinne und Verluste bei Zahlungsmitteln und Zahlungsmitteläquivalenten und liquiden Schuldinstrumenten, die für Bareinlagen gehalten wurden | - | 81 | 81 | 113 |
| Aktivierte Fremdkapitalkosten | 134 | - | 134 | 104 |
| KOSTEN DER NETTOSCHULD | (713) | 85 | (628) | (678) |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2017 wurden wegen der Anwendung von IFRS 9 und IFRS 15 und der Einstufung des Upstream-Liquefied-Natural-Gas(LNG)-Geschäfts von ENGIE, das im Juli 2018 verkauft wurde, als "Aufgegebene Geschäftsbereiche" neu berechnet (vgl. Anhang 2 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2017").
Die gesunkenen Kosten der Nettoschuld gehen vor allem auf ein etwas geringeres Volumen der Durchschnittsschuld seit Ende 2017, auf die positiven Auswirkungen von Fremdfinanzierungsgeschäften der Gruppe und das aktive Zinsmanagement zurück (vgl. Anhang 17.3.3 "Finanzinstrumente - die wichtigsten Ereignisse in der Periode").
Am 31. Dezember 2018 schnitten die Kosten der Nettoschuld nach Sicherung mit 2,68 % ab, verglichen mit 2,63 % per 31. Dezember 2017.
11.2 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. 2018 | 31. Dez. 2017 (1) |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| Auswirkung des frühzeitigen Unwinding derivativer Finanzinstrumente auf die Gewinn- und Verlustrechnung | (108) | 102 | (6) | - |
| davon Barzahlungen zur Auflösung von Swaps | (108) | - | (108) | (83) |
| davon Aufholen des negativen beizulegenden Zeitwerts dieser Derivate bei frühzeitigem Settlement | 102 | 102 | 83 | |
| Auswirkung von Transaktionen der Schuldenrestrukturierung auf die Gewinn- und Verlustrechnung | - | 13 | 13 | (98) |
| davon Aufwendungen für frühzeitige Refinanzierungstransaktionen | 13 | 13 | (98) | |
| GEWINNE UND VERLUSTE AUS TRANSAKTIONEN DER SCHULDENRESTRUKTURIERUNG UND DES FRÜHZEITIGEN UNWINDING DERIVATIVER FINANZINSTRUMENTE | (108) | 115 | 7 | (98) |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2017 wurden wegen der Anwendung von IFRS 9 und IFRS 15 und der Einstufung des Upstream-Liquefied-Natural-Gas(LNG)-Geschäfts von ENGIE, das im Juli 2018 verkauft wurde, als "Aufgegebene Geschäftsbereiche" neu berechnet (vgl. Anhang 2 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2017").
Die Gruppe unternahm eine Reihe frühzeitiger Refinanzierungstransaktionen (vgl. Anhang 17.3.3 "Finanzinstrumente - die wichtigsten Ereignisse in der Periode").
11.3 Sonstiges Finanzergebnis
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 (1) |
|---|---|---|
| Sonstige finanzielle Aufwendungen | ||
| Erlös/(-fehlbetrag) aus Schuld- und Eigenkapitalinstrumenten | (84) | (12) |
| Änderung des beizulegenden Zeitwerts von Derivaten, die nicht als Sicherung qualifizieren | (183) | (187) |
| Gewinne und Verluste aus der Designierung und der Unwirksamkeit als wirtschaftliche Sicherungen sonstiger finanzieller Positionen | (2) | (1) |
| Glattstellung von Abzinsungsberichtigungen für sonstige langfristige Rückstellungen | (538) | (493) |
| Nettozinsaufwendungen für Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstige langfristig fällige Leistungen | (112) | (118) |
| Zinsen auf Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten | (39) | (48) |
| Sonstige finanzielle Aufwendungen | (203) | (275) |
| SUMME | (1.161) | (1.134) |
| Sonstige Finanzerträge | ||
| Erlös/(-fehlbetrag) aus Schuld- und Eigenkapitalinstrumenten | 73 | 77 |
| Zinsertrag aus Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und anderen Forderungen | 52 | 29 |
| Zinsertrag aus Krediten und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten | 111 | 151 |
| Sonstige Finanzerträge | 164 | 265 |
| SUMME | 400 | 522 |
| SONSTIGES FINANZERGEBNIS, NETTO | (761) | (611) |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2017 wurden wegen der Anwendung von IFRS 9 und IFRS 15 und der Einstufung des Upstream-Liquefied-Natural-Gas(LNG)-Geschäfts von ENGIE, das im Juli 2018 verkauft wurde, als "Aufgegebene Geschäftsbereiche" neu berechnet (vgl. Anhang 2 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2017").
Am 31. Dezember 2017 enthielten "Sonstige Finanzerträge" zumeist Zinsen für die Rückzahlung der 3%igen Steuer auf Dividenden durch den französischen Staat sowie Zinsen aus dem Rechtsstreit zwischen Electrabel und E.ON über die belgische und deutsche Kernenergieabgabe in Höhe von 87 Mio. €.
ANHANG 12 Ertragsteueraufwand
Bilanzierungsstandards
Die Gruppe berechnet Steuern gemäß der geltenden Steuergesetzgebung in den Ländern, in denen der 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 steuerpflichtigen Ertrag auswirkt. Zudem werden latente Steueransprüche nur in dem Maße erfasst, wie es wahrscheinlich ist, dass es einen steuerpflichtigen Ertrag gibt, für den die abzugsfähigen temporären Differenzen genutzt werden können.
Eine latente Steuerschuld wird für alle steuerpflichtigen 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.
12.1 In der Gewinn- und Verlustrechnung angesetzte tatsächliche Aufwendungen für Ertragsteuern
12.1.1 Aufgliederung der in der Gewinn- und Verlustrechnung angesetzten tatsächlichen Aufwendungen für Ertragsteuern
Der in der Gewinn- und Verlustrechnung 2018 angesetzte Steueraufwand beläuft sich auf 704 Mio.€ (2017 Ertragssteuerertrag 395 Mio. €). Er gliedert sich wie folgt:
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 (1) |
|---|---|---|
| Tatsächliche Ertragssteuern | (712) | (367) |
| Latente Steuern | 9 | 761 |
| SUMME IM ERTRAG AUSGEWIESENE ERTRAGSTEUERANSPRÜCHE/(-AUFWENDUNGEN) | (704) | 395 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2017 wurden wegen der Anwendung von IFRS 9 und IFRS 15 und der Einstufung des Upstream-Liquefied-Natural-Gas(LNG)-Geschäfts von ENGIE, das im Juli 2018 verkauft wurde, als "Aufgegebene Geschäftsbereiche" neu berechnet (vgl. Anhang 2 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2017").
12.1.2 Überleitung von theoretischem Ertragssteueraufwand auf tatsächlichen Ertragssteueraufwand
Eine Überleitung von theoretischem Ertragssteueraufwand auf den tatsächlichen Ertragssteueraufwand der Gruppe wird im Folgenden dargestellt:
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 (1) |
|---|---|---|
| Nettoergebnis | 1.629 | 2.108 |
| Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden | 361 | 422 |
| Jahresüberschuss aus aufgegebenen Geschäftsbereichen | 1.069 | 366 |
| Ertragsteueraufwand | (704) | 395 |
| Ergebnis vor Ertragsteueraufwand und Anteil am Jahresüberschuss von assoziierten Unternehmen (A) | 903 | 925 |
| davon französische Unternehmen | 1.434 | (744) |
| davon Unternehmen außerhalb Frankreichs | (531) | 1.669 |
| Gesetzlicher Ertragsteuersatz der Muttergesellschaft (B) | 34,4 % | 34,4 % |
| THEORETISCHER ERTRAGSTEUERAUFWAND (C) = (A) X (B) | (311) | (318) |
| 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 | 42 | 112 |
| Permanente Differenzen (2) | (72) | (287) |
| Steuerermäßigter oder steuerbefreiter Ertrag (3) | 123 | 460 |
| Zusätzlicher Steueraufwand (4) | (74) | (241) |
| Wirkung nicht angesetzter latenter Steueransprüche auf steuerliche Verlustvorträge und sonstige steuerabzugsfähige temporäre Differenzen (5) | (968) | (564) |
| Ansatz oder Verwendung von Steuerertrag auf zuvor nicht erfasste steuerliche Verlustvorträge und andere steuerabzugsfähige temporäre Differenzen (6) | 370 | 241 |
| Auswirkung von Änderungen der Steuersätze (7) | 54 | 518 |
| Steuerguthaben und sonstige Steuerermäßigungen (8) | 185 | 506 |
| Sonstige (9) | (53) | (32) |
| IM ERTRAG AUSGEWIESENE ERTRAGSTEUERANSPRÜCHE/(-AUFWENDUNGEN) | (704) | 395 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2017 wurden wegen der Anwendung von IFRS 9 und IFRS 15 und der Einstufung des Upstream-Liquefied-Natural-Gas(LNG)-Geschäfts von ENGIE, das im Juli 2018 verkauft wurde, als "Aufgegebene Geschäftsbereiche" neu berechnet (vgl. Anhang 2 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2017").
(2) Enthält hauptsächlich steuerlich nicht ansatzfähige Wertminderungsverluste beim Geschäfts- oder Firmenwert, nicht ansatzfähige betriebliche Aufwendungen, den Abzug von Zinsaufwand aus Hybrid-Schulden 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 Sonderertragsteuer, die die Erstattung der 3%igen Steuer auf Dividenden 2017 durch den französischen Staat kompensiert, die Quellensteuer auf Dividenden und Zinsen, die in verschiedenen Steuerrechtsgebieten erhoben wird, 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 von Positionen 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 2017.
(8) Enthält zumeist Auflösungen von Rückstellungen für Steuerrechtsstreitigkeiten, Steuerguthaben in Frankreich und sonstige Steuersenkungen und die Auswirkung abzugsfähiger fiktiver Zinsen in Belgien. 2017 kommen dazu 376 Mio. € aus der 3%igen Steuer auf Dividenden, die zuvor bar von französischen Unternehmen gezahlt wurden.
(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 (Steuersatz 25,00 % plus 3,3 % Sozialabgabe). Die von französischen Unternehmen erfassten latenten Steuern, deren Aufholung für nach 2022 erwartet wird, wurden in der Bilanzierung per 31. Dezember 2017 nach diesem neuen Satz neu berechnet. Das führte zu einer Positivwirkung von 550 Mio. € auf den Einmalertrag und einer Negativwirkung von 91 Mio. € auf die in der Gesamtergebnisrechnung angesetzten latenten Steuern. Doch die Salden latenter Steuern, die 2019 enden, wurden zu einem Satz von 32,02 % fortgeführt ohne zu berücksichtigen, dass für 2019 der Satz von 34,43 % gilt, wie ihn das Parlament per 31. Dezember 2018 angekündigt, aber noch nicht verabschiedet hat.
12.1.3 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. 2018 | 31. Dez. 2017 (1) |
| --- | --- | --- |
| Latente Steueransprüche: | ||
| Steuerliche Verlustvorträge und Steuerguthaben | 302 | (118) |
| Pensionen und dazugehörige Verpflichtungen | 2 | (68) |
| Nicht abzugsfähige Rückstellungen | (77) | (25) |
| Differenz zwischen dem Buchwert von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten und ihren Steuerwerten | (141) | (240) |
| Bewertung von Finanzinstrumenten zum beizulegenden Zeitwert (IAS 32/ IFRS 9) | 845 | (288) |
| Sonstige | 38 | (72) |
| SUMME | 969 | (811) |
| Latente Steuerschulden: | ||
| Differenz zwischen dem Buchwert von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten und ihren Steuerwerten | (249) | 671 |
| Bewertung von Finanzinstrumenten zum beizulegenden Zeitwert (IAS 32/ IFRS 9) | (751) | 741 |
| Sonstige | 116 | 125 |
| SUMME | (884) | 1.537 |
| LATENTES STEUERERGEBNIS | 85 | 726 |
| davon fortgeführte Geschäftsbereiche | 9 | 761 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2017 wurden wegen der Anwendung von IFRS 9 und IFRS 15 und der Einstufung des Upstream-Liquefied-Natural-Gas(LNG)-Geschäfts von ENGIE, das im Juli 2018 verkauft wurde, als "Aufgegebene Geschäftsbereiche" neu berechnet (vgl. Anhang 2 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2017").
Der 2017 verbuchte latente Steuerertrag geht hauptsächlich auf die in Frankreich verabschiedete kommende Steuersenkung zurück.
12.2 Im "Sonstigen Gesamtergebnis" angesetztes latentes Steuerergebnis
Das im "Sonstigen Gesamtergebnis" angesetzte latente Steuerergebnis gliedert sich wie folgt nach Bestandteilen:
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 (1) |
|---|---|---|
| Eigenkapital- und Schuldinstrumente | (1) | 37 |
| Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste | 68 | (95) |
| Sicherungen von Nettoinvestitionen | (14) | (86) |
| Cashflow-Sicherungen für sonstige Positionen | 71 | (116) |
| Cashflow-Sicherungen der Nettoschuld | (10) | 2 |
| SUMME OHNE DEN ANTEIL VON GESELLSCHAFTEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN | 114 | (257) |
| Anteil von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden | (20) | 3 |
| Aufgegebene Geschäftsbereiche | (81) | (81) |
| SUMME | 13 | (336) |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2017 wurden wegen der Anwendung von IFRS 9 und IFRS 15 und der Einstufung des Upstream-Liquefied-Natural-Gas(LNG)-Geschäfts von ENGIE, das im Juli 2018 verkauft wurde, als "Aufgegebene Geschäftsbereiche" neu berechnet (vgl. Anhang 2 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2017").
12.3 Darstellung latenter Steuern in der Bilanz
12.3.1 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 2017 (1) | 854 | (5.215) | (4.361) |
| Auswirkung auf den Jahresüberschuss für das Jahr | 969 | (884) | 85 |
| Auswirkung auf die Posten des sonstigen Gesamtergebnisses | 127 | (128) | (1) |
| Auswirkung von Änderungen des Konsolidierungskreises | (207) | 199 | (9) |
| Auswirkung von Umrechnungsanpassungen | (3) | (24) | (27) |
| Übertragungen in Vermögenswerte und Verbindlichkeiten, die als zur Veräußerung gehalten eingestuft sind | (222) | 161 | (60) |
| Sonstige | 28 | (4) | 24 |
| Auswirkung der Aufrechnung nach steuerlicher Einheit | (481) | 481 | |
| PER 31. DEZEMBER 2018 | 1.066 | (5.415) | (4.349) |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2017 sind wegen der Anwendung von IFRS 9 und IFRS 15 neu berechnet (vgl. Anhang 2 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2017").
12.3.2 Analyse der Position latente Nettosteuern, ausgewiesen in der Bilanz (vor Aufrechnung latenter Steueransprüche und -schulden je steuerliche Einheit) nach Art der temporären Differenz
Bilanzierungsstandards
Bewertung angesetzter steuerlicher Verlustvorträge
Latente Steueransprüche werden bei den steuerlichen Verlustvorträgen angesetzt, wenn es wahrscheinlich ist, dass es einen steuerpflichtigen Gewinn gibt, mit dem sich der steuerliche Verlustvortrag verrechnen lässt. Die Wahrscheinlichkeit, dass es einen steuerpflichtigen Gewinn gibt, der sich für die nicht genutzten steuerlichen Verluste verwenden lässt, basiert auf steuerpflichtigen temporären Differenzen in Verbindung mit derselben Steuerbehörde und demselben steuerpflichtigen Unternehmen und auf Schätzungen künftiger steuerpflichtiger Gewinne. Diese Schätzungen und Verwendungen steuerlicher Verlustvorträge wurden auf der Grundlage von Gewinn- und Verlusterwartungen über eine Steuerprojektion von sechs Jahren erstellt, wie sie der mittelfristige vom Management genehmigte Businessplan enthält, sofern nicht ein besonderer Kontext eine Ausnahme rechtfertigt, und nötigenfalls aufgrund zusätzlicher Prognosen.
| Bilanz per | ||
|---|---|---|
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 (1) |
| --- | --- | --- |
| Latente Steueransprüche: | ||
| Steuerliche Verlustvorträge und Steuerguthaben | 1.765 | 1.652 |
| Pensionsverpflichtungen | 1.374 | 1.318 |
| Nicht abzugsfähige Rückstellungen | 371 | 312 |
| Differenz zwischen dem Buchwert von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten und ihren Steuerwerten | 787 | 974 |
| Bewertung von Finanzinstrumenten zum beizulegenden Zeitwert (IAS 32/ IFRS 9) | 3.398 | 2.736 |
| Sonstige | 545 | 555 |
| SUMME | 8.239 | 7.547 |
| Latente Steuerschulden: | ||
| Differenz zwischen dem Buchwert von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten und ihren Steuerwerten | (8.773) | (8.657) |
| Bewertung von Finanzinstrumenten zum beizulegenden Zeitwert (IAS 32/ IFRS 9) | (3.343) | (2.629) |
| Sonstige | (472) | (623) |
| SUMME | (12.588) | (11.908) |
| LATENTE STEUERANSPRÜCHE/(-SCHULDEN), NETTO | (4.349) | (4.361) |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2017 sind wegen der Anwendung von IFRS 9 und IFRS 15 neu berechnet (vgl. Anhang 2 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2017").
12.4 Nicht angesetzte latente Steuern
Am 31. Dezember 2018 belief sich der Steuereffekt von steuerlichen Verlusten und Steuerguthaben, die für Vorträge in Betracht kommen, aber nicht genutzt und in der Bilanz nicht angesetzt wurden, auf 3.216 Mio. € (3.144 Mio. € am 31. Dezember 2017). Die meisten dieser nicht angesetzten steuerlichen Verluste betreffen Unternehmen in Ländern, in denen Verluste auf unbestimmte Zeit (hauptsächlich Belgien und Luxemburg) oder in den Niederlanden bis zu neun Jahre 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 2018 1.364 Mio. € gegenüber 1.246 Mio. € für Ende Dezember 2017.
ANHANG 13 Ergebnisse je Aktie
Bilanzierungsstandards
Das unverwässerte Ergebnis je Aktie wird durch Division des Jahresüberschusses (Konzernanteil) für das Jahr durch die gewichtete durchschnittliche Zahl der während des Jahres im Umlauf befindlichen Stammaktien errechnet. Die Durchschnittszahl von während des Jahres im Umlauf befindlichen Stammaktien ist die Zahl der Stammaktien, die zu Jahresbeginn im Umlauf sind, berichtigt um die Zahl der Stammaktien, die im Laufe des Jahres zurückgekauft oder ausgegeben wurden.
Zur Berechnung des verwässerten Ergebnisses je Aktie werden die gewichtete durchschnittliche Anzahl von Aktien und das unverwässerte Ergebnis je Aktie so berichtigt, dass die Auswirkung der Umwandlung oder Ausübung von potenziell verwässernden Stammaktien (Optionen, Optionsscheinen und Wandelanleihen usw.) berücksichtigt ist.
| 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 (1) | |
|---|---|---|
| Zähler (in Millionen Euro) | ||
| Jahresüberschuss/(-fehlbetrag), Konzernanteil | 1.033 | 1.320 |
| davon Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) aus fortgeführten Geschäftsbereichen, Konzernanteil | (12) | 1.047 |
| Zinsen auf tief nachrangige, ewig laufende Anleihen | (145) | (144) |
| Jahresüberschuss zur Berechnung der Ergebnisse je Aktie | 889 | 1.176 |
| davon Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) aus fortgeführten Geschäftsbereichen, Konzernanteil, zur Berechnung der Ergebnisse je Aktie | (156) | 903 |
| Auswirkung von verwässernden Instrumenten | ||
| Verwässerter Konzernanteil am Jahresergebnis | 889 | 1.176 |
| Nenner (in Millinen Aktien) | ||
| Durchschnittliche Anzahl im Umlauf befindlicher Aktien | 2.396 | 2.396 |
| Auswirkung von verwässernden Instrumenten: | ||
| Bonusaktienpläne für Mitarbeiter | 11 | 9 |
| Verwässerte durchschnittliche Anzahl im Umlauf befindlicher Aktien | 2.407 | 2.405 |
| Ergebnisse je Aktie (Euro) | ||
| Unverwässertes Ergebnis je Aktie | 0,37 | 0,49 |
| davon unverwässertes Ergebnis, Konzernanteil, aus fortgeführten Geschäftsbereichen je Aktie | (0,07) | 0,38 |
| Verwässertes Ergebnis je Aktie | 0,37 | 0,49 |
| davon verwässertes Ergebnis, Konzernanteil, aus fortgeführten Geschäftsbereichen je Aktie | (0,06) | 0,38 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2017 wurden wegen der Anwendung von IFRS 9 und IFRS 15 und der Einstufung des Upstream-Liquefied-Natural-Gas(LNG)-Geschäfts von ENGIE, das im Juli 2018 verkauft wurde, als "Aufgegebene Geschäftsbereiche" neu berechnet (vgl. Anhang 2 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2017").
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 19.2.1).
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.
ANHANG 14 Geschäfts- oder Firmenwert
Bilanzierungsstandards
Der Geschäfts- oder Firmenwert 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 Hauptannahmen und Schätzungen für die Bestimmung des beizulegenden Zeitwerts von erworbenen Vermögenswerten und übernommenen Verbindlichkeiten enthalten die Marktaussichten für die Bewertung künftiger Zahlungsströme und die anzusetzende Abzinsung. Diese Annahmen geben die bestmöglichen Schätzungen des Managements wieder.
Die Höhe des am Erwerbstag angesetzten Geschäfts- oder Firmenwerts darf nach dem Ende der Bewertungsperiode nicht berichtigt werden.
Der Geschäfts- oder Firmenwert von Anteilen an assoziierten Unternehmen wird bei "Investitionen in Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden," verbucht.
Wertminderungsrisiko
Der Geschäfts- oder Firmenwert wird nicht abgeschrieben, sondern nach IAS 36 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 Zahlungsströme generieren, die weitgehend unabhängig von den Zahlungsströmen anderer CGUs sind.
Die Methoden zur Durchführung dieser Werthaltigkeitstests sind in Punkt 14.3 beschrieben.
Eine Wertminderung des Geschäfts- oder Firmenwerts kann nicht aufgeholt werden, sie erscheint unter "Wertminderungsaufwand" in der Gewinn- und Verlustrechnung.
Hinweise auf eine Wertminderung (Geschäfts- oder Firmenwert, immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen)
Die wichtigsten Hinweise auf eine Wertminderung, die die Gruppe nutzt, sind:
―
externe Informationsquellen:
| ― | ein sinkender Wert eines Vermögenswertes über die Periode, der signifikant größer ist, als über diesen Zeitraum oder durch normalen Gebrauch zu erwarten wäre, |
| ― | signifikant nachteilige Veränderungen über die Periode oder für die nächste Zukunft im Technologiemarkt, im wirtschaftlichen oder rechtlichen Umfeld, in dem das Unternehmen tätig ist, oder in dem Markt, für den ein Vermögenswert bestimmt ist, |
| ― | über die Periode steigende Zinsen im Markt oder sonstige Marktsätze für Kapitalrenditen, wenn dieser Anstieg möglicherweise den Abzinsungssatz beeinflusst, mit dem der Nutzungswert eines Vermögenswerts berechnet wurde, und damit seinen erzielbaren Betrag wesentlich verringert, |
| ― | der Buchwert der Nettovermögenswerte des Unternehmens übersteigt seinen Börsenkurswert; |
―
interne Informationsquellen:
| ― | Nachweis von Überalterung oder physischem Schaden an einem Vermögenswert, |
| ― | signifikante Änderungen des Umfangs oder der Art und Weise, in der ein Vermögenswert genutzt oder seine Nutzung erwartet wird, zu denen es in der Periode oder unmittelbar danach gekommen ist und die sich nachteilig auf ihn auswirken. Teil dieser Veränderungen ist, dass ein Vermögenswert außer Betrieb gestellt wird, dass die Veräußerung schneller als erwartet geplant wird, dass seine Nutzungsdauer als begrenzt statt auf unbestimmte Zeit umbewertet oder die Umstrukturierung der Geschäftstätigkeit geplant wird, der der Vermögenswert zugeordnet ist, |
| ― | interne Berichte, aus denen hervorgeht, dass die wirtschaftliche Leistung eines Vermögenswertes schlechter als erwartet ausfällt oder ausfallen wird. |
14.1 Bewegungen im Buchwert des Geschäfts- oder Firmenwerts
| In Millionen Euro | Nettobetrag |
|---|---|
| Per 31. Dezember 2016 | 17.372 |
| Wertminderungsaufwendungen | (481) |
| Änderungen des Konsolidierungskreises und sonstige | 775 |
| Übertragungen in Vermögenswerte, die als veräußerungsfähig klassifiziert sind | (32) |
| Umrechnungsdifferenzen | (350) |
| Per 31. Dezember 2017 (1) | 17.285 |
| Wertminderungsaufwendungen | (14) |
| Änderungen des Konsolidierungskreises und sonstige | 745 |
| Übertragungen in Vermögenswerte, die als veräußerungsfähig klassifiziert sind | (216) |
| Umrechnungsdifferenzen | 9 |
| PER 31. DEZEMBER 2018 | 17.809 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2017 und 1. Januar 2017 sind wegen der Anwendung von IFRS 9 und IFRS 15 neu berechnet (vgl. Anhang 2 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2017").
Änderungen des Konsolidierungskreises wirkten sich zum 31. Dezember 2018 hauptsächlich wie folgt aus:
| ― | Erfassen von Geschäfts- oder Firmenwert aus dem Erwerb der Langa Gruppe (241 Mio. €), von Infinity Renewables (94 Mio. €) und Electro Power System (57 Mio. €); |
| ― | die Ausbuchung von Geschäfts- oder Firmenwert in Höhe von 109 Mio. € wegen der Veräußerung von Wind- und Solarparks in Frankreich (Negativwirkung von 71 Mio. €) und Gasverteilungsaktivitäten in Ungarn (Negativwirkung von 29 Mio. €). |
Nach der Klassifizierung des Anteils des Unternehmens an Glow, dem Stromerzeugungsprojekt in Thailand, als veräußerungsfähige Vermögenswerte (vgl. Anhang 5.2 "Veräußerungsfähige Vermögenswerte und aufgegebene Geschäftsbereiche") wurde der Buchwert des entsprechenden Geschäfts- oder Firmenwerts in der Bilanz in "als zur Veräußerung gehalten klassifizierte Vermögenswerte" übertragen.
Der Rückgang in dieser Position bezog sich 2017 hauptsächlich auf den Ansatz von Wertminderungsaufwendungen beim Geschäfts- oder Firmenwert von insgesamt 481 Mio. €, einschließlich 338 Mio. € für die CGU Storengy und 141 Mio. €, die der Gruppe veräußerungsfähiger Vermögenswerte zugewiesen wurden, die das Kraftwerk Loy Yang B beinhaltet, die Ausbuchung von Geschäfts- oder Firmenwert von Vermögenswerten, die für 127 Mio. € verkauft wurden, und Umrechnungsanpassungen von 350 Mio. €. Dem standen der Ansatz von Geschäfts- oder Firmenwert aus Erwerben für 674 Mio. € und ein Zuwachs beim beizulegenden Zeitwert der finanziellen Verbindlichkeit gegenüber, die die Put-Option darstellt, die die Gruppe auf die nicht beherrschenden Anteile an La Compagnie du Vent gewährt hat, mit der entsprechenden Gegenbuchung von 131 Mio. € für den Geschäfts- oder Firmenwert.
14.2 Goodwilltragende CGUs
Diese Tabelle zeigt "wesentliche" goodwilltragende CGUs per 31. Dezember 2018:
| In Millionen Euro | Geschäftssegment | 31. Dez. 2018 |
|---|---|---|
| WESENTLICHE-CGUs | ||
| Benelux | Benelux | 4.258 |
| GRDF | Infrastructures Europe | 4.009 |
| Frankreich Erneuerbare Energie | Frankreich | 1.085 |
| Großbritannien | Europa ohne Frankreich und Benelux | 1.045 |
| Frankreich B2C | Frankreich | 1.044 |
| SONSTIGE MASSGEBLICHE CGUs | ||
| Nordamerika | Nordamerika | 875 |
| Frankreich B2B | Frankreich | 731 |
| Nord-, Süd- und Zentraleuropa | Europa ohne Frankreich und Benelux | 644 |
| Generation Europe | Sonstige | 629 |
| SONSTIGE CGUs | 3.490 | |
| SUMME | 17.809 |
14.3 Werthaltigkeitstest von goodwilltragenden-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 Betrag von CGUs mit Hilfe eines Nutzungswerts bestimmt, der auf der Grundlage von Cashflow-Projektionen aus dem Haushalt 2019 und dem mittelfristigen Businessplan 2020-2021, 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 2022-2040 ermittelt. Im Dezember 2018 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. Genauer gesagt hat die Gruppe mittel- und langfristige Strompreise mit Prognosemodellen für den Strombedarf, mittel- und langfristigen Prognosen der Brennstoff- und CO2-Preise und den erwarteten Trends bei der installierten Leistung und dem Technologiemix der Produktionsanlagen in jedem Stromerzeugungssystem bestimmt. |
Die angesetzten Abzinsungen entsprechen den gewichteten durchschnittlichen Kapitalkosten, die so angepasst sind, dass sie das Geschäft, den Markt, das Land und das Fremdwährungsrisiko für jede überprüfte goodwilltragende CGU widerspiegeln. Die Abzinsungssätze sind mit den verfügbaren externen Informationsquellen konsistent. Die Sätze nach Steuern, die 2018 zur Bewertung des Nutzungswerts von goodwilltragenden CGUs benutzt wurden, um künftige Zahlungsströme abzuzinsen, lagen zwischen 3,7 % und 11,3 %, verglichen mit einer Spanne von 4,7 % und 12,5 % für 2017. Die Abzinsungssätze für die wichtigsten goodwilltragenden CGUs sind aus den Anhängen 14.3.1 "Wesentliche CGUs" und 14.3.2 "Sonstige maßgebliche CGUs" zu ersehen.
14.3.1 Wesentliche CGUs
Dieser Abschnitt erläutert die Methode zur Bestimmung des Nutzungswerts, die Grundannahmen für die Bewertung und die Empfindlichkeitsanalysen für die Werthaltigkeitstests bei CGUs, deren Geschäfts- oder Firmenwert am 31. Dezember 2018 mehr als 5% des Gesamt-Goodwill der Gruppe ausmacht.
14.3.1.1 CGU Benelux
Der der CGU Benelux zugeordnete Geschäfts- oder Firmenwert belief sich per 31. Dezember 2018 auf 4.258 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 in Frankreich.
Grundannahmen für den Werthaltigkeitstest
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.
Der Nutzungswert 2018 der in dieser CGU zusammengefassten Geschäftstätigkeit wurde mit Cashflow-Projektionen auf der Grundlage des Haushalts 2019 und dem mittelfristigen Businessplan 2020-2021 errechnet. Cashflow-Projektionen für die Zeit jenseits des mittelfristigen Businessplans wurden wie folgt ermittelt:
| Tätigkeiten | Annahmen für die Zeit jenseits des Businessplans (1) |
|---|---|
| Strom aus Kernkraftwerken in Belgien | Für Doel 1, Doel 2 und Tihange 1 Cashflow-Projektion über die restliche Nutzungsdauer von 50 Jahren. Für die Reaktoren der zweiten Generation Doel 3 und Tihange 2 Cashflow-Projektion über die restliche Nutzungsdauer von 40 Jahren. Für die Reaktoren der zweiten Generation Doel 4 und Tihange 3 Verlängerung der Betriebsdauer um 20 Jahre. |
| Entnahmerechte für die Kraftwerke Chooz B und Tricastin | Cashflow-Projektion über die verbleibende Vertragsdauer, zuzüglich der Annahme, dass Entnahmerechte um weitere 10 Jahre verlängert werden |
| Privatkunden- und Servicegeschäfte im Energiebereich | 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 2017
Die Abzinsungssätze für diese Cashflows reichen von 5,8 % bis 8,5 %, je nach Risikoprofil jeder Geschäftstätigkeit.
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 Ermittlung 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 bekräftigten das Gesetz vom 18. Juni 2015 und der von der Regierung am 30. März 2018 verabschiedete Energiepakt 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. Der Pakt wird durch eine bundesweite Energiestrategie ergänzt, die vier Ziele verfolgt: die Sicherstellung der Versorgung, die Auswirkung auf das Klima, die Auswirkung auf Energiepreise und die Kraftwerkssicherheit. Ein Kontrollausschuss wurde eingesetzt, der einmal jährlich zusammentritt, um die Erfüllung dieser Ziele auszuwerten und Politikern gegebenenfalls Korrekturmaßnahmen zu empfehlen.
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 hier 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 2018 ist der erzielbare Betrag der goodwilltragenden CGU höher als ihr Buchwert. Zudem setzte die Gruppe Wertminderungsaufwendungen von 615 Mio. € für Kernreaktoren an (vgl. Anhang 10.2 " Wertminderungsaufwendungen").
Empfindlichkeitsanalysen
Ein Sinken des Preises für Atomstrom um 10 €/MWh würde einen zusätzlichen Wertminderungsaufwand von etwa 1.200 Mio. € bedeuten. Dagegen hätte eine Erhöhung der Strompreise um 10€/MWh eine positive Wirkung auf den Überschuss des erzielbaren Betrags über den Buchwert der goodwilltragenden CGU.
Eine Erhöhung der angesetzten Abzinsungssätze um 50 Basispunkte hätte eine Negativwirkung von 49 % 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 53 % 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. In diesem Szenarium würde das Wertminderungsrisiko etwa 1.700 Mio. € ausmachen; |
| ― | 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 547 Mio. €. |
14.3.1.2 CGU GRDF
Der der CGU GRDF per 31. Dezember 2018 zugeordnete gesamte Geschäfts- oder Firmenwert 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 2019, des mittelfristigen Businessplans 2020-2021 und von Cashflow-Projektionen für die Periode 2022-2024 errechnet. Der Schlusswert entspricht der erwarteten regulatorischen Kapitalbasis (Regulated Asset Base - RAB) ohne Aufschlag Ende 2024. 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.
14.3.1.3 CGU Frankreich Erneuerbare Energie
Der der CGU Frankreich Erneuerbare Energie zugeordnete Geschäfts- oder Firmenwert belief sich per 31. Dezember 2018 auf 1.085 Mio. €. Die CGU Frankreich Erneuerbare Energie fasst die Konzipierung, den Bau, die Finanzierung, den Betrieb und die Instandhaltung aller Stromerzeugungsanlagen aus erneuerbaren Energieträgern in Frankreich zusammen (Wasserkraft, Wind und Photovoltaik).
Der Nutzungswert dieser Geschäfte wurde mit Cashflow-Projektionen auf der Grundlage des Haushalts 2019 und dem mittelfristigen Businessplan 2020-2021 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 Grundannahmen 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 8,3 %, in Abhängigkeit davon, ob es sich um regulierte oder Merchant-Geschäfte handelt.
Der Nutzungswert der Compagnie Nationale du Rhône und von SHEM wurde aufgrund von Annahmen berechnet, zu denen die Verlängerung oder Erneuerung einer Ausschreibung für die Konzessionsverträge sowie die Bedingungen für eine potenzielle Verlängerung gehören.
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, erforderliche Investitionen usw.) in diesem Zeitraum.
Ein Rückgang der Preise für Strom aus Wasserkraft um 10€/MWh hätte eine Negativwirkung von 47 % 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 47 % auf diese Berechnung.
Eine Erhöhung der angesetzten Abzinsungssätze um 50 Basispunkte hätte eine Negativwirkung von 47 % 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 63 % 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 0,9 Mrd. €.
14.3.1.4 CGU Großbritannien
Der der CGU Großbritannien zugeordnete Geschäfts- oder Firmenwert belief sich per 31. Dezember 2018 auf 1.045 Mio. €. Die CGU Großbritannien beinhaltet (i) Geschäfte der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energieträgern (Wasser, Wind, Sonne), (ii) den Verkauf von Gas und Strom und (iii) Dienstleistungen für Privat- und Gewerbekunden in Großbritannien.
Der Nutzungswert dieser Tätigkeiten wurde mit Cashflow-Projektionen auf der Grundlage des Haushalts 2019 und dem mittelfristigen Businessplan 2020-2021 errechnet. Für das Dienstleistungs- und Energieverkaufsgeschäft wurde ein Endwert durch Extrapolieren der Cashflows über diese Zeit hinaus bei einer langfristigen Wachstumsrate von jährlich 2 % bestimmt.
Die Grundannahmen und wichtigsten Schätzungen beziehen sich hauptsächlich auf Abzinsungssätze und Preisänderungen über die Liquiditätsperiode hinaus.
Die angesetzten Abzinsungssätze reichen von 5,7 % bis 9,0 %.
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 60 % auf diese Berechnung.
Eine Verringerung der mit der Stromerzeugung erzielten Marge um 10 % hätte eine Negativwirkung von 69 % 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 69 % auf diese Berechnung.
14.3.1.5 CGU Frankreich B2C
Der der CGU Frankreich B2C zugeordnete Geschäfts- oder Firmenwert belief sich per 31. Dezember 2018 auf 1.044 Mio. €. Die CGU Frankreich B2C fasst die Energieabsätze und die dazugehörigen Dienstleistungen für Privat- und Gewerbekunden in Frankreich zusammen.
Der Nutzungswert dieser Tätigkeiten wurde mit Cashflow-Projektionen auf der Grundlage des Haushalts 2019 und dem mittelfristigen Businessplan 2020-2021 errechnet. Ein Endwert wurde durch Extrapolieren der Cashflows über diese Zeit hinaus bei einer langfristigen Wachstumsrate von 1,8 % bestimmt.
Die Grundannahmen 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 22 % 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 29 % auf diese Berechnung.
Eine Senkung der Marge beim Verkauf von Gas und Strom um 5 % hätte eine Negativwirkung von 14 % 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 14 % positiv auf die Berechnung auswirken.
14.3.2 Sonstige maßgebliche CGUs
Die folgende Tabelle beschreibt die Annahmen zur Ermittlung des erzielbaren Betrags für die sonstigen wichtigen CGUs.
| CGU | Berichtspflichtiges Segment | Bewertung | Abzinsungssatz |
|---|---|---|---|
| Nordamerika | Nordamerika | DCF+DDM | 4,0% - 11,3% |
| Generation Europe | Sonstige | DCF+DDM | 3,7% - 9,1% |
| Nord-, Süd- und Osteuropa | Europa ohne Frankreich und Benelux | DCF+DDM | 4,8% - 10,9% |
| Frankreich B2B | Frankreich | DCF+DDM | 7,1% - 7,7% |
DDM bezieht sich auf das Modell der abgezinsten Dividenden (Discounted Dividend Model).
14.3.2.1 CGU Nordamerika
Der der CGU Nordamerika zugeordnete Geschäfts- oder Firmenwert belief sich per 31. Dezember 2018 auf 875 Mio. €. Zur CGU Nordamerika zählen vor allem:
| ― | Kanada mit Geschäften im Bereich (i) Stromerzeugung aus erneuerbaren Energieträgern und thermische Stromerzeugung (Wind, Biomasse), (ii) Dienstleistungen für gewerbliche und Privatkunden; |
| ― | die Vereinigten Staaten mit Geschäften in den Bereichen (i) Gas- und Stromvertrieb, (ii) Dienstleistungen für gewerbliche und Privatkunden und (iii) thermische Stromerzeugung; |
| ― | Puerto Rico mit einer Investition in EcoÉlectrica, einem einflussreichen Player der Energieindustrie in der Wirtschaft Puerto Ricos (vgl. Anhang 4.2 "Investitionen in Gemeinschaftsunternehmen"). Trotz der schwierigen finanziellen Rahmenbedingungen in Puerto Rico hat ENGIE per 31. Dezember 2018 keine Informationen, die eine Änderung der Bewertungsannahmen für den Anteil an diesen Vermögenswerten begründen würden. |
Die Geschäfte im Bereich der Stromerzeugung aus Wind- und Sonnenenergie, die 2018 in den Vereinigten Staaten erworben wurden, bilden eine eigene goodwilltragende CGU.
Der Nutzungswert dieser Tätigkeiten wurde mit Cashflow-Projektionen auf der Grundlage des Haushalts 2019 und dem mittelfristigen Businessplan 2020-2021 errechnet. Mit EBITDA-Multiples wurde ein Endwert für die Dienstleistungs- und Energieverkaufsgeschäfte errechnet.
Die Grundannahmen und wichtigsten Schätzungen beziehen sich hauptsächlich auf Abzinsungssätze und Änderungen der erzielten Margen über die Liquiditätsperiode hinaus.
Die angesetzten Abzinsungssätze reichen von 4,0 % bis 11,3 %. Eine Erhöhung der angesetzten Abzinsungssätze um 50 Basispunkte hätte eine Negativwirkung auf den Überschuss des erzielbaren Betrags über den Buchwert der goodwilltragenden CGU. Der erzielbare Betrag läge dennoch etwas über dem Buchwert. Eine Senkung der angesetzten Abzinsungssätze um 50 Basispunkte würde sich positiv auf diese Berechnung auswirken.
Eine Senkung der Marge beim Verkauf von Gas und Strom um 5 % hätte eine Negativwirkung von 45% 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 45% positiv auf die Berechnung auswirken.
Ein Rückgang der Dienstleistungsgeschäfte um 5 % hätte eine Negativwirkung von 37 % 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 37 % positiv auf die Berechnung auswirken.
14.3.2.2 CGU Generation Europe
Der der CGU Generation Europe zugeordnete Geschäfts- oder Firmenwert belief sich per 31. Dezember 2018 auf 629 Mio. €. Die CGU Generation Europe fasst die thermische Stromerzeugung in Europa zusammen.
Der Nutzungswert dieser Geschäfte wurde mit Cashflow-Projektionen auf der Grundlage des Haushalts 2019 und dem mittelfristigen Businessplan 2020-2021 errechnet. Ausgehend von dem von der Gruppe angenommenen Referenzszenarium wurden die Cashflows über diesen Dreijahreszeitraum hinaus für die Nutzungsdauern der Anlagen projiziert.
Die auf diese Cashflow-Projektionen angewandten Abzinsungssätze reichten von 3,7 % bis 9,1 %.
Die Grundannahmen 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 2018 war der erzielbare Betrag der goodwilltragenden CGU Generation Europe höher als ihr Buchwert.
Empfindlichkeitsanalysen
Eine Erhöhung der angesetzten Abzinsungssätze um 50 Basispunkte hätte eine Negativwirkung von 13 % 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 13 % auf diese Berechnung.
Eine Verringerung der mit thermischen Kraftwerken erzielten Marge um 10 % hätte eine Negativwirkung von 17 % 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 17 % auf diese Berechnung.
14.3.2.3 Sonstige maßgebliche goodwilltragende CGUs
Bei anderen maßgeblichen goodwilltragenden CGUs besteht per 31. Dezember 2018 eine erhebliche Differenz zwischen dem für sie erzielbaren Betrag und ihrem Buchwert.
14.4 Segmentinformation über den Geschäfts- oder Firmenwert
Der Buchwert des Geschäfts- oder Firmenwerts lässt sich wie folgt nach Geschäftssegmenten analysieren:
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2018 |
|---|---|
| Nordamerika | 997 |
| Lateinamerika | 740 |
| Afrika-Asien | 649 |
| Benelux | 4.258 |
| Frankreich | 3.273 |
| Europa ohne Frankreich und Benelux | 1.689 |
| Infrastructures Europe | 5.000 |
| Sonstige | 1.203 |
| SUMME | 17.809 |
ANHANG 15 Immaterielle Vermögenswerte
Bilanzierungsstandards
Erstansatz
Immaterielle Vermögenswerte werden zu Anschaffungskosten, abzüglich kumulierter Abschreibung und kumulierter Wertminderungsaufwendungen, bilanziert.
Amortisation
Immaterielle Vermögenswerte werden auf der Basis des erwarteten Verbrauchs des geschätzten künftigen wirtschaftlichen Nutzens abgeschrieben, den der Vermögenswert verkörpert. Die Abschreibung wird hauptsächlich linear über folgende Nutzungsdauer berechnet:
| Nutzungsdauer | ||
|---|---|---|
| Die wichtigsten Abschreibungszeiträume (Jahre) | Minimum | Maximum |
| --- | --- | --- |
| Konzessionsrechte | 10 | 30 |
| Kundenportfolio | 10 | 40 |
| Sonstige immaterielle Vermögenswerte | 1 | 50 |
Immaterielle Vermögenswerte mit unbestimmter Nutzungsdauer werden nicht abgeschrieben, vielmehr wird jährlich ihre Werthaltigkeit getestet.
Wertminderungsrisiko
Im Einklang mit IAS 36 werden Werthaltigkeitstests für Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte durchgeführt, wenn es Hinweise darauf gibt, dass die Werte gemindert 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.
Hinweise auf Wertminderung
Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte mit begrenzter Nutzungsdauer werden nur auf Werthaltigkeit getestet, wenn es 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 liegt.
Die wichtigsten Hinweise auf Wertminderung, die die Gruppe verwendet, sind in Anhang 14 "Geschäfts- oder Firmenwert" beschrieben.
Wertminderung
Bei Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten wird der einzelne Vermögenswert oder gegebenenfalls die Zahlungsmittel generierende Einheit (CGU) nach IAS 36 auf Werthaltigkeit getestet. Ist der erzielbare Betrag eines Vermögenswerts geringer als sein Buchwert, wird der Buchwert auf den erzielbaren Betrag wertberichtigt, indem ein Wertminderungsaufwand verbucht wird. Wird ein Wertminderungsaufwand angesetzt, müssen die Höhe der Abschreibung und möglicherweise die Nutzungsdauer des entsprechenden Vermögenswerts berichtigt werden.
Der für Sachanlagen oder immaterielle Vermögenswerte verbuchte Wertminderungsaufwand kann später aufgeholt werden, sobald der erzielbare Betrag des Vermögenswerts wieder höher als sein Buchwert ist. Der erhöhte Buchwert einer Sachanlage nach der Aufholung einer Wertminderung 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 betrieblichen Einheiten, die die Gruppe langfristig und nach dem Fortführungsprinzip halten möchte, entspricht der erzielbare Betrag einer CGU dem höheren Wert von beizulegendem Zeitwert, abzüglich Veräußerungskosten, und Nutzungswert. Der Nutzungswert wird primär auf der Grundlage des Barwerts künftiger Nettozahlungsströme aus betrieblicher Tätigkeit einschließlich Endwert bestimmt. Die angewandten Standardbewertungsmethoden basieren auf folgenden wirtschaftlichen Grundannahmen:
| ― | Marktaussichten und Entwicklungen des regulatorischen Rahmens; |
| ― | Abzinsungen, die auf den besonderen Merkmalen der jeweiligen betrieblichen Einheiten beruhen; |
| ― | Endwerte im Einklang mit verfügbaren Marktdaten speziell für die jeweiligen Geschäftssegmente und Wachstumsraten in Verbindung mit diesen Endwerten, die nicht die Inflationsrate übersteigen dürfen. |
Abzinsungen 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 operativen Unternehmen, deren Verkauf die Gruppe beschlossen hat, basiert der erzielbare Betrag der jeweiligen Vermögenswerte auf dem Marktwert, abzüglich Veräußerungskosten. Bei laufenden Verhandlungen wird dieser Wert nach der besten Schätzung ihres Ergebnisses am Ende der Berichtsperiode ermittelt.
Bei sinkendem Wert wird der Wertminderungsaufwand in der konsolidierten Gewinn- und Verlustrechnung unter "Wertminderungsaufwendungen" verbucht.
15.1 Bewegungen bei immateriellen Vermögenswerten
| In Millionen Euro | Immaterielle Rechte aus Konzessionsverträgen | Kapazitätsrechte | Sonstiges | Summe |
|---|---|---|---|---|
| BRUTTOBETRAG | ||||
| Per 31. Dezember 2016 | 3.205 | 2.565 | 11.614 | 17.384 |
| Erwerbe | 179 | 1.026 | 1.205 | |
| Veräußerungen | (32) | (224) | (256) | |
| Umrechnungsdifferenzen | (57) | (261) | (318) | |
| Änderungen des Konsolidierungskreises | 1 | 27 | 28 | |
| Übertragung in "als veräußerungsfähig klassifizierte Vermögenswerte" | (1.075) | (1.075) | ||
| Sonstige | 343 | 116 | (439) | 20 |
| Per 31. Dezember 2017 (1) | 3.640 | 2.681 | 10.668 | 16.988 |
| Erwerbe | 120 | 17 | 912 | 1.048 |
| Veräußerungen | (9) | (19) | (149) | (177) |
| Umrechnungsdifferenzen | (52) | 10 | (42) | |
| Änderungen des Konsolidierungskreises | 1 | (290) | (289) | |
| Übertragung in "als veräußerungsfähig klassifizierte Vermögenswerte" | (98) | (98) | ||
| Sonstige | 55 | 40 | (54) | 41 |
| PER 31. DEZEMBER 2018 | 3.753 | 2.719 | 11.000 | 17.472 |
| KUMULIERTE AMORTISATION UND WERTMINDERUNG | ||||
| Per 31. Dezember 2016 | (1.259) | (1.988) | (7.497) | (10.744) |
| Amortisation | (117) | (56) | (603) | (776) |
| Wertminderung | (7) | (219) | (227) | |
| Veräußerungen | 20 | 219 | 239 | |
| Umrechnungsdifferenzen | 5 | 149 | 154 | |
| Änderungen des Konsolidierungskreises | (3) | (3) | ||
| Übertragung in "als veräußerungsfähig klassifizierte Vermögenswerte" | 880 | 880 | ||
| Sonstige | (26) | 19 | (7) | |
| Per 31. Dezember 2017 (1) | (1.385) | (2.045) | (7.054) | (10.484) |
| Amortisation | (144) | (61) | (632) | (837) |
| Wertminderung | (16) | (16) | ||
| Veräußerungen | 7 | 19 | 129 | 155 |
| Umrechnungsdifferenzen | 4 | 2 | 6 | |
| Änderungen des Konsolidierungskreises | 434 | 434 | ||
| Übertragung in "als veräußerungsfähig klassifizierte Vermögenswerte" | 46 | 46 | ||
| Sonstige | (32) | (26) | (57) | |
| PER 31. DEZEMBER 2018 | (1.550) | (2.087) | (7.117) | (10.754) |
| BUCHWERT | ||||
| Per 31. Dezember 2017 (1) | 2.255 | 636 | 3.613 | 6.504 |
| PER 31. DEZEMBER 2018 | 2.204 | 632 | 3.883 | 6.718 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2017 sind wegen der Anwendung von IFRS 9 und IFRS 15 neu berechnet (vgl. Anhang 2 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2017").
Nach der Klassifizierung des Anteils der Gruppe an Glow (Stromerzeugung in Thailand) als "zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte" (vgl. Anhang 5.2 " Veräußerungsfähige Vermögenswerte und aufgegebene Geschäftsbereiche") wurde der Buchwert der entsprechenden immateriellen Vermögenswerte am 31. Dezember 2018 in der Bilanz in die "als zur Veräußerung gehalten klassifizierten Vermögenswerte" übertragen.
15.1.1 Immaterielle Rechte aus Konzessionsverträgen
Bilanzierungsstandards
In IFRIC 12 - Dienstleistungskonzessionsvereinbarungen geht es um die Behandlung bestimmter Konzessionsvereinbarungen durch den Konzessionsbetreiber.
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 Betreiber mit der Infrastruktureinrichtung zu erbringen hat, an wen er sie zu erbringen hat und zu welchem Preis, und |
| ― | der Konzessionsgeber kontrolliert bei Ablauf der Vereinbarung eine Restbeteiligung an der Infrastruktureinrichtung. Er wahrt beispielsweise sein Recht, die Infrastruktureinrichtung bei Beendigung der Konzession zurückzunehmen. |
Das Modell des immateriellen Vermögenswertes nach IFRIC 12 §17 gilt, wenn der Betreiber ein Recht (eine Lizenz) hat, bei Nutzern oder dem Konzessionsgeber eine Gebühr zu erheben, die von der Nutzung der öffentlichen Dienstleistung abhängt. Es besteht kein unbedingtes Recht zum Erhalt von Zahlungsmitteln, da die Beträge von der Nutzung der Dienstleistungen durch die Öffentlichkeit abhängig sind.
Infrastruktureinrichtungen aus Konzessionen, die nicht die Anforderungen von IFRIC 12 erfüllen, werden als Sachanlagen dargestellt. Das trifft auf die Infrastruktureinrichtungen zur Verteilung von Gas in Frankreich zu. Die entsprechenden Vermögenswerte werden nach IAS 16 angesetzt, denn GRDF betreibt sein Netz basierend auf langfristigen Konzessionsvereinbarungen, von denen die meisten aufgrund des französischen Gesetzes Nr. 46-628 vom 8. April 1946 zwingend bei Ablauf verlängert werden.
15.1.2 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 50 Jahre abgeschrieben. Gegenwärtig hält die Gruppe Rechte an den Kraftwerken Chooz B und Tricastin in Frankreich und dem virtuellen Kraftwerk (VPP) in Italien.
15.1.3 Sonstiges
Am 31. Dezember 2018 bezieht sich diese Position hauptsächlich auf Software und Lizenzen für 985 Mio. € sowie auf immaterielle Vermögenswerte (Kundenportfolio) für 1.000 Mio. €, die im Ergebnis von Unternehmenszusammenschlüssen und aktivierten Anschaffungskosten für Verträge mit Kunden erworben wurden.
15.2 Information über Forschungs- und Entwicklungskosten
Bilanzierungsstandards
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.
Aktivitäten in Forschung und Entwicklung beziehen sich hauptsächlich auf verschiedene Studien zu technologischer Innovation, effizienteren Anlagen, Sicherheit, Umweltschutz, Dienstleistungsqualität und Nutzung von Energieressourcen.
Die Kosten für Forschung und Entwicklung ohne Kosten für technische Betreuung beliefen sich 2018 auf 182 Mio. €, davon 25 Mio. € als Aufwendungen für unternehmensinterne Projekte in der Erschließungsphase, die die Kriterien für einen Ansatz als immaterieller Vermögenswert nach IAS 38 erfüllen.
ANHANG 16 Sachanlagen
Bilanzierungsstandards
Erstmaliger Ansatz und Folgebewertung
Sachanlagen werden zu Anschaffungskosten, abzüglich etwaiger kumulierter planmäßiger Abschreibung und etwaiger kumulierter Wertminderungsaufwendungen 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 das Unternehmen 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, die aus Finanzierungsleasings erworben wurden, stehen im Konzernabschluss nach IAS 17 mit dem niedrigeren Betrag von Marktwert oder Barwert der entsprechenden Mindestleasingzahlungen. Die entsprechende Schuld ist unter Fremdkapital erfasst. Diese Vermögenswerte werden nach den gleichen Methoden und Nutzungsdauern wie unten dargestellt abgeschrieben.
Fremdkapitalkosten, die direkt dem Bau eines qualifizierenden Vermögenswertes zuzuordnen sind, werden als Teil der Anschaffungskosten dieses Vermögenswerts aktiviert.
Kissengas
In die unterirdischen Speicher injiziertes "Kissen"-Gas ist entscheidend um zu sichern, dass Speicher effizient betrieben werden können. Es ist daher untrennbar von diesen Speichern. Anders als "Arbeits"-Gas, das zu den Vorräten gehört (vgl. Anhang 27.2"Vorräte"), wird Kissengas bei den sonstigen Sachanlagen ausgewiesen.
Planmäßige Abschreibung
Gemäß dem Komponentenansatz wird jede wesentliche Komponente einer Sachanlage mit einer Nutzungsdauer, die sich von der des Hauptvermögenswertes unterscheidet, zum dem sie gehört, separat über ihre eigene Nutzungsdauer abgeschrieben.
Sachanlagen werden zumeist nach der linearen Abschreibungsmethode über die folgende Nutzungsdauer abgeschrieben:
| Nutzungsdauer | ||
|---|---|---|
| Die wichtigsten Abschreibungszeiträume (Jahre) | Minimum | Maximum |
| --- | --- | --- |
| Anlagen und Maschinen | ||
| Lagerung - Produktion - Transport - Verteilung | 5 | 60 * |
| 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, Doel 1 und Doel 2 mit einer um 10 Jahre verlängerten Betriebsdauer.
Die Betriebsausstattung von von der Gruppe betriebenen Wasserkraftwerken wird über die kürzere von Vertragslaufzeit oder Nutzungsdauer der Vermögenswerte abgeschrieben, wobei die Verlängerung der Konzession berücksichtigt wird, sofern eine solche Verlängerung genügend sicher ist.
Wertminderungsrisiko
Siehe Anhang 15 "Immaterielle Vermögenswerte".
Hinweise auf Wertminderung
Vgl. Anhang 14 "Geschäfts- oder Firmenwert".
16.1 Bewegungen bei Sachanlagen
| In Millionen Euro | Grundstücke | Gebäude | Anlagen und Maschinen | Fahrzeuge | Abbruchkosten | Anlagen im Bau |
|---|---|---|---|---|---|---|
| BRUTTOBETRAG | ||||||
| Per 31. Dezember 2016 | 756 | 5.687 | 95.555 | 451 | 3.030 | 6.462 |
| Erwerbe | 7 | 24 | 918 | 39 | 4.015 | |
| Veräußerungen | (10) | (84) | (851) | (40) | (34) | (110) |
| Umrechnungsdifferenzen | (22) | (119) | (2.466) | (11) | (41) | (414) |
| Änderungen des Konsolidierungskreises | 3 | (23) | (1.614) | 3 | (4) | 99 |
| Übertragung in "als veräußerungsfähig klassifizierte Vermögenswerte" | (26) | (67) | (11.698) | (7) | (742) | (1.160) |
| Sonstige | 9 | 98 | 3.702 | 9 | 11 | (4.039) |
| Per 31. Dezember 2017 (1) | 717 | 5.517 | 83.547 | 444 | 2.220 | 4.853 |
| Erwerbe | 9 | 42 | 545 | 51 | 4.593 | |
| Veräußerungen | (17) | (38) | (635) | (40) | (3) | (6) |
| Umrechnungsdifferenzen | (5) | 31 | 114 | 2 | 6 | (53) |
| Änderungen des Konsolidierungskreises | (1) | (3) | (1.678) | (39) | (12) | (59) |
| Übertragung in "als veräußerungsfähig klassifizierte Vermögenswerte" | (19) | (12) | (3.866) | (6) | (1) | (206) |
| Sonstige | (14) | 138 | 3.589 | 6 | 233 | (3.652) |
| PER 31. DEZEMBER 2018 | 671 | 5.676 | 81.615 | 419 | 2.444 | 5.469 |
| KUMULIERTE ABSCHREIBUNG UND WERTMINDERUNG | ||||||
| Per 31. Dezember 2016 | (145) | (2.925) | (48.534) | (337) | (1.324) | (1.195) |
| Planmäßige Abschreibung | (9) | (123) | (2.929) | (40) | (187) | |
| Wertminderung | 2 | (31) | (670) | (1) | 2 | (19) |
| Veräußerungen | 1 | 68 | 692 | 36 | 46 | 96 |
| Umrechnungsdifferenzen | 6 | 16 | 1.226 | 10 | 24 | 59 |
| Änderungen des Konsolidierungskreises | 1 | 18 | 825 | (1) | 2 | 26 |
| Übertragung in "als veräußerungsfähig klassifizierte Vermögenswerte" | 15 | 35 | 7.785 | 5 | 518 | 208 |
| Sonstige | 7 | (388) | (2) | (9) | 625 | |
| Per 31. Dezember 2017 (1) | (129) | (2.937) | (41.992) | (330) | (929) | (199) |
| Planmäßige Abschreibung | (8) | (119) | (2.600) | (42) | (189) | |
| Wertminderung | (1) | (82) | (1.006) | (1) | (250) | (219) |
| Veräußerungen | 23 | 551 | 37 | 1 | ||
| Umrechnungsdifferenzen | 4 | (5) | (108) | (2) | (4) | 4 |
| Änderungen des Konsolidierungskreises | 2 | 1 | 1.277 | 43 | 12 | 21 |
| Übertragung in "als veräußerungsfähig klassifizierte Vermögenswerte" | 5 | 1.552 | 5 | 2 | ||
| Sonstige | 2 | (60) | 56 | (1) | (58) | 24 |
| PER 31. DEZEMBER 2018 | (130) | (3.175) | (42.270) | (290) | (1.418) | (367) |
| BUCHWERT | ||||||
| Per 31. Dezember 2017 (1) | 588 | 2.579 | 41.554 | 115 | 1.291 | 4.653 |
| PER 31. DEZEMBER 2018 | 541 | 2.501 | 39.345 | 129 | 1.026 | 5.102 |
| In Millionen Euro | Sonstige | Summe |
|---|---|---|
| BRUTTOBETRAG | ||
| Per 31. Dezember 2016 | 1.174 | 113.115 |
| Erwerbe | 58 | 5.062 |
| Veräußerungen | (208) | (1.337) |
| Umrechnungsdifferenzen | (16) | (3.090) |
| Änderungen des Konsolidierungskreises | (1.535) | |
| Übertragung in "als veräußerungsfähig klassifizierte Vermögenswerte" | (14) | (13.714) |
| Sonstige | 11 | (197) |
| Per 31. Dezember 2017 (1) | 1.005 | 98.303 |
| Erwerbe | 61 | 5.302 |
| Veräußerungen | (59) | (797) |
| Umrechnungsdifferenzen | 8 | 103 |
| Änderungen des Konsolidierungskreises | (4) | (1.797) |
| Übertragung in "als veräußerungsfähig klassifizierte Vermögenswerte" | (29) | (4.138) |
| Sonstige | 34 | 334 |
| PER 31. DEZEMBER 2018 | 1.015 | 97.309 |
| KUMULIERTE ABSCHREIBUNG UND WERTMINDERUNG | ||
| Per 31. Dezember 2016 | (878) | (55.337) |
| Planmäßige Abschreibung | (96) | (3.384) |
| Wertminderung | (2) | (719) |
| Veräußerungen | 202 | 1.140 |
| Umrechnungsdifferenzen | 10 | 1.352 |
| Änderungen des Konsolidierungskreises | 1 | 871 |
| Übertragung in "als veräußerungsfähig klassifizierte Vermögenswerte" | 11 | 8.577 |
| Sonstige | 26 | 258 |
| Per 31. Dezember 2017 (1) | (725) | (47.241) |
| Planmäßige Abschreibung | (90) | (3.048) |
| Wertminderung | (3) | (1.561) |
| Veräußerungen | 53 | 665 |
| Umrechnungsdifferenzen | (6) | (119) |
| Änderungen des Konsolidierungskreises | 7 | 1.363 |
| Übertragung in "als veräußerungsfähig klassifizierte Vermögenswerte" | 23 | 1.588 |
| Sonstige | (2) | (39) |
| PER 31. DEZEMBER 2018 | (742) | (48.391) |
| BUCHWERT | ||
| Per 31. Dezember 2017 (1) | 280 | 51.062 |
| PER 31. DEZEMBER 2018 | 273 | 48.917 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2017 sind wegen der Anwendung von IFRS 9 und IFRS 15 neu berechnet (vgl. Anhang 2 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2017").
2018 resultiert der Nettorückgang bei den "Sachanlagen" aus:
| ― | der Klassifizierung der Beteiligung der Gruppe an Glow (Stromerzeugung in Thailand) und der von der Langa Gruppe betriebenen Windparks in Frankreich und Solarparks in Mexiko als "zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte" (vgl. Anhang 5.2 "Veräußerungsfähige Vermögenswerte und aufgegebene Geschäftsbereiche") für negative 2.550 Mio. €. Der Buchwert dieser Sachanlagen wurde am 31. Dezember 2018 in der Bilanz in die "als veräußerungsfähig klassifizierten Vermögenswerte" übertragen; |
| ― | einer Abschreibung von insgesamt negativen 3.048 Mio. €; |
| ― | Wertminderungsaufwendungen von 1.561 Mio. €, die sich hauptsächlich auf thermische Stromerzeugungsanlagen in Europa (1.268 Mio. €) und Lateinamerika (71 Mio. €) und Gasinfrastrukturstandorte in Frankreich (87 Mio. €) beziehen; |
| ― | Änderungen des Konsolidierungskreises für negative 434 Mio. €, die zumeist aus DBSO (1) -Geschäften mit Wind- und Solarparks in Frankreich (Negativwirkung 411 Mio. €), Gasverteilungsgeschäften in Ungarn (Negativwirkung 155 Mio. €) und LNG-Geschäften (Negativwirkung 110 Mio. €) resultieren, etwas gemindert durch den Erwerb der Langa Gruppe in Frankreich (206 Mio. €); |
| ― | Dem standen teilweise Instandhaltungs- und Erschließungsinvestitionen für insgesamt 5.302 Mio. € gegenüber, meist im Zusammenhang mit dem Bau von Anlagen und der Entwicklung von Wind- und Solarparks in Lateinamerika und Frankreich und dem Ausbau von Transport- und Verteilnetzen im Segment Infrastructures Europe. |
2017 war der Nettozuwachs bei den "Sachanlagen" vor allem das Ergebnis von:
| ― | der Übertragung des Sachanlagenbuchwerts der Loy-Yang-B-Anlagen, die sich per 31. Dezember 2017 in der Verkaufsabwicklung befanden, und der Explorations- und Fördergeschäfte aus aufgegebenen Geschäftsbereichen für einen negativen Gesamtbetrag von 5.137 Mio. € in die "veräußerungsfähigen Vermögenswerte"; |
| ― | Instandhaltungs- und Erschließungsinvestitionen für insgesamt 5.062 Mio. €, meist im Zusammenhang mit dem Bau von Anlagen und der Entwicklung von Wind- und Solarparks in Lateinamerika und Frankreich und dem Ausbau von Transport- und Verteilnetzen im Segment Infrastructures Europe; |
(1) Develop, Build, Share and Operate - erschließen, bauen, gemeinsam nutzen, betreiben
| ― | einer Abschreibung von insgesamt negativen 3.384 Mio. €; |
| ― | negativen Nettowährungsumrechnungen von 1.738 Mio. €, die hauptsächlich den US-Dollar (Negativwirkung von 963 Mio. €) und den brasilianischen Real (Negativwirkung von 439 Mio. € betrafen; |
| ― | Wertminderungen von 719 Mio. € vor allem bei thermischen Kraftwerken (510 Mio. €) und Gasspeicherstätten in Deutschland (156 Mio. €); |
| ― | Änderungen des Konsolidierungskreises mit negativen 664 Mio. € vor allem durch DBSO-Geschäfte mit Wind- und Solarparks in Frankreich (Negativwirkung von 277 Mio. €) und die Veräußerung von Stromerzeugungsanlagen in Großbritannien (Negativwirkung von 186 Mio. €). |
16.2 Als Sicherheit gestellte und mit Hypotheken belastete Vermögenswerte
Sachanlagenpositionen, die die Gruppe als Bürgschaft für Fremdkapital und Schulden verpfändet hat, beliefen sich per 31. Dezember 2018 auf 1.298 Mio. € gegenüber 2.185 Mio. € per 31. Dezember 2017.
Dieser Rückgang steht hauptsächlich im Zusammenhang mit der Klassifizierung der Glow-Anlagen in Thailand als "zum Verkauf gehaltene Vermögenswerte". Die besicherten Schulden dagegen wurden als "zum Verkauf gehaltene Verbindlichkeiten" klassifiziert (vgl. Anhang 5.2).
16.3 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 2018 auf 1.415 Mio. € gegenüber 1.988 Mio. € am 31. Dezember 2017.
16.4 Weitere Angaben
Die Fremdkapitalkosten, die 2018 in den Sachanlagenkosten enthalten waren, beliefen sich per 31. Dezember 2018 auf 134 Mio. € und per 31. Dezember 2017 auf 104 Mio. €.
ANHANG 17 Finanzinstrumente
17.1 Finanzielle Vermögenswerte
Bilanzierungsstandards
Den Grundsätzen von IFRS 9 - Finanzinstrumente folgend, werden finanzielle Vermögenswerte ausgehend von den folgenden beiden Kriterien entweder zu fortgeführten Anschaffungskosten, zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im Eigenkapital oder zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen in der Gewinn- und Verlustrechnung angesetzt und bewertet:
| ― | ein erstes Kriterium bezieht sich auf die Merkmale der vertraglichen Zahlungsströme des finanziellen Vermögenswertes. Die Analyse der Merkmale der vertraglichen Zahlungsströme hilft festzulegen, ob diese Zahlungsströme "einzig Rückzahlungen des Nominalwerts und der Zinsen auf die noch nicht zurückgezahlten Beträge sind" (der sogenannte SPPI-Test - Solely Payment of Principal and Interest - ausschließlich Tilgungs- und Zinszahlungen auf den ausstehenden Kapitalbetrag); |
| ― | ein zweites Kriterium betrifft das Geschäftsmodell, mit dem die Gruppe ihre finanziellen Vermögenswerte verwaltet. IFRS 9 definiert drei verschiedene Geschäftsmodelle. Ein erstes Geschäftsmodell mit dem Ziel, die finanziellen Vermögenswerte zu halten, um so die vertraglichen Zahlungsströme zu vereinnahmen (halten und vereinnahmen), ein zweites Modell mit dem Ziel, die vertraglichen Zahlungsströme zu vereinnahmen und die finanziellen Vermögenswerte zu verkaufen (halten und verkaufen), und weitere Geschäftsmodelle. |
Die Identifizierung des Geschäftsmodells und die Analyse der Merkmale der vertraglichen Zahlungsströme verlangen Ermessensentscheidungen, die sichern, dass die finanziellen Vermögenswerte in die richtige Kategorie eingestuft werden.
Ist der finanzielle Vermögenswert eine Investition in ein Eigenkapitalinstrument und wird nicht für den Handel gehalten, kann die Gruppe unwiderruflich wählen, die Gewinne und Verluste aus dieser Investition im sonstigen Gesamtergebnis darzustellen.
Abgesehen von Forderungen aus Lieferungen und Leistungen, die gemäß IFRS 15 zu ihrem Transaktionspreis bewertet werden, werden finanzielle Vermögenswerte beim Erstansatz mit ihrem beizulegenden Zeitwert erfasst, zuzüglich, falls ein finanzieller Vermögenswert nicht mit Erfassung der Wertänderungen in der Gewinn- und Verlustrechnung bewertet wird, der Transaktionskosten, die direkt seinem Erwerb zuzuordnen sind.
In jeder Berichtsperiode unterliegen finanzielle Vermögenswerte, die nach der Methode der fortgeführten Anschaffungskosten oder des beizulegenden Zeitwerts mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis (mit einem Umgliederungsmechanismus) bewertet werden, einem Werthaltigkeitstest, der auf der Methode der erwarteten Kreditausfälle basiert.
Zu finanziellen Vermögenswerten gehören auch Derivate, die nach IFRS 9 zum beizulegenden Zeitwert bewertet werden.
Nach IAS 1 stellt die Gruppe kurzfristige und langfristige Vermögenswerte und kurzfristige und langfristige Verbindlichkeiten in der Bilanz separat dar. Im Hinblick auf die Hauptgeschäftstätigkeiten der Gruppe wurde entschieden, dass das anzuwendende Kriterium für die Klassifizierung von Vermögenswerten die erwartete Dauer bis zur Realisierung des Vermögenswerts oder zur Begleichung der Verbindlichkeit ist: Der Vermögenswert wird als kurzfristig klassifiziert, wenn dieser Zeitraum höchstens 12 Monate nach der Berichtsperiode beträgt, und als langfristig, wenn er 12 Monate überschreitet.
Die folgende Tabelle zeigt die unterschiedlichen Kategorien finanzieller Vermögenswerte der Gruppe, untergliedert in kurzfristige und langfristige Posten:
| 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 (1) | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| In Millionen Euro | Anhänge | Langfristig | Kurzfristig | Summe | Langfristig | Kurzfristig |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Sonstige finanzielle Vermögenswerte | 17.1 | 6.193 | 2.290 | 8.483 | 5.586 | 2.010 |
| Eigenkapitalinstrumente zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis | 742 | 742 | 733 | |||
| Eigenkapitalinstrumente, erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert | 365 | 365 | 393 | |||
| Schuldinstrumente zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis | 1.108 | 840 | 1.947 | 844 | 942 | |
| Schuldinstrumente, erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert | 600 | 233 | 832 | 647 | 210 | |
| Kredite und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten | 3.378 | 1.218 | 4.596 | 2.968 | 858 | |
| Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen | .2 8 . | 15.613 | 15.613 | 13.127 | ||
| Aktiva aus Verträgen mit Kunden | 8.2 | 7.411 | 7.411 | 6.930 | ||
| Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalent | 17.1 | 8.700 | 8.700 | 8.929 | ||
| Derivate | 17.4 | 2.693 | 10.679 | 13.372 | 2.949 | 7.378 |
| SUMME | 8.886 | 44.692 | 53.578 | 8.535 | 38.374 |
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2017(1) Summe |
|---|---|
| Sonstige finanzielle Vermögenswerte | 7.596 |
| Eigenkapitalinstrumente zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis | 733 |
| Eigenkapitalinstrumente, erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert | 393 |
| Schuldinstrumente zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis | 1.786 |
| Schuldinstrumente, erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert | 857 |
| Kredite und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten | 3.826 |
| Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen | 13.127 |
| Aktiva aus Verträgen mit Kunden | 6.930 |
| Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalent | 8.929 |
| Derivate | 10.326 |
| SUMME | 46.908 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2017 sind wegen der Anwendung von IFRS 9 und IFRS 15 neu berechnet (vgl. Anhang 2 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2017").
17 1.1 Sonstige finanzielle Vermögenswerte
17.1.1.1 Eigenkapitalinstrumente zum beizulegenden Zeitwert
Bilanzierungsstandards
Eigenkapitalinstrumente zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis (OCI)
Nach IFRS 9 besteht eine unwiderrufliche Wahlmöglichkeit, im sonstigen Gesamtergebnis spätere Änderungen des beizulegenden Zeitwerts einer Investition in ein Eigenkapitalinstrument darzustellen, das nicht zum Handel gehalten wird. Diese Entscheidung wird im Einzelfall für jedes Instrument getroffen. Beträge, die im sonstigen Gesamtergebnis dargestellt werden, dürfen nicht in die Gewinne oder Verluste übertragen werden, das gilt auch für Veräußerungserlöse. Doch gestattet IFRS 9 die Übertragung akkumulierter Gewinne und Verluste in eine andere Komponente des Eigenkapitals. Dividenden aus solchen Investitionen werden bei Gewinn oder Verlust erfasst, sofern die Dividende nicht eindeutig die Wiedererlangung eines Teils der Investitionskosten darstellt.
Die in dieser Position der Zeile erfassten Eigenkapitalinstrumente betreffen zumeist Investitionen in Unternehmen, die die Gruppe nicht beherrscht und für die aufgrund ihrer strategischen und langfristigen Natur die OCI-Bewertung gewählt wurde.
Beim Erstansatz werden diese Eigenkapitalinstrumente zum beizulegenden Zeitwert erfasst, der allgemein ihren Erwerbskosten entspricht, zuzüglich Transaktionskosten.
Am Ende jeder Berichtsperiode wird der beizulegende Zeitwert börsennotierter Wertpapiere nach der Marktpreisnotierung am Bilanzstichtag ermittelt. Bei nicht börsennotierten Wertpapieren wird der beizulegende Zeitwert mit Evaluierungsmodellen bewertet, die primär auf den letzten Markttransaktionen, der Abzinsung von Dividenden oder auf den Zahlungsströmen und dem Nettovermögenswert basieren.
Eigenkapitalinstrumente zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen in der Gewinn- und Verlustrechnung
Zum Handel gehaltene Eigenkapitalinstrumente oder solche, für die die Gruppe nicht die Bewertung zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis gewählt hat, werden zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen in der Gewinn- und Verlustrechnung bewertet.
In dieser Kategorie finden sich hauptsächlich Investitionen in Unternehmen, die die Gruppe nicht kontrolliert.
Beim Erstansatz werden diese Eigenkapitalinstrumente zum beizulegenden Zeitwert erfasst. Das sind im Allgemeinen ihre Erwerbskosten.
Am Ende jeder Berichtsperiode ist für die börsennotierten und nicht an der Börse notierten Wertpapiere dieselbe Bewertungsmethode wie oben beschrieben anzuwenden.
| In Millionen Euro | Eigenkapitalinstrumente zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis | Eigenkapitalinstrumente, erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet | Summe |
|---|---|---|---|
| Per 31. Dezember 2017 (1) | 733 | 393 | 1.127 |
| Zunahme | 50 | 170 | 220 |
| Rückgang | (62) | (118) | (179) |
| Änderungen des beizulegenden Zeitwerts | 35 | (46) | (10) |
| Änderungen des Konsolidierungskreises, Währungsumrechnung und sonstige | (15) | (34) | (50) |
| PER 31. DEZEMBER 2018 | 742 | 365 | 1.107 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2017 sind wegen der Anwendung von IFRS 9 und IFRS 15 neu berechnet (vgl. Anhang 2 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2017")
Eigenkapitalinstrumente beliefen sich am 31. Dezember 2018 auf 1.107 Mio. €, davon 62 Mio. € in börsennotierten Wertpapieren im Zusammenhang mit Eigenkapitalinstrumenten, die zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis bewertet wurden.
Am 31. Dezember 2018 lag der Nettobuchwert von Eigenkapitalinstrumenten, die zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis bewertet werden, bei 742 Mio. €. Dieser Betrag beinhaltet vor allem 478 Mio. € in von der Gruppe gehaltenen Aktien als Minderheitsbeteiligung an der Nord Stream AG.
2018 erhielt die Gruppe Dividenden in Höhe von 55 Mio. €, davon 38 Mio. € von Eigenkapitalinstrumenten, die zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis bewertet sind (davon 1 Mio. € für 2018 verkaufte Aktien) und 15 Mio. € von Eigenkapitalinstrumenten, die erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet sind (davon 3 Mio. € für 2018 verkaufte Aktien).
17.1.1.2 Schuldinstrumente, bewertet zum beizulegenden Zeitwert
Bilanzierungsstandards
Schuldinstrumente zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis
Finanzielle Vermögenswerte, die in einem Geschäftsmodell gehalten werden, dessen Ziel sowohl das Vereinnahmen von vertraglichen Zahlungsströmen als auch das Verkaufen finanzieller Vermögenswerte ist und das aufgrund der Vertragsdauer an bestimmten Terminen Anspruch auf Zahlungsströme bedingt, bei denen es sich einzig um Rückzahlungen des Nominalwerts und der Zinsen auf den noch offenen Betrag handelt (SPPI), werden zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Änderungen im OCI bewertet (mit einem Umgliederungsmechanismus). Dazu gehören eine Bewertung mit Erfassung der Wertänderungen in der Gewinn- und Verlustrechnung für die Zinsen (zu fortgeführten Anschaffungskosten mit der Effektivzinssatzmethode), Abschreibungen und Gewinne und Verluste aus Wechselkursen und mit Erfassung der Änderungen im OCI (mit einem Umgliederungsmechanismus) für sonstige Gewinne oder Verluste.
In diese Kategorie gehören vor allem Anleihen und finanzielle Einlagen (Einlagen mit steigendem Staffelzins).
Gewinne und Verluste aus dem beizulegenden Zeitwert dieser Instrumente werden im sonstigen Gesamtergebnis angesetzt, mit Ausnahme folgender Posten, die in der Gewinn- und Verlustrechnung stehen:
| ― | Zinsertrag mit Hilfe der Effektivzinssatzmethode; |
| ― | erwartete Kreditausfälle und Aufholungen; |
| ― | Umrechnungsgewinne und -verluste. |
Mit dem Ausbuchen des finanziellen Vermögenswertes wird der kumulierte Gewinn oder Verlust, der vorher im sonstigen Gesamtergebnis angesetzt war, vom Eigenkapital in die Gewinn- und Verlustrechnung reklassifiziert.
Schuldinstrumente zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen in der Gewinn- und Verlustrechnung
Finanzielle Vermögenswerte, deren vertragliche Zahlungsströme nicht einzig Rückzahlungen des Nominalwerts und der Zinsen auf den noch offenen Betrag sind (SPPI), oder die im Hinblick auf "sonstige" Geschäftsmodelle gehalten werden, werden zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen in der Gewinn- und Verlustrechnung bewertet.
Das trifft auf die Investitionen der Gruppe in UCITS zu. Nach IAS 32 - Finanzinstrumente: Darstellung gelten sie als Schuldinstrumente, da der Emittent verpflichtet ist, Anteile auf einfaches Verlangen des Inhabers einzulösen. Sie werden zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen in der Gewinn- und Verlustrechnung bewertet, weil die Merkmale der vertraglichen Zahlungsströme nicht dem SPPI-Test genügen.
| In Millionen Euro | Schuldinstrumente zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis | Schuldinstrumente, erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet | Liquide Schuldinstrumente, die für Bareinlagen gehalten werden, zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis bewertet | Liquide Schuldinstrumente, die für Bareinlagen gehalten werden, erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet | Summe |
|---|---|---|---|---|---|
| Per 31. Dezember 2017 (1) | 884 | 621 | 902 | 236 | 2.643 |
| Zunahme | 139 | (73) | 170 | 65 | 300 |
| Rückgang | (9) | (2) | (145) | (156) | |
| Änderungen des beizulegenden Zeitwerts | 33 | (23) | 3 | 14 | |
| Änderungen des Konsolidierungskreises, Währungsumrechnung und sonstige | (22) | 3 | (5) | 3 | (22) |
| PER 31. DEZEMBER 2018 | 1.025 | 525 | 922 | 307 | 2.779 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2017 sind wegen der Anwendung von IFRS 9 und IFRS 15 neu berechnet (vgl. Anhang 2 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2017").
Am 31. Dezember 2018 beliefen sich die zum beizulegenden Zeitwert bewerteten Schuldinstrumente auf 2.779 Mio. €, davon 1.947 Mio. € zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis und 832 Mio. € Schuldinstrumente, die erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet waren (31. Dezember 2017: 1.786 Mio. € bzw. 857 Mio. €).
Am 31. Dezember 2018 enthalten Schuldinstrumente zum beizulegenden Zeitwert von Synatom gehaltene Anleihen und Geldmarktfonds in Höhe von 1.492 Mio. € und liquide Instrumente, die von der Bruttoschuld abgezogen wurden, in Höhe von 1.229 Mio. € (am 31. Dezember 2017: 1.441 Mio. € bzw. 1.138 Mio. €).
17.1.1.3 Kredite und Forderungen, zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet
Bilanzierungsstandards
Kredite und Forderungen, die die Gruppe nach einem Geschäftsmodell hält, wonach das Instrument dem Vereinnahmen der vertraglichen Zahlungsströme dient und dessen vertragliche Zahlungsströme einzig eine Rückzahlung des Nominalwerts und der Zinsen auf den noch offenen Betrag sind (SPPI-Test), werden zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet. Die Zinsen werden mit der Effektivzinssatzmethode berechnet.
Folgende Posten werden in der Gewinn- und Verlustrechnung erfasst:
| ― | Zinsertrag mit Hilfe der Effektivzinssatzmethode; |
| ― | erwartete Kreditausfälle und Aufholungen; |
| ― | Umrechnungsgewinne und -verluste. |
In dieser Position werden Sicherheitsleistungen für Leasingverhältnisse dargestellt und mit ihrem Nominalwert erfasst.
| 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 (1) | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| In Millionen Euro | Langfristig | Kurzfristig | Summe | Langfristig | Kurzfristig | Summe |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Konzerngesellschaften gewährte Kredite | 1.498 | 121 | 1.619 | 990 | 97 | 1.087 |
| Sonstige Forderungen, zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet | 675 | 241 | 916 | 672 | 107 | 779 |
| Forderungsbeträge aus Konzessionsverträgen | 544 | 68 | 612 | 571 | 82 | 653 |
| Forderungsbeträge aus Finanzierungsleasings | 661 | 89 | 750 | 735 | 72 | 807 |
| Margenausgleich bei Derivaten, die Fremdkapital absichern - Vermögenswerte | 699 | 699 | 500 | 500 | ||
| SUMME | 3.378 | 1.218 | 4.596 | 2.968 | 858 | 3.826 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2017 sind wegen der Anwendung von IFRS 9 und IFRS 15 neu berechnet (vgl. Anhang 2 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2017").
Der Anstieg bei "Krediten und Forderungen, zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet" beinhaltet 2018 ein Neptune Energy gewährtes Darlehen von 247 Mio. € als Teil des Verkaufs des Explorations- und Fördergeschäfts. Zu dem Posten gehört auch die Finanzierung des Pipeline-Projekts Nord Stream 2 mit einem Nominalbetrag von 298 Mio. € (ohne kapitalisierte Zinsen und erwartete Kreditausfälle).
Die folgende Tabelle zeigt Wertminderungen und erwartete Kreditausfälle für Kredite und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten:
| 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 (1) | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| In Millionen Euro | Brutto | Fortgeführte Anschaffungskosten | Wertminderung und erwartete Kreditausfälle (2) | Netto | Brutto | Fortgeführte Anschaffungskosten |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Konzerngesellschaften gewährte Kredite | 1.808 | 86 | (275) | 1.619 | 1.293 | 19 |
| Sonstige Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten | 924 | 1 | (10) | 916 | 789 | |
| Forderungsbeträge aus Konzessionsverträgen Verträge | 614 | (1) | 612 | 655 | ||
| Forderungsbeträge aus Finanzierungsleasings | 783 | 1 | (34) | 750 | 839 | 1 |
| Margenausgleich bei Derivaten, die Fremdkapital absichern - Vermögenswerte | 699 | 699 | 500 | |||
| SUMME | 4.827 | 88 | (319) | 4.596 | 4.076 | 21 |
| 31. Dez. 2017 (1) | ||
|---|---|---|
| In Millionen Euro | Wertminderung und erwartete Kreditausfälle (2) | Netto |
| --- | --- | --- |
| Konzerngesellschaften gewährte Kredite | (225) | 1.087 |
| Sonstige Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten | (10) | 779 |
| Forderungsbeträge aus Konzessionsverträgen Verträge | (2) | 653 |
| Forderungsbeträge aus Finanzierungsleasings | (33) | 807 |
| Margenausgleich bei Derivaten, die Fremdkapital absichern - Vermögenswerte | 500 | |
| SUMME | (270) | 3.826 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2017 sind wegen der Anwendung von IFRS 9 und IFRS 15 neu berechnet (vgl. Anhang 2 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2017").
(2) einschließlich Wertminderung der Forderungen an den argentinischen Staat, die SUEZ zuzuordnen sind (vgl. Anhang 28.1.1 "Konzessionen in Buenos Aires und Santa Fe").
Angaben zur Überfälligkeit von Forderungen und zum Gegenparteirisiko bei Krediten und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten werden in Anhang 18.2 "Gegenparteirisiko" gemacht.
Nettogewinne und -Verluste, die in der Gewinn- und Verlustrechnung für Kredite und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten ausgewiesen sind, gliedern sich wie folgt:
| Bewertung nach Erwerbung | |||
|---|---|---|---|
| In Millionen Euro | Zinsertrag | Umrechnung der Fremdwährung | Erwarteter Kreditausfall |
| --- | --- | --- | --- |
| Per 31. Dezember 2018 | 263 | (21) | (41) |
| Per 31. Dezember 2017 (1) | 248 | (13) | (8) |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2017 wurden wegen der Anwendung von IFRS 9 und IFRS 15 und der Einstufung des Upstream-Liquefied-Natural-Gas(LNG)-Geschäfts von ENGIE, das im Juli 2018 verkauft wurde, als "Aufgegebene Geschäftsbereiche" neu berechnet (vgl. Anhang 2 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2017").
Am 31. Dezember 2018 und am 31. Dezember 2017 wurden keine erwarteten Kreditausfälle bei Krediten und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten erfasst.
17.1.2 Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen, Aktiva aus Verträgen mit Kunden
Angaben zu Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstigen Forderungen und zu Aktiva aus Verträgen mit Kunden sind in Anhang 8.2 zu finden.
17.1.3 Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente
Bilanzierungsstandards
In diese Positionen fallen Zahlungsmitteläquivalente ebenso wie kurzfristige Investitionen, die jederzeit in bestimmte Zahlungsmittelbeträge umgewandelt werden können und bei denen Wertschwankungsrisiken nach den Maßstäben in IAS 7 als vernachlässigbar gelten. Kontokorrentkredite werden in die Berechnung der Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente nicht aufgenommen und unter "Kurzfristiges Fremdkapital" verbucht.
Nach dem in IFRS 9 dargestellten Modell der erwarteten Kreditausfälle werden Posten mit Zahlungsmitteln und Zahlungsmitteläquivalenten Werthaltigkeitstests unterzogen.
Per 31. Dezember 2018 beliefen sich die Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente auf 8.700 Mio. € (am 31. Dezember 2017: 8.929 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).
Am 31. Dezember 2018 enthielt dieser Betrag auch 121 Mio. € an Zahlungsmitteln und Zahlungsmitteläquivalenten, die Beschränkungen unterlagen (per 31. Dezember 2017 waren es 141 Mio. €). Verfügungsbeschränkte Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente umfassen hauptsächlich 62 Mio. € an Zahlungsmitteläquivalenten, die bereitgestellt wurden, um die Rückzahlung von Fremdkapital und Schulden als Teil von Projektfinanzierungsvereinbarungen mit bestimmten Tochtergesellschaften abzudecken.
Die Gewinne aus "Zahlungsmitteln und Zahlungsmitteläquivalenten" beliefen sich per 31. Dezember 2018 auf 73 Mio. €, gegenüber 104 Mio. € am 31. Dezember 2017.
17.1.4 Finanzielle Vermögenswerte, die bereitgestellt werden, um die künftigen Kosten für den Abbruch von kerntechnischen Anlagen und die Verwaltung von spaltbarem radioaktivem Material zu decken
Wie in Anhang 20.2 "Verbindlichkeiten für den Abbruch von kerntechnischen Anlagen" angegeben, übertrug das belgische Gesetz vom 11. April 2003 in seiner Fassung vom 25. April 2007 Synatom, einer 100%igen Tochtergesellschaft der Gruppe, die Verantwortung für das Management und die Investition von Geldern, die sie von Betreibern von Kernkraftwerken in Belgien erhält, um die Kosten für die Demontage von Kernkraftwerken und für die Verwaltung von spaltbarem radioaktivem Material zu decken.
Nach diesem Gesetz kann Synatom Betreibern von Kernkraftwerken für bis zu 75% dieser Gelder Kredite gewähren, vorausgesetzt, sie erfüllen bestimmte finanzielle Kriterien - insbesondere hinsichtlich der Bonität. Mittel, die nicht als Kredite an Betreiber vergeben werden können, gehen entweder als Kredite an Unternehmen, die die gesetzlich vorgeschriebenen Bonitätskriterien erfüllen, oder sie werden in finanzielle Vermögenswerte wie Anleihen und Geldmarktfonds investiert.
Kredite an konzernfremde Unternehmen und sonstige Barkapitaleinlagen sind der folgenden Tabelle zu entnehmen:
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 (1) |
|---|---|---|
| Kredite an Dritte | 512 | 516 |
| Kredit an Eso/Elia | 454 | 454 |
| Kredit an Ores Assets | 40 | 41 |
| Kredit an Sibelga | 18 | 22 |
| Sonstige Kredite und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten | 163 | 23 |
| Schuldinstrumente - verfügungsbeschränkte Zahlungsmittel | 163 | 23 |
| Eigenkapital- und Schuldinstrumente zum beizulegenden Zeitwert | 1.539 | 1.483 |
| Eigenkapitalinstrumente zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis | 47 | 41 |
| Schuldinstrumente zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis | 1.025 | 861 |
| Schuldinstrumente, erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet | 467 | 580 |
| SUMME | 2.214 | 2.022 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2017 sind wegen der Anwendung von IFRS 9 und IFRS 15 neu berechnet (vgl. Anhang 2 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2017").
Kredite an konzernfremde Unternehmen und verfügungsbeschränkte Zahlungsmittel, die von Geldmarktfonds gehalten werden, stehen in der Bilanz unter "Kredite und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten". Von Synatom gehaltene Anleihen und Geldmarktfonds sind als "Eigenkapitalinstrumente zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis", "Schuldinstrumente zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis" oder "erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert erfasste Schuldinstrumente" ausgewiesen (vgl. Anhang 17.1 "Finanzielle Vermögenswerte").
17.1.5 Übertragung finanzieller Vermögenswerte
Per 31. Dezember 2018 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.
2018 veräußerte die Gruppe finanzielle Vermögenswerte ohne Rückgriffsrecht als Teil von Transaktionen, die zur vollständigen Ausbuchung führten, in Höhe eines offenen Betrags von 872 Mio. € am 31. Dezember 2018.
17.1.6 Als Sicherheit für Finanzschulden verpfändete finanzielle Vermögenswerte und Eigenkapitalinstrumente
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 |
|---|---|---|
| Als Sicherheit gestellte finanzielle Vermögenswerte und Eigenkapitalinstrumente | 3.447 | 3.602 |
Dieser Posten enthält hauptsächlich den Buchwert von als Sicherheit für Fremdkapital und Schulden gestellten Eigenkapitalinstrumenten.
17.2 Finanzielle Verbindlichkeiten
Bilanzierungsstandards
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. 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 fortgeführten Anschaffungskosten nach dem Effektivzinssatzverfahren, während das Derivat zum beizulegenden Zeitwert bewertet wird, wobei Änderungen des beizulegenden Zeitwerts in der Gewinn- und Verlustrechnung erfasst werden.
Finanzielle Verbindlichkeiten werden ausgewiesen entweder:
| ― | als "Verbindlichkeiten zu fortgeführten Anschaffungskosten" bei Fremdkapital, Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und anderen Kreditoren und sonstigen finanziellen Verbindlichkeiten; |
| ― | oder als "zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Verbindlichkeiten mit Erfassung der Wertänderungen in der Gewinn- und Verlustrechnung" bei derivativen Finanzinstrumenten und derart designierten finanziellen Verbindlichkeiten. |
Die folgende Tabelle stellt die verschiedenen finanziellen Verbindlichkeiten der Gruppe am 31. Dezember 2018 dar, aufgegliedert in kurzfristige und langfristige Posten:
| 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 (1) | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| In Millionen Euro | Anhänge | Langfristig | Kurzfristig | Summe | Langfristig | Kurzfristig |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Fremdkapital und Schulden | 17,2 | 26.434 | 5.745 | 32.178 | 25.292 | 8.175 |
| Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten | 17,2 | 19.759 | 19.759 | 16.404 | ||
| Passiva aus Verträgen mit Kunden | 8,2 | 36 | 3.598 | 3.634 | 258 | 3.317 |
| Derivate | 17,4 | 2.785 | 11.510 | 14.295 | 2.980 | 8.720 |
| Sonstige finanzielle Verbindlichkeiten | 17,2 | 46 | 46 | 32 | ||
| SUMME | 29.301 | 40.612 | 69.913 | 28.562 | 36.617 |
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2017(1) Summe |
|---|---|
| Fremdkapital und Schulden | 33.467 |
| Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten | 16.404 |
| Passiva aus Verträgen mit Kunden | 3.575 |
| Derivate | 11.700 |
| Sonstige finanzielle Verbindlichkeiten | 32 |
| SUMME | 65.179 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2017 sind wegen der Anwendung von IFRS 9 und IFRS 15 neu berechnet (vgl. Anhang 2 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2017").
17.2.1 Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 (1) |
|---|---|---|
| Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen | 19.192 | 15.983 |
| Verbindlichkeit aus Anlagevermögen | 568 | 422 |
| SUMME | 19.759 | 16.404 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2017 sind wegen der Anwendung von IFRS 9 und IFRS 15 neu berechnet (vgl. Anhang 2 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2017").
Der Buchwert dieser finanziellen Verbindlichkeiten stellt eine angemessene Schätzung ihres beizulegenden Zeitwerts dar.
17.2.2 Passiva aus Verträgen mit Kunden
Angaben zu Verbindlichkeiten aus Verträgen mit Kunden sind in Anhang 8.2 zu finden.
17.2.3 Fremdkapital und Schulden
| 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 (1) | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| In Millionen Euro | Langfristig | Kurzfristig | Summe | Langfristig | Kurzfristig | Summe |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Anleiheemissionen | 21.444 | 1.202 | 22.645 | 20.062 | 2.175 | 22.237 |
| Bankdarlehen | 4.272 | 349 | 4.620 | 4.231 | 928 | 5.159 |
| Begebbare Commercial Paper | 2.894 | 2.894 | 3.889 | 3.889 | ||
| Ziehungen von Kreditfazilitäten | 33 | 33 | 66 | 26 | 21 | 47 |
| Verbindlichkeiten aus Finanzierungsleasings | 262 | 118 | 380 | 330 | 152 | 483 |
| Sonstiges Fremdkapital | 74 | 51 | 125 | 65 | 56 | 121 |
| SUMME FREMDKAPITAL | 26.084 | 4.647 | 30.731 | 24.714 | 7.221 | 31.935 |
| Kontokorrentkredite und Transaktionskonten | 464 | 464 | 466 | 466 | ||
| AUSSTEHENDES FREMDKAPITAL UND SCHULD | 26.084 | 5.111 | 31.195 | 24.714 | 7.688 | 32.401 |
| Auswirkung der Bewertung zu fortgeführten Anschaffungskosten | 13 | 228 | 241 | 242 | 47 | 289 |
| Auswirkung von Absicherungen des beizulegenden Zeitwerts | 337 | 2 | 339 | 336 | 29 | 365 |
| Margenausgleich bei Derivaten, die Fremdkapital absichern - bei Verbindlichkeiten verbucht | 404 | 404 | 412 | 412 | ||
| FREMDKAPITAL UND SCHULD | 26.434 | 5.745 | 32.178 | 25.292 | 8.175 | 33.467 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2017 sind wegen der Anwendung von IFRS 9 und IFRS 15 neu berechnet (vgl. Anhang 2 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2017").
Am 31. Dezember 2018 belief sich der beizulegende Zeitwert des Bruttofremdkapitals und der Schulden auf 33.651 Mio. € gegenüber einem Buchwert von 32.178 Mio. €.
Finanzerträge und -aufwendungen für Fremdkapital und Schulden werden in Anhang 11 "Nettofinanzerträge/(-aufwendungen)" erläutert.
Fremdkapital und Schulden werden in Anhang 17.3 "Nettoschuld" analysiert.
17.2.4 Sonstige finanzielle Verbindlichkeiten
Am 31. Dezember 2018 machten die sonstigen finanziellen Verbindlichkeiten 46 Mio. € aus (im Vergleich zu 32 Mio. € per 31. Dezember 2017). Es handelt sich im Wesentlichen um Schulden durch nicht eingefordertes Aktienkapital von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden.
17.3 Nettoschuld
17.3.1 Nettoschuld nach Art
| 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 (1) | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| In Millionen Euro | Langfristig | Kurzfristig | Summe | Langfristig | Kurzfristig | Summe |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Ausstehendes Fremdkapital | 26.084 | 5.111 | 31.195 | 24.714 | 7.688 | 32.401 |
| Auswirkung der Bewertung zu fortgeführten Anschaffungskosten | 13 | 228 | 241 | 242 | 47 | 289 |
| Auswirkung der Absicherung des beizulegenden Zeitwerts (2) | 337 | 2 | 339 | 336 | 29 | 365 |
| Margenausgleich bei Derivaten, die Fremdkapital absichern - bei Verbindlichkeiten verbucht | 404 | 404 | 412 | 412 | ||
| FREMDKAPITAL UND SCHULD | 26.434 | 5.745 | 32.178 | 25.292 | 8.175 | 33.467 |
| Derivate, die Fremdkapital absichern - bei Verbindlichkeiten verbucht (3) | 259 | 66 | 325 | 293 | 59 | 352 |
| BRUTTOSCHULDEN | 26.692 | 5.811 | 32.503 | 25.585 | 8.234 | 33.819 |
| Vermögenswerte im Zusammenhang mit Finanzierung | (53) | (1) | (53) | (59) | (1) | (60) |
| Margenausgleich bei Derivaten, die Fremdkapital absichern - bei Vermögenswerten verbucht | (699) | (699) | (500) | (500) | ||
| VERMÖGENSWERTE IM ZUSAMMENHANG MIT FINANZIERUNG UND MARGENAUSGLEICH | (53) | (700) | (752) | (59) | (501) | (559) |
| Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente | (8.700) | (8.700) | (8.929) | (8.929) | ||
| Fremdkapital sichernde Derivate - aktiviert (3) | (678) | (42) | (720) | (610) | (63) | (673) |
| ZAHLUNGSMITTEL, NETTO | (678) | (8.742) | (9.420) | (610) | (8.992) | (9.602) |
| Liquide Schuldinstrumente, die für Bareinlagen gehalten werden | (235) | (995) | (1.230) | (30) | (1.108) | (1.138) |
| LIQUIDE SCHULDINSTRUMENTE, DIE FÜR BAREINLAGEN GEHALTEN WERDEN | (235) | (995) | (1.230) | (30) | (1.108) | (1.138) |
| NETTOSCHULD | 25.727 | (4.625) | 21.102 | 24.887 | (2.367) | 22.520 |
| Ausstehendes Fremdkapital | 26.084 | 5.111 | 31.195 | 24.714 | 7.688 | 32.401 |
| Vermögenswerte im Zusammenhang mit Finanzierung | (53) | (1) | (53) | (59) | (1) | (60) |
| Liquide Schuldinstrumente, die für Bareinlagen gehalten werden | (235) | (995) | (1.230) | (30) | (1.108) | (1.138) |
| Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente | (8.700) | (8.700) | (8.929) | (8.929) | ||
| NETTOSCHULD OHNE DIE AUSWIRKUNG FORTGEFÜHRTER ANSCHAFFUNGSKOSTEN, DERIVATIVER INSTRUMENTE UND MARGENAUSGLEICH | 25.796 | (4.584) | 21.212 | 24.626 | (2.351) | 22.275 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2017 sind wegen der Anwendung von IFRS 9 und IFRS 15 neu berechnet (vgl. Anhang 2 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2017").
(2) Dieser Posten entspricht der Neubewertung des Zinsbestandteils der Schuld in einer qualifizierten Sicherungsbeziehung für den beizulegenden Zeitwert.
(3) 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 in Betracht kommen.
Am 31. Dezember 2017 belief sich die Nettoschuld ohne die internen Schulden aus aufgegebenen Geschäftsbereichen auf 20.788 Mio. € (vgl. Anhänge 5.1.2 " Veräußerung des Explorations- und Fördergeschäfts" und 5.1.4 " Veräußerung des Liquefied-Natural-Gas(LNG)-Geschäfts').
17.3.2 Überleitung von Nettoschuld auf Cashflow aus (verwendet für) Finanzierungstätigkeit
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2017 (1) | Cashflow aus Finanzierungstätigkeit | Cashflow aus betrieblicher und Investitionstätigkeit und Veränderung von Zahlungsmitteln und Zahlungsmitteläquivalenten | Änderung des beizulegenden Zeitwerts |
|---|---|---|---|---|
| Ausstehendes Fremdkapital | 32.401 | (589) | ||
| Auswirkung der Bewertung zu fortgeführten Anschaffungskosten | 289 | (20) | 19 | |
| Auswirkung der Sicherung des beizulegenden Zeitwerts | 365 | (26) | ||
| Margenausgleich bei Derivaten, die Fremdkapital absichern - bei Verbindlichkeiten verbucht | 412 | (8) | ||
| FREMDKAPITAL UND SCHULD | 33.467 | (617) | (7) | |
| Fremdkapital sichernde Derivate - passiviert | 352 | (76) | ||
| BRUTTOSCHULDEN | 33.819 | (693) | (7) | |
| Vermögenswerte im Zusammenhang mit Finanzierung | (60) | |||
| Margenausgleich bei Derivaten, die Fremdkapital absichern - bei Vermögenswerten verbucht | (500) | (199) | ||
| VERMÖGENSWERTE IM ZUSAMMENHANG MIT FINANZIERUNG UND MARGENAUSGLEICH | (559) | (199) | ||
| Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente | (8.929) | (449) | ||
| Fremdkapital sichernde Derivate - aktiviert | (673) | 89 | 29 | |
| ZAHLUNGSMITTEL, NETTO | (9.602) | 89 | (449) | 29 |
| Liquide Schuldinstrumente, die für Bareinlagen gehalten werden | (1.138) | (90) | (4) | |
| LIQUIDE SCHULDINSTRUMENTE, DIE FÜR BAREINLAGEN GEHALTEN WERDEN | (1.138) | (90) | (4) | |
| NETTOSCHULD | 22.520 | (894) | (449) | 18 |
| In Millionen Euro | Umrechnungsdifferenzen | Änderung des Konsolidierungskreises und sonstige |
|---|---|---|
| Ausstehendes Fremdkapital | 41 | (658) |
| Auswirkung der Bewertung zu fortgeführten Anschaffungskosten | (12) | (35) |
| Auswirkung der Sicherung des beizulegenden Zeitwerts | ||
| Margenausgleich bei Derivaten, die Fremdkapital absichern - bei Verbindlichkeiten verbucht | ||
| FREMDKAPITAL UND SCHULD | 29 | (694) |
| Fremdkapital sichernde Derivate - passiviert | 51 | (2) |
| BRUTTOSCHULDEN | 80 | (696) |
| Vermögenswerte im Zusammenhang mit Finanzierung | 6 | |
| Margenausgleich bei Derivaten, die Fremdkapital absichern - bei Vermögenswerten verbucht | ||
| VERMÖGENSWERTE IM ZUSAMMENHANG MIT FINANZIERUNG UND MARGENAUSGLEICH | 6 | |
| Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente | 93 | 585 |
| Fremdkapital sichernde Derivate - aktiviert | (160) | (4) |
| ZAHLUNGSMITTEL, NETTO | (67) | 580 |
| Liquide Schuldinstrumente, die für Bareinlagen gehalten werden | 3 | |
| LIQUIDE SCHULDINSTRUMENTE, DIE FÜR BAREINLAGEN GEHALTEN WERDEN | 3 | |
| NETTOSCHULD | 19 | (113) |
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2018 |
|---|---|
| Ausstehendes Fremdkapital | 31.195 |
| Auswirkung der Bewertung zu fortgeführten Anschaffungskosten | 241 |
| Auswirkung der Sicherung des beizulegenden Zeitwerts | 339 |
| Margenausgleich bei Derivaten, die Fremdkapital absichern - bei Verbindlichkeiten verbucht | 404 |
| FREMDKAPITAL UND SCHULD | 32.178 |
| Fremdkapital sichernde Derivate - passiviert | 325 |
| BRUTTOSCHULDEN | 32.503 |
| Vermögenswerte im Zusammenhang mit Finanzierung | (53) |
| Margenausgleich bei Derivaten, die Fremdkapital absichern - bei Vermögenswerten verbucht | (699) |
| VERMÖGENSWERTE IM ZUSAMMENHANG MIT FINANZIERUNG UND MARGENAUSGLEICH | (752) |
| Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente | (8.700) |
| Fremdkapital sichernde Derivate - aktiviert | (720) |
| ZAHLUNGSMITTEL, NETTO | (9.420) |
| Liquide Schuldinstrumente, die für Bareinlagen gehalten werden | (1.230) |
| LIQUIDE SCHULDINSTRUMENTE, DIE FÜR BAREINLAGEN GEHALTEN WERDEN | (1.230) |
| NETTOSCHULD | 21.102 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2017 sind wegen der Anwendung von IFRS 9 und IFRS 15 neu berechnet (vgl. Anhang 2 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2017").
17.3.3 Die wichtigsten Ereignisse in der Periode
17.3.3.1 Auswirkung von Änderungen des Konsolidierungskreises und der Wechselkurse auf die Nettoschuld
2018 erhöhten Wechselkursänderungen die Nettoschuld um 19 Mio. €, einschließlich einer Verringerung um 124 Mio. € für den brasilianischen Real, dem ein Anstieg von 151 Mio. € bei den in US-Dollar denominierten Schulden gegenüberstand.
Änderungen des Konsolidierungskreises (einschließlich des Beitrags von Zahlungsmitteln aus Akquisitionen und Veräußerungen) ließen die Nettoschuld um 2.605 Mio. € sinken. Darin zeigen sich:
| ― | Veräußerungen von Vermögenswerten über die Periode, die die Nettoschuld um 3.938 Mio. € senkten und hauptsächlich die Veräußerung des Explorations- und Fördergeschäfts, des Up-stream-Liquefied-Natural-Gas(LNG)-Geschäfts, des Kraftwerks Loy Yang B in Australien und des Gasverteilungsgeschäfts in Ungarn umfassten (vgl. Anhang 5.1. "Veräußerungen im Jahre 2018"); |
| ― | die Klassifizierung von Glow als "zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte" (vgl. Anhang 5.2.1" Veräußerung der Beteiligung von ENGIE an Glow") und von von der Langa Gruppe gehaltenen Vermögenswerten (vgl. Anhang 5.2.2 " Veräußerungen im Rahmen des Veräußerungsprogramms von Vermögens werten der Langa Gruppe'), die die Nettoschuld um 993 Mio. € verringerten; |
| ― | Erwerbe im Jahre 2018 (vor allem in den Vereinigten Staaten mit dem Kauf von Unternehmen im Bereich der erneuerbaren Energieträger und des Dienstleistungssektors und in Frankreich mit dem Kauf der Langa Gruppe, der Priora FM SA und einer Mehrheitsbeteiligung an Electro Power Systems), die die Nettoschuld um 2.326 Mio. € erhöhten (vgl. Anhang 5.3 "Erwerbe im Jahre 2018"). |
17.3.3.2 Finanzierungs- und Refinanzierungsgeschäfte
Die Gruppe führte 2018 folgende wichtige Transaktionen durch:
―
am 22. Juni 2018 legte ENGIE SA Anleihen im Wert von 750 Mio. € mit einer Fälligkeit im Juni 2028 und einem Kupon von 1,421% auf;
―
am 19. September 2018 emittierte ENGIE SA Anleihen im Wert von 1 Mrd. €:
| ― | eine Tranche von 500 Mio. €, die im September 2025 fällig wird, mit einem Kupon von 0,875 %, |
| ― | eine Tranche von 500 Mio. €, die im September 2033 fällig wird, mit einem Kupon von 1,875%; |
―
die Einlösung folgender Anleihen mit Fälligkeit 2018:
| ― | ENGIE SA zahlte Anleihen im Wert von 644 Mio. € mit einem Kupon von 5,125% zurück, die am 18. Februar 2018 fällig waren, |
| ― | ENGIE SA zahlte Anleihen im Wert von 729 Mio. € mit einem Kupon von 2,25% zurück, die am 1. Juni 2018 fällig waren, |
| ― | ENGIE SA zahlte Anleihen im Wert von 150 Mio. € mit einem Kupon von 3,046% zurück, die am 17. Oktober 2018 fällig waren; |
―
am 5. Juli, 11. Juli und 16. Oktober 2018 platzierte ENGIE SA private Emissionen in Höhe von 75 Mio. €, 85 Mio. AUD (53 Mio. €) und 50 Mio. €, die 2038, 2033 bzw. 2027 fällig werden;
―
am 6. Juni 2018 teilte ENGIE mit, dass für die Tranche von 600 Mio. € der tief nachrangigen Anleihen (die mit dem aufgelaufenen Kupon eine Höhe von insgesamt 621 Mio. € ausmachen), die zuvor mit 584 Mio. € im Eigenkapital erfasst waren, die jährliche Option einer vorzeitigen Rückzahlung ausgeübt wurde. ENGIE SA zahlte die Anleihen am 10. Juli 2018 zurück;
―
am 5. Dezember 2018 teilte ENGIE mit, dass für die Tranche von 300 Mio. GBP der tief nachrangigen Anleihen (die mit dem aufgelaufenen Kupon eine Höhe von insgesamt 352 Mio. € ausmachen), die zuvor mit 340 Mio. € im Eigenkapital erfasst worden waren, die jährliche Option einer vorzeitigen Rückzahlung ausgeübt wurde;
―
am 12. Dezember 2018 zahlte Electrabel SA einen Bankkredit von 300 Mio. € mit einem Kupon mit variablem Zinssatz in Höhe des 3-Monats-Euribor zurück;
―
ENGIE Brasil Energia nahm folgende Transaktionen vor:
| ― | am 28. Juni 2018 emittierte ENGIE Brasil Energia vier Anleihen in Höhe von 1.802 Mio. BRL (401 Mio. €). 782 Mio. BRL dieser Emissionen werden 2023 fällig, 1.020 Mio. BRL im Jahr 2027, |
| ― | am 25. Juli 2018 emittierte ENGIE Brasil Energia zwei Anleihen in Höhe von 746 Mio. BRL (161 Mio. €). 515 Mio. BRL dieser Emissionen werden 2025 fällig, 231 Mio. BRL im Jahr 2028, |
| ― | am 27. August 2018 nahm ENGIE Brasil Energia 11 Bankkredite zur Finanzierung von Windparkprojekten auf, die sich auf insgesamt 730 Mio. BRL (153 Mio. €) beliefen und 2035 fällig werden, |
| ― | im April und November 2018 nahm ENGIE Brasil Energia vier Bankdarlehen in Höhe von 400 Mio. USD auf, von denen 174 Mio. € 2020 fällig werden und 174 Mio. € 2021, |
| ― | im August 2018 und im Dezember 2018 nahm ENGIE Brasil Energia Bankdarlehen in Höhe von 635 Mio. BRL (143 Mio. €) auf, die im Januar 2036 fällig werden, |
| ― | am 29. Juni 2018 zahlte ENGIE Brasil Energia einen Teil der Anleihen in Höhe von 1.685 Mio. BRL (375 Mio. €) zurück. |
17.4 Derivative Instrumente
Bilanzierungsstandards
Derivative Finanzinstrumente werden zum beizulegenden Zeitwert bewertet. Marktdaten aus externen Quellen helfen, diesen beizulegenden Zeitwert zu ermitteln. Fehlen externe Benchmarks, findet eine Bewertung mit Hilfe interner Modelle Anwendung, die von Marktteilnehmern anerkannt sind und bevorzugt Daten nutzen, die direkt aus beobachtbaren Angaben hergeleitet sind, wie OTC-Notierungen.
Die Änderung des beizulegenden Zeitwerts derivativer Finanzinstrumente wird in der Gewinn- und Verlustrechnung erfasst, sofern sie nicht als Sicherungsinstrumente zur Cashflow- oder Nettoinvestitionsabsicherung designiert sind. In solchem Fall werden Wertänderungen der Sicherungsinstrumente ohne den unwirksamen Teil der Sicherungen direkt im Eigenkapital erfasst.
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 Gruppe regelt die Nutzung derivativer Instrumente strategisch im Rahmen des Umgangs mit Risiken durch Zinssätze, Devisen und Rohstoffe (vgl. Anhang 18 "Risiken durch Finanzinstrumente").
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 derivativen Finanzinstrumenten 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 IFRS 9 fällt. Diese Analyse weist in erster Linie nach, dass der Vertrag geschlossen und fortgeführt wird, um eine physische Lieferung von Rohstoffen entsprechend dem erwarteten Bedarf der Gruppe an Kauf, Verkauf oder Nutzung 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 IFRS 9. Um diese Untersuchung zu untermauern, wird eine angemessene spezielle Dokumentation erstellt.
Eingebettete Derivate
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 Vertrags ist.
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.
Enthält ein Hybridvertrag einen unter IFRS 9 fallenden Vermögenswert als Basisvertrag, wendet die Gruppe die in Abschnitt 17.1 beschriebenen Anforderungen an Darstellung und Bewertung auf den gesamten Hybridvertrag an.
Enthält der Hybridvertrag dagegen einen nicht unter IFRS 9 fallenden Vermögenswert als Basisvertrag, wird das eingebettete Derivat vom Basiswert abgetrennt und nur dann als Derivat bilanziert, wenn:
| ― | die wirtschaftlichen Merkmale und Risiken des eingebetteten Derivats nicht eng mit denen des Basisvertrages verbunden sind; |
| ― | ein eigenständiges Instrument mit den gleichen Vertragsbedingungen wie das eingebettete Derivat die Definition eines Derivats erfüllen würde; und |
| ― | der Hybridvertrag nicht zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Änderungen in der Gewinn- und Verlustrechnung bewertet wird (d. h. ein Derivat, das in eine finanzielle Verbindlichkeit eingebettet ist, die zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Änderungen in der Gewinn- und Verlustrechnung bewertet wird, wird nicht abgespalten). |
Wird ein eingebettetes Derivat vom Basisvertrag abgespalten, wird es zum beizulegenden Zeitwert bewertet, und die Änderungen des beizulegenden Zeitwerts werden in der Gewinn- und Verlustrechnung erfasst (sofern das eingebettete Derivat nicht als Sicherungsverhältnis dokumentiert 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.
Cashflow-Sicherungen
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 nichtfinanziellen Vermögenswert oder einem mit hoher Wahrscheinlichkeit erwarteten Geschäft zugeordnet sein.
Der Teil des Gewinns oder Verlusts aus dem Sicherungsinstrument für eine wirksame Absicherung 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 Derivatverträge mit externen Gegenparteien sind für das Hedge-Accounting wählbar.
Die Wirksamkeit der Sicherung wird zu Beginn des Sicherungsverhältnisses bewertet und dokumentiert und dann fortlaufend über die Perioden, für die die Sicherung designiert war.
Die Wirksamkeit der Absicherung lässt sich mit verschiedenen Methoden prospektiv und retrospektiv nachweisen, die hauptsächlich auf einem Vergleich von Änderungen des beizulegenden Zeitwerts oder der 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.
Kommt ein derivatives Finanzinstrument nicht oder nicht mehr für eine Sicherungsbilanzierung in Betracht, werden Änderungen des beizulegenden Zeitwerts direkt im Ertrag unter "Marktbewertung" oder "Marktbewertung von Rohstoffverträgen, 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.
Derivative Instrumente, 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 langfristige Posten klassifiziert sind.
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 man den künftigen Cashflow-Spread abzinst (Differenz zwischen dem vertraglichen Terminkurs und dem nach den neuen Marktbedingungen neu berechneten, die auf den Nominalwert anzuwenden sind); |
| ― | der beizulegende Zeitwert von Devisen- und Zinsoptionen wird mit Optionspreismodellen berechnet; |
| ― | Commodity-Derivatverträge 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. Verträge 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 Finanzinstituten 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 rechtlich durchsetzbaren Globalnetting- oder ähnliche Vereinbarungen gibt, ist das Gegenparteirisiko im beizulegenden Zeitwert von Vermögenswerten und Verbindlichkeiten aus derivativen Finanzinstrumenten enthalten. Es wird nach der Methode des "erwarteten Ausfalls" berechnet und berücksichtigt die erwartete Höhe der Forderung zum Zeitpunkt des Ausfalls, die Ausfallwahrscheinlichkeit und die Verlustquote bei Ausfall. Die Ausfallwahrscheinlichkeit hängt von den Kredit-Ratings für jede Gegenpartei ab (Ansatz der "historischen Ausfallwahrscheinlichkeit").
Bei Aktiva und Passiva erfasste derivative Instrumente werden zum beizulegenden Zeitwert bewertet, sie gliedern sich wie folgt:
| 31. Dez. 2018 | |||
|---|---|---|---|
| Vermögenswerte | |||
| --- | --- | --- | --- |
| In Millionen Euro | Langfristig | Kurzfristig | Summe |
| --- | --- | --- | --- |
| Fremdkapital sichernde Derivate | 678 | 42 | 720 |
| Commodities sichernde Derivate | 1.409 | 10.608 | 12.018 |
| Sonstige Posten sichernde Derivate (2) | 606 | 28 | 634 |
| SUMME | 2.693 | 10.679 | 13.372 |
| 31. Dez. 2018 | |||
|---|---|---|---|
| Verbindlichkeiten | |||
| --- | --- | --- | --- |
| In Millionen Euro | Langfristig | Kurzfristig | Summe |
| --- | --- | --- | --- |
| Fremdkapital sichernde Derivate | 259 | 66 | 325 |
| Commodities sichernde Derivate | 1.311 | 11.405 | 12.716 |
| Sonstige Posten sichernde Derivate (2) | 1.215 | 38 | 1.254 |
| SUMME | 2.785 | 11.510 | 14.295 |
| 31. Dez. 2017 (1) | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Vermögenswerte | Verbindlichkeiten | |||||
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| In Millionen Euro | Langfristig | Kurzfristig | Summe | Langfristig | Kurzfristig | Summe |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Fremdkapital sichernde Derivate | 610 | 63 | 673 | 293 | 59 | 352 |
| Commodities sichernde Derivate | 1.532 | 7.231 | 8.763 | 1.475 | 8.544 | 10.018 |
| Sonstige Posten sichernde Derivate (2) | 806 | 83 | 889 | 1.212 | 118 | 1.329 |
| SUMME | 2.949 | 7.378 | 10.326 | 2.980 | 8.720 | 11.700 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2017 sind wegen der Anwendung von IFRS 9 und IFRS 15 neu berechnet (vgl. Anhang 2 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2017").
(2) 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.
17.4.1 Aufrechnung von Aktiva und Passiva derivativer Instrumente
Der Nettobetrag derivativer Instrumente nach Berücksichtigung rechtlich durchsetzbarer Globalnetting - oder ähnlicher Vereinbarungen - ob nach Paragraph 42, IAS 32, aufgerechnet oder nicht - wird in der folgenden Tabelle dargestellt:
| 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| In Millionen Euro | Bruttobetrag | In der Bilanz angesetzter Nettobetrag(2) | Sonstige Aufrechnungsvereinbarungen(3) | Summe Nettobetrag | Bruttobetrag | In der Bilanz angesetzter Nettobetrag (1,2) |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Aktiva Commodities sichernde Derivate | 12.588 | 12.018 | (8.409) | 3.608 | 9.177 | 8.763 |
| Fremdkapital und sonstige Grundgeschäfte sichernde Derivate | 1.354 | 1.354 | (384) | 970 | 1.563 | 1.563 |
| Passiva Commodities sichernde Derivate | (13.286) | (12.716) | 10.448 | (2.268) | (10.432) | (10.018) |
| Fremdkapital und sonstige Grundgeschäfte sichernde Derivate | (1.579) | (1.579) | 601 | (978) | (1.682) | (1.682) |
| 31. Dez. 2017 | ||
|---|---|---|
| In Millionen Euro | Sonstige Aufrechnungsvereinbarungen (3) | Summe Nettobetrag |
| --- | --- | --- |
| Aktiva Commodities sichernde Derivate | (5.061) | 3.703 |
| Fremdkapital und sonstige Grundgeschäfte sichernde Derivate | (315) | 1.248 |
| Passiva Commodities sichernde Derivate | 7.221 | (2.798) |
| Fremdkapital und sonstige Grundgeschäfte sichernde Derivate | 393 | (1.289) |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2017 sind wegen der Anwendung von IFRS 9 und IFRS 15 neu berechnet (vgl. Anhang 2 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2017").
(2) In der Bilanz angesetzter Nettobetrag nach Berücksichtigung von Aufrechnungsvereinbarungen, die die Kriterien aus Paragraph 42, IAS 32, erfüllen.
(3) Sonstige Aufrechnungsvereinbarungen enthalten Sicherheiten und sonstige Garantieinstrumente sowie Aufrechnungsvereinbarungen, die die Kriterien aus Paragraph 42 von IAS 32 nicht erfüllen.
17.5 Beizulegender Zeitwert von Finanzinstrumenten nach Stufen der Fair-Value-Hierarchie
Finanzielle Vermögenswerte
Die folgende Tabelle zeigt die Zuordnung von aktivierten Finanzinstrumenten zu den verschiedenen Stufen der Hierarchie des beizulegenden Zeitwerts:
| 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 201 7(1) | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| In Millionen Euro | Summe | Stufe 1 | Stufe 2 | Stufe 3 | Summe | Stufe 1 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Sonstige finanzielle Vermögenswerte (ohne Kredite und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten) | 3.887 | 1.554 | 2.332 | 3.493 | 976 | |
| Eigenkapitalinstrumente zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis | 742 | 62 | 680 | 733 | 55 | |
| Eigenkapitalinstrumente, erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet | 365 | 365 | 393 | 37 | ||
| Schuldinstrumente zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis | 1.947 | 1.025 | 922 | 1.786 | 884 | |
| Schuldinstrumente, erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet | 832 | 467 | 365 | 580 | ||
| Derivative Instrumente | 13.372 | 38 | 12.912 | 422 | 10.326 | 21 |
| Fremdkapital sichernde Derivate | 720 | 720 | 673 | |||
| Commodities absichernde Derivate - im Zusammenhang mit Portfolio-Management (2) | 2.075 | 2.036 | 39 | 2.001 | ||
| Commodities absichernde Derivate - im Zusammenhang mit Handelstätigkeit (2) | 9.943 | 38 | 9.522 | 383 | 6.763 | 21 |
| Sonstige Posten sichernde Derivate | 634 | 634 | 889 | |||
| SUMME | 17.259 | 1.593 | 12.912 | 2.754 | 13.820 | 997 |
| 31. Dez. 2017 (1) | ||
|---|---|---|
| In Millionen Euro | Stufe 2 | Stufe 3 |
| --- | --- | --- |
| Sonstige finanzielle Vermögenswerte (ohne Kredite und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten) | 277 | 1.937 |
| Eigenkapitalinstrumente zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis | 678 | |
| Eigenkapitalinstrumente, erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet | 356 | |
| Schuldinstrumente zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis | 902 | |
| Schuldinstrumente, erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet | 277 | |
| Derivative Instrumente | 9.993 | 313 |
| Fremdkapital sichernde Derivate | 673 | |
| Commodities absichernde Derivate - im Zusammenhang mit Portfolio-Management (2) | 1.969 | 32 |
| Commodities absichernde Derivate - im Zusammenhang mit Handelstätigkeit (2) | 6.461 | 281 |
| Sonstige Posten sichernde Derivate | 889 | |
| SUMME | 10.270 | 2.249 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2017 sind wegen der Anwendung von IFRS 9 und IFRS 15 neu berechnet (vgl. Anhang 2 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2017").
(2) Zu den derivativen Finanzinstrumenten, die im Zusammenhang mit Commodities Stufe 3 zugeordnet werden, gehören vor allem langfristige Gasbezugsvereinbarungen und eine Strombezugsvereinbarung, die zum beizulegenden Zeitwert bewertet werden und sich auf Handelstätigkeit beziehen.
Eine Definition dieser drei Stufen ist Anhang 17.4 "Derivative Instrumente" zu entnehmen.
Sonstige finanzielle Vermögenswerte (ohne Kredite und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten)
Per 31. Dezember 2018 lassen sich die Änderungen bei Eigenkapital- und Schuldinstrumenten der Stufe 3 wie folgt analysieren:
| In Millionen Euro | Eigenkapitalinstrumente zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis | Eigenkapitalinstrumente, erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet | Schuldinstrumente zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis |
|---|---|---|---|
| Per 31. Dezember 2017 (1) | 678 | 356 | 902 |
| Erwerbe | 44 | 170 | 170 |
| Veräußerungen | (61) | (81) | (145) |
| Änderungen des beizulegenden Zeitwerts | 34 | (46) | |
| Änderungen des Konsolidierungskreises, der Währungsumrechnung und sonstige Änderungen | (15) | (34) | (5) |
| PER 31. DEZEMBER 2018 | 680 | 365 | 922 |
| Im Ertrag erfasste Gewinne/(Verluste) für Instrumente, die am Periodenende gehalten wurden |
| In Millionen Euro | Schuldinstrumente, erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet | Sonstige finanzielle Vermögenswerte (ohne Kredite und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten) |
|---|---|---|
| Per 31. Dezember 2017 (1) | 277 | 2.213 |
| Erwerbe | 85 | 469 |
| Veräußerungen | (2) | (290) |
| Änderungen des beizulegenden Zeitwerts | (11) | |
| Änderungen des Konsolidierungskreises, der Währungsumrechnung und sonstige Änderungen | 6 | (49) |
| PER 31. DEZEMBER 2018 | 365 | 2.332 |
| Im Ertrag erfasste Gewinne/(Verluste) für Instrumente, die am Periodenende gehalten wurden |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2017 sind wegen der Anwendung von IFRS 9 und IFRS 15 neu berechnet (vgl. Anhang 2 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2017").
Derivative Instrumente
Per 31. Dezember 2018 lassen sich die Änderungen bei derivativen Instrumenten für Commodities der Stufe 3 wie folgt analysieren:
| In Millionen Euro | Nettovermögenswert/ (-verbindlichkeit) |
|---|---|
| Per 31. Dezember 2017 | (188) |
| Änderungen des im Ertrag erfassten beizulegenden Zeitwerts | 29 |
| Abgeltungen | 87 |
| Übertragung von Stufe 3 auf die Stufen 1 und 2 | (6) |
| Im Ertrag erfasster beizulegender Nettozeitwert | (79) |
| Abgegrenzte Erstbewertungsgewinne/(-verluste) | (4) |
| PER 31. DEZEMBER 2018 | (83) |
17.5.2 Finanzielle Verbindlichkeiten
Die folgende Tabelle zeigt die Zuordnung von passivierten Finanzinstrumenten zu den verschiedenen Stufen der Hierarchie des beizulegenden Zeitwerts:
| 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 (1) | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| In Millionen Euro | Summe | Stufe 1 | Stufe 2 | Stufe 3 | Summe | Stufe 1 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Fremdkapital für designierte Sicherungen des beizulegenden Zeitwerts | 5.358 | 5.358 | 5.217 | |||
| Fremdkapital, das nicht für designierte Sicherungen des beizulegenden Zeitwerts genutzt wird | 28.293 | 19.028 | 9.265 | 30.352 | 19.478 | |
| Derivative Instrumente | 14.295 | 26 | 13.764 | 505 | 11.700 | 26 |
| Fremdkapital sichernde Derivate | 325 | 325 | 352 | |||
| Commodities absichernde Derivate - im Zusammenhang mit Portfolio-Management (2) | 2.124 | 2.075 | 49 | 2.210 | ||
| Commodities absichernde Derivate - im Zusammenhang mit Handelstätigkeit (2) | 10.592 | 26 | 10.110 | 456 | 7.808 | 26 |
| Sonstige Posten sichernde Derivate | 1.254 | 1.254 | 1.329 | |||
| SUMME | 47.946 | 19.054 | 28.387 | 505 | 47.269 | 19.504 |
| 31. Dez. 2017 (1) | ||
|---|---|---|
| In Millionen Euro | Stufe 2 | Stufe 3 |
| --- | --- | --- |
| Fremdkapital für designierte Sicherungen des beizulegenden Zeitwerts | 5.217 | |
| Fremdkapital, das nicht für designierte Sicherungen des beizulegenden Zeitwerts genutzt wird | 10.874 | |
| Derivative Instrumente | 11.173 | 501 |
| Fremdkapital sichernde Derivate | 352 | |
| Commodities absichernde Derivate - im Zusammenhang mit Portfolio-Management (2) | 2.140 | 70 |
| Commodities absichernde Derivate - im Zusammenhang mit Handelstätigkeit (2) | 7.351 | 431 |
| Sonstige Posten sichernde Derivate | 1.329 | |
| SUMME | 27.264 | 501 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2017 sind wegen der Anwendung von IFRS 9 und IFRS 15 neu berechnet (vgl. Anhang 2 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2017").
(2) Zu den derivativen Finanzinstrumenten, die im Zusammenhang mit Commodities Stufe 3 zugeordnet werden, gehören vor allem langfristige Gasbezugsvereinbarungen und eine Strombezugsvereinbarung, die zum beizulegenden Zeitwert bewertet werden und sich auf Handelstätigkeit beziehen.
Eine Definition dieser drei Stufen ist Anhang 17.4 "Derivative Instrumente" zu entnehmen.
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 nicht für ein designiertes Sicherungsverhältnis genutztes Fremdkapital 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.
ANHANG 18 Risiken durch Finanzinstrumente
Die Gruppe benutzt derivative Instrumente hauptsächlich, um ihrer Gefährdung durch Marktrisiken zu begegnen. Die Abläufe beim finanziellen Risikomanagement werden in Abschnitt 2 "Risikofaktoren und Steuerung" des Registrierungsdokuments beschrieben.
18.1 Marktrisiken
18.1.1 Commodity-Risiken
Commodity-Risiken entstehen zumeist aus folgenden Tätigkeiten:
| ― | Portfolio-Management und |
| ― | Handel. |
Die Gruppe hat primär 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 zu abzusichern.
18.1.1.1 Portfolio-Management
Das Portfolio-Management ist bestrebt, den Marktwert von Vermögenswerten (Kraftwerke, Gas- und Kohlelieferverträge, Energieverkäufe und Gasspeicherung und -weiterleitung) über unterschiedliche Zeithorizonte (kurz-, mittel- und langfristig) zu optimieren. Der Marktwert wird optimiert durch:
| ― | das Gewährleisten der Versorgung und das Sichern eines Gleichgewichts von physischem Bedarf und Ressourcen; |
| ― | Marktrisikomanagement (Preis, Volumen), um in einem bestimmten Risikorahmen einen optimalen Wert aus Portfolios zu erzielen. |
Der Risikorahmen will die finanziellen Ressourcen der Gruppe über die Haushaltsperiode schützen und die mittelfristigen Ergebnisse ausgleichen (über drei oder fünf Jahre, je nach Reife jedes Markts). Er ermutigt Portfolio-Manager, ihr Portfolio wirtschaftlich abzusichern.
Sensibilitäten des Derivat-Portfolios für Commodities, das per 31. Dezember 2018 Teil des Portfolio-Managements war, 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 Verkaufsverträgen von Commodities verbunden sind, die den Basiswert bilden.
SENSIBILITÄTSANALYSE (1)
| 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 | ||||
|---|---|---|---|---|---|
| In Millionen Euro | Preisänderungen | Vorsteuerliche Auswirkung auf den Ertrag | Vorsteuerliche Auswirkung auf das Eigenkapital | Vorsteuerliche Auswirkung auf den Ertrag | Vorsteuerliche Auswirkung auf das Eigenkapital |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Ölerzeugnisse | +10 USD/bbl | 60 | 307 | 197 | |
| Erdgas | +3 €/MWh | 961 | 1 | (17) | (48) |
| Strom | +5€/MWh | 65 | (26) | 145 | (30) |
| Kohle | +10 USD/t | 9 | 2 | 33 | 2 |
| Treibhausgas-Emissionszertifikate | +2 €/t | 37 | 1 | 53 | |
| EUR/USD | +10% | 67 | (2) | 102 | (233) |
| EUR/GBP | +10% | 87 | 69 | 2 |
(1) Die Sensibilitäten aus der Tabelle oben gelten nur für Finanzderivate für Commodities, die im Rahmen des Portfolio-Managements als Sicherungen dienen.
Die geänderte Sensibilität bei Erdgas im Vergleich zum 31. Dezember 2017 geht vor allem auf den Verkauf des Upstream-LNG-Geschäfts zurück, dessen lange Risikogefährdung der kurzen Exposition des Gasliefergeschäfts gegenübersteht.
18.1.1.2 Handelsgeschäfte
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, soweit es die Optimierung eines Teils der langfristigen Gasbezugsvereinbarungen, eines Stromtauschvertrags und eines Teils der Gasverkaufsverträge mit Retail-Unternehmen in Frankreich und Benelux und mit Stromerzeugungsanlagen in Frankreich und Belgien betrifft. |
Per 31. Dezember 2018 betrugen die Umsatzerlöse aus Handelsgeschäften 526 Mio. € (31. Dezember 2017: 349 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 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. 2018 | Durchschnitt 20180) | Maximum 2018 (2) | Minimum 2018 (2) | Durchschnitt 2017(1) |
|---|---|---|---|---|---|
| Handelsgeschäfte | 13 | 10 | 21 | 4 | 9 |
(1) durchschnittlicher täglicher VaR
(2) 2018 beobachteter maximaler und minimaler täglicher VaR.
18.1.2 Sicherungsverhältnisse für Commodity-Risiken
Die Gruppe geht Cashflow-Sicherungsverhältnisse ein und nutzt dazu derivative Instrumente (Festpreisverträge oder Optionskontrakte), die im freien Verkehr oder in organisierten Märkten gehandelt werden, um ihre Commodity-Risiken zu verringern, die sich hauptsächlich auf künftige Cashflows aus vertragsgebundenen oder erwarteten Verkäufen und Käufen von Commodities beziehen. Diese Instrumente können netto abgegolten werden, oder sie beinhalten die physische Lieferung des Basiswerts.
Die Gruppe wendet das Hedge Accounting für Zahlungsströme, wie in IFRS 9 definiert, nur auf einen geringen Teil der oben genannten Sicherungstransaktionen an. Die Veräußerung des Upstream-Liquefied-Natural-Gas-Geschäfts und des Explorations- und Fördergeschäfts (70%ige Beteiligung an EPI) 2018 reduzierte das Wesentlichkeitsmerkmal für das Hedge Accounting von Commodity-Risiken weiter.
Die folgende Tabelle zeigt die beizulegenden Zeitwerte von Commodity-Derivaten am 31. Dezember 2018 und 31. Dezember 2017:
| 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 (1) | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Vermögenswerte | Verbindlichkeiten | Vermögenswerte | ||||
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| In Millionen Euro | Langfristig | Kurzfristig | Langfristig | Kurzfristig | Langfristig | Kurzfristig |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Derivative Instrumente in Verbindung mit Portfolio-Management | 1.409 | 666 | (1.311) | (813) | 1.532 | 468 |
| Cashflow-Sicherungen | 46 | 56 | (61) | (129) | 186 | 62 |
| Sonstige derivative Instrumente | 1.364 | 610 | (1.249) | (684) | 1.346 | 406 |
| Derivative Instrumente in Verbindung mit Handelstätigkeit | 9.943 | (10.592) | 6.763 | |||
| SUMME | 1.409 | 10.608 | (1.311) | (11.405) | 1.532 | 7.231 |
| 31. Dez. 2017 (1) | ||
|---|---|---|
| Verbindlichkeiten | ||
| --- | --- | --- |
| In Millionen Euro | Langfristig | Kurzfristig |
| --- | --- | --- |
| Derivative Instrumente in Verbindung mit Portfolio-Management | (1.475) | (736) |
| Cashflow-Sicherungen | (208) | (110) |
| Sonstige derivative Instrumente | (1.267) | (625) |
| Derivative Instrumente in Verbindung mit Handelstätigkeit | (7.808) | |
| SUMME | (1.475) | (8.544) |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2017 sind wegen der Anwendung von IFRS 9 und IFRS 15 neu berechnet (vgl. Anhang 2 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2017").
Vgl. auch Anhang 17.4 "Derivative Instrumente".
Die beizulegenden Zeitwerte in der Tabelle oben spiegeln die Beträge wider, für die am Ende der Berichtsperiode Vermögenswerte getauscht oder Verbindlichkeiten beglichen werden könnten. Sie sind für 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.
18.1.2.1 Cashflow-Sicherungen
Die beizulegenden Zeitwerte von Cashflow-Sicherungen nach Art der Ware sehen wie folgt aus:
| 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 (1) | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Vermögenswerte | Verbindlichkeiten | Vermögenswerte | ||||
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| In Millionen Euro | Langfristig | Kurzfristig | Langfristig | Kurzfristig | Langfristig | Kurzfristig |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Erdgas | 20 | 15 | (1) | (3) | 14 | 12 |
| Strom | 1 | 3 | (44) | (120) | 3 | 7 |
| Kohle | 7 | 3 | 8 | 4 | ||
| Öl | 145 | 1 | ||||
| Sonstige (2) | 18 | 35 | (16) | (6) | 16 | 38 |
| SUMME | 46 | 56 | (61) | (129) | 186 | 62 |
| 31. Dez. 2017 (1) | ||
|---|---|---|
| Verbindlichkeiten | ||
| --- | --- | --- |
| In Millionen Euro | Langfristig | Kurzfristig |
| --- | --- | --- |
| Erdgas | (10) | |
| Strom | (44) | (52) |
| Kohle | ||
| Öl | (1) | |
| Sonstige (2) | (164) | (47) |
| SUMME | (208) | (110) |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2017 sind wegen der Anwendung von IFRS 9 und IFRS 15 neu berechnet (vgl. Anhang 2 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2017").
(2) Enthält vor allem Fremdwährungssicherungen für Commodities.
Nominalwerte (netto) (1)
Die Nominalwerte und Fälligkeiten von Cashflow-Absicherungen sehen wie folgt aus:
| Maßeinheit | Summe per 31. Dez. 2018 | 2019 | 2020 | 2021 | 2022 | |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Erdgas | GWh | 5.619 | 3.258 | 2.361 | ||
| Strom | GWh | (8.028) | (4.601) | (2.241) | (1.186) | |
| Kohle | Tausend Tonnen | 220 | 128 | 92 | ||
| Ölerzeugnisse | Tausend Barrel | |||||
| Forex | Millionen Euro | 65 | 25 | 21 | 18 | |
| Treibhausgas-Emissionszertifikate | Tausend Tonnen | 1.050 | 900 | 150 |
| 2023 | mehr als 5 Jahre | |
|---|---|---|
| Erdgas | ||
| Strom | ||
| Kohle | ||
| Ölerzeugnisse | ||
| Forex | ||
| Treibhausgas-Emissionszertifikate |
(1) Long-/(Short-)-Position
Per 31. Dezember 2018 wurde ein Verlust von 35 Mio. € für Cashflow-Sicherungen im Eigenkapital angesetzt gegenüber einem Verlust von 24 Mio. € am 31. Dezember 2017. Ein Verlust von 20 Mio. € wurde 2018 aus dem Eigenkapital in den Ertrag umgegliedert, verglichen mit einem Verlust von 185 Mio. € für 2017.
Gewinne und Verluste aus dem unwirksamen Bestandteil von Sicherungsinstrumenten werden in der Gewinn- und Verlustrechnung erfasst. Das machte 2018 einen Gewinn von 8 Mio. € aus, 2017 war es ein Verlust von 6 Mio. €.
18.1.2.2 Sonstige Commodity-Derivate
Die sonstigen Commodity-Derivate umfassen:
| ― | Commodity-Kauf- und Verkaufsverträge, die nicht geschlossen oder nicht mehr fortgeführt werden, um Rohstoffe entsprechend dem erwarteten Bedarf der Gruppe an Kauf, Verkauf oder Nutzung zu erhalten oder zu liefern; |
| ― | eingebettete Derivate und |
| ― | derivative Finanzinstrumente, die nicht die Voraussetzungen für ein Hedge-Accounting nach IFRS 9 erfüllen oder für die die Gruppe gewählt hat, kein Hedge-Accounting anzuwenden. |
18.1.3 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 Währungsrisiko beinhaltet (i) das Transaktionsrisiko aus der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit; (ii) das Transaktionsrisiko, das speziell mit Investitionen, Fusionen und Erwerbs- oder Veräußerungsvorhaben verbunden ist, und (iii) das Umrechnungsrisiko aus der Umrechnung in Euro von Posten der Gewinn- und Verlustrechnung und Bilanz von Tochtergesellschaften mit einer anderen funktionalen Währung als dem Euro. Die wichtigsten Gefährdungen durch Umrechnungsrisiken betreffen in der Reihenfolge ihrer Bedeutung Vermögenswerte in amerikanischen Dollar, brasilianischen Real und Pfund Sterling.
18.1.3.1 Finanzinstrumente nach Währung
Die folgenden Tabellen zeigen eine Untergliederung der offenen Bruttoverschuldung und Nettoverschuldung nach Währung vor und nach Absicherung:
AUSSTEHENDE BRUTTOSCHULDEN
| 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 | |||
|---|---|---|---|---|
| Vor Absicherung | Nach Absicherung | Vor Absicherung | Nach Absicherung | |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| EUR | 68% | 76% | 69% | 79% |
| USD | 12% | 14% | 12% | 11% |
| GBP | 8% | 1% | 7% | 0% |
| Sonstige Währungen | 12% | 9% | 12% | 10% |
| SUMME | 100% | 100% | 100% | 100% |
NETTOSCHULD
| 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 | |||
|---|---|---|---|---|
| Vor Absicherung | Nach Absicherung | Vor Absicherung | Nach Absicherung | |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| EUR | 63% | 75% | 65% | 80% |
| USD | 15% | 18% | 16% | 14% |
| GBP | 12% | 1% | 9% | -1% |
| Sonstige Währungen | 10% | 6% | 10% | 7% |
| SUMME | 100% | 100% | 100% | 100% |
18.1.3.2 Empfindlichkeitsanalyse für das Fremdwährungsrisiko
Eine Analyse der Empfindlichkeit des Finanzergebnisses für das Fremdwährungsrisiko - ohne die Auswirkung der Umrechnung ausländischer Tochtergesellschaftender auf die Gewinn- und Verlustrechnung - wurde für alle von der Treasury-Abteilung verwalteten Finanzinstrumente durchgeführt, die ein Währungsrisiko darstellen (einschließlich derivativer Finanzinstrumente).
Eine Analyse der Empfindlichkeit des Eigenkapitals für das Fremdwährungsrisiko wurde für alle Finanzinstrumente durchgeführt, die am Ende der Berichtsperiode als Sicherungen für Nettoinvestitionen qualifizierten.
Beim Fremdwährungsrisiko entspricht die Empfindlichkeit einem 10%igen Anstieg oder Fall der Wechselkurse zum Euro gegenüber den Stichtagskursen.
| 31. Dez. 2018 | |||
|---|---|---|---|
| Wirkung auf den Ertrag | Wirkung auf das Eigenkapital | ||
| --- | --- | --- | --- |
| In Millionen Euro | +10% (1) | -10% (1) | +10% (1) |
| In einer Währung denominierte Expositionen, die nicht die funktionale Währung von Unternehmen ist, die die Verbindlichkeiten in ihrer Bilanz ausweisen (2) | (18) | 18 | n.v. |
| Finanzinstrumente (Schuld- und derivative), qualifiziert als Sicherungen von Nettoinvestitionen (3) | n.v. | n.v. | 137 |
(1) +(-) 10 %: Abwertung (Aufwertung) von 10 % aller Fremdwährungen gegenüber dem Euro.
(2) ohne Derivate, die als Sicherungen für Nettoinvestitionen qualifizieren.
(3) Diesen Wirkungen steht die gegenläufige Entwicklung bei der abgesicherten Nettoinvestition entgegen.
18.1.4 Zinsrisiko
Die Gruppe ist bestrebt, ihre Fremdkapitalkosten dadurch zu steuern, dass sie die Auswirkung von Zinsschwankungen auf die Gewinn- und Verlustrechnung begrenzt. Strategie der Gruppe ist daher, für ihre Nettoverschuldung ein Gleichgewicht aus Festzinsen, variablen Zinsen und gekappten variablen Zinsen zu halten. Der Zins-Mix kann sich in einem Bereich bewegen, den das Management der Gruppe den Markttrends entsprechend definiert.
Zum Management der Zinsstruktur ihrer Nettoverschuldung nutzt die Gruppe Sicherungsinstrumente, insbesondere Zinsswaps und Optionen. Per 31. Dezember 2018 hatte die Gruppe ein Portfolio aus Zinsoptionen (Caps), das sie vor einer Erhöhung der kurzfristigen Zinsen beim Euro schützt.
Die Gruppe hat ein Portfolio aus Forward-Interest-Rate-Verträgen als Pre-Hedging für 2019 und 2020 mit einer Fälligkeit von 18 bzw. 10 Jahren, um den Refinanzierungszinssatz eines Teils ihrer Schulden zu schützen.
18.1.4.1 Analyse von Finanzinstrumenten nach Art des Zinssatzes
Die folgenden Tabellen zeigen eine Untergliederung der ausstehenden Bruttoverschuldung und Nettoverschuldung nach Zinsart vor und nach Absicherung.
AUSSTEHENDE BRUTTOSCHULDEN
| 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 | |||
|---|---|---|---|---|
| Vor Absicherung | Nach Absicherung | Vor Absicherung | Nach Absicherung | |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| Variable Zinsen | 23% | 43% | 29% | 39% |
| Festzins | 77% | 57% | 71% | 61% |
| SUMME | 100% | 100% | 100% | 100% |
NETTOSCHULD
| 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 | |||
|---|---|---|---|---|
| Vor Absicherung | Nach Absicherung | Vor Absicherung | Nach Absicherung | |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| Variable Zinsen | -11% | 19% | -1% | 14% |
| Festzins | 111% | 81% | 101% | 86% |
| SUMME | 100% | 100% | 100% | 100% |
18.1.4.2 Empfindlichkeitsanalyse für das Zinsrisiko
Die Sensibilität wurde ausgehend von der Nettoschuldenposition der Gruppe (einschließlich der Auswirkung von Zins- und Devisenderivaten für die 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.
| 31. Dez. 2018 | ||||
|---|---|---|---|---|
| Wirkung auf den Ertrag | Wirkung auf das Eigenkapital | |||
| --- | --- | --- | --- | --- |
| In Millionen Euro | +100 Basispunkte | -100 Basispunkte | +100 Basispunkte | -100 Basispunkte |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| Nettozinsaufwand für die Nettoschuld zu variablen Zinsen (Nominalwert) und für den Anteil des variablen Zinssatzes bei Derivaten | (40) | 39 | n.v. | n.v. |
| Änderung des beizulegenden Zeitwerts von Derivaten, die nicht als Sicherung qualifizieren | 51 | (65) | n.v. | n.v. |
| Änderung des beizulegenden Zeitwerts von Derivaten, die als Cashflow-Sicherung qualifizieren | n.v. | n.v. | 321 | (412) |
Fremdwährungs- und Zinssicherungen
18.1.5.1 Fremdwährungsrisikomanagement
Das Wechselkursrisiko (oder "FX"-Risiko) wird konzernweit berichtet und geregelt und ordnet sich in eine spezielle Strategie der Gruppe ein, die das Konzernmanagement evaluiert. Die Strategie unterscheidet nach den drei Hauptquellen eines Fremdwährungsrisikos:
| ― | Das normale Transaktionsrisiko |
Das normale Transaktionsrisiko entspricht der potenziell negativen finanziellen Auswirkung von Devisenschwankungen auf das Geschäft und auf Finanzoperationen, die in einer anderen als der funktionalen Währung denominiert sind.
Das Management des normalen Transaktionsrisikos bei ihrer jeweiligen Geschäftstätigkeit liegt vollständig in der Hand der Tochtergesellschaften, während die mit zentralen Tätigkeiten verbundenen Risiken auf Konzernebene gesteuert werden.
FX-Risiken in Verbindung mit der betrieblichen Tätigkeit sind systematisch abgesichert, wenn die damit verbundenen Zahlungsströme sicher sind, mit einem Sicherungshorizont, der mindestens dem mittelfristigen Planungshorizont entspricht. Bei Zahlungsströmen, die in ihrer Gesamtheit nicht sicher sind, basiert die Sicherung anfänglich auf einem "No-Regret"-Volumen. Ausgehend von der Summe der Nominal-Zahlungsströme in FX, einschließlich höchstwahrscheinlicher Beträge und der damit verbundenen Sicherungen, werden Gefährdungen überwacht und gesteuert.
Bei mit Finanzaktivitäten verbundenen FX-Risiken werden alle signifikanten Gefährdungen in Verbindung mit Zahlungsmitteln, Finanzschulden usw. systematisch gesichert. Expositionen werden ausgehend von der Nettosumme der Bilanzpositionen in FX überwacht.
| ― | Projekttransaktionsrisiko |
Ein spezielles Projekttransaktionsrisiko entspricht der potenziell negativen finanziellen Auswirkung von FX-Schwankungen auf spezielle wichtige betriebliche Tätigkeiten wie Investitionsprojekte, Erwerbe, Veräußerungen und Umstrukturierungen in mehreren Währungen.
Zum Management dieser FX-Risiken gehören die Definition und Umsetzung von Sicherungstransaktionen, die Berücksichtigung der Risikowahrscheinlichkeit (einschließlich der Wahrscheinlichkeit, das Projekt fertigzustellen) und ihre Entwicklung, die Verfügbarkeit von Sicherungsinstrumenten und die damit verbundenen Kosten. Das Management ist bestrebt, die Machbarkeit und Rentabilität der Transaktionen zu sichern.
| ― | Umrechnungsrisiko |
Das Umrechnungsrisiko entspricht der potenziell negativen finanziellen Auswirkung von FX-Schwankungen auf konsolidierte Unternehmen mit einer anderen funktionalen Währung als dem Euro. Es bezieht sich auf die Umrechnung ihrer Erträge und Aufwendungen und ihrer Nettovermögenswerte.
Das Umrechnungsrisiko wird zentral gesteuert, wobei der Fokus auf der Sicherung des Nettovermögenswerts liegt.
Inwieweit die Absicherung dieses Umrechnungsrisikos zweckdienlich ist, wird regelmäßig für jede Währung (als Minimum) oder Asset-Gruppe in derselben Währung beurteilt unter besonderer Berücksichtigung des Werts der Assets und der Kosten der Sicherung.
Sicherungsinstrumente und Quellen für Sicherungsunwirksamkeit
Die Gruppe nutzt grundsätzlich folgende Stellhebel des Risikomanagements, um das Fremdwährungsrisiko aufzufangen:
| ― | derivative Instrumente: das sind zumeist außerbörsliche Verträge und beinhalten FX-Forward-Transaktionen, FX-Swaps, Währungsswaps, kombinierte Währungsswaps, Plain-Vanilla-FX-Optionen oder Kombinationen (Calls, Puts oder Collars); |
| ― | monetäre Positionen wie Schuldtitel, Zahlungsmittel und Kredite. |
Sicherungsunwirksamkeit entsteht zumeist aus der Unsicherheit im Hinblick auf den zeitlichen Ablauf und in einigen Fällen aus der Höhe künftiger Zahlungsströme in Fremdwährung, die gesichert werden sollen.
18.1.5.2 Zinsrisikomanagement
Aufgrund ihrer Finanzierungs- und Investitionstätigkeit ist die Gruppe einem Zinsrisiko ausgesetzt. Das Zinsrisiko ist als finanzielles Risiko definiert, das aus Schwankungen der Basiszinssätze erwächst, die die Kosten von Schulden erhöhen und die Wirtschaftlichkeit von Investitionen beeinträchtigen können. Basiszinssätze sind Marktzinssätze, wie EURIBOR, LIBOR usw., die nicht den Kredit-Spread des Kreditnehmers enthalten.
Für das Zinsrisikomanagement gibt es einen konzernweiten Ansatz im Rahmen einer speziellen Strategie der Gruppe, die vom Konzernmanagement evaluiert wird. Diese Strategie unterscheidet zwei Hauptquellen eines Zinsrisikos:
| ― | Ein Zinsrisiko für die Nettoschuld der Gruppe |
Das Zinsrisiko für die Nettoschuld der Gruppe ist die finanzielle Auswirkung von Basiszinssatzbewegungen auf das Schuldtitel- und Zahlungsmittelportfolio aus wiederkehrender Finanzierungstätigkeit. Der Umgang mit diesem Risiko wird zentral gesteuert.
Die Ziele des Risikomanagements sind in der Reihenfolge ihrer Bedeutung:
| ― | die langfristige Wirtschaftlichkeit von Vermögenswerten zu schützen; |
| ― | Finanzierungskosten zu optimieren und die Wettbewerbsfähigkeit zu sichern und |
| ― | die Unsicherheit hinsichtlich der Schuldendienstlast zu minimieren. |
Durch Überwachung der Marktzinssätze und ihrer Auswirkung auf die Brutto- und Nettoschuld der Gruppe wird die Entwicklung des Zinsrisikos aktiv gesteuert.
| ― | Projektzinsrisiko |
Ein spezielles Projektzinsrisiko entspricht der potenziell negativen finanziellen Auswirkung von Basiszinssatzbewegungen auf spezielle wichtige betriebliche Tätigkeiten wie Investitionsprojekte, Erwerbe, Veräußerungen und Umstrukturierungsprojekte. Das Zinsrisiko nach Abschluss eines Vorhabens gilt als normal (vgl. den Abschnitt "Zinsrisiko" oben).
Das Zinsrisikomanagement für bestimmte Projekttransaktionen zielt darauf ab, die Wirtschaftlichkeit von Projekten, Erwerbe, Veräußerungen und Umstrukturierungsinitiativen vor nachteiligen Zinsänderungen zu schützen. Dazu kann die Umsetzung von Sicherungstransaktionen gehören, die von einer Reihe von Faktoren abhängt, zu denen die Wahrscheinlichkeit der Fertigstellung, die Verfügbarkeit von Sicherungsinstrumenten und die mit ihnen verbundenen Kosten gehören.
Sicherungsinstrumente und Quellen für Sicherungsunwirksamkeit
Die Gruppe nutzt grundsätzlich folgende Stellhebel des Risikomanagements, um das Zinsrisiko aufzufangen:
―
derivative Instrumente: das sind zumeist außerbörsliche Verträge, mit denen Basiszinssätze gesteuert werden können. Zu solchen Instrumenten gehören:
| ― | Swaps, um die Art der Zinszahlung auf Schulden zu verändern, typischerweise vom Festzins zu variablen Zinsen oder umgekehrt, und |
| ― | Plain-Vanilla-Zinsoptionen; |
―
Caps, Floors und Collars, mit denen die Wirkung von Zinsschwankungen begrenzt werden kann, indem man untere bzw. obere Grenzen für variable Zinsen festlegt.
Sicherungsunwirksamkeit ist meist mit Änderungen der Bonität von Gegenparteien und den daraus erwachsenden Belastungen verbunden sowie mit möglichen Lücken bei Zahlungsterminen und bei Indizes zwischen den derivativen Instrumenten und den Risiken für den zugehörigen Basiswert.
18.1.5.3 Fremdwährungs- und Zinssicherungen
Die Gruppe hat gewählt, für das Fremdwährungs- und Zinsrisikomanagement wann immer möglich und praktikabel das Hedge-Accounting anzuwenden. Sie verwaltet auch ein Portfolio nicht designierter derivativer Instrumente, die wirtschaftlichen Sicherungen der Nettoschuld- und Fremdwährungsrisiken entsprechen.
Die Gruppe nutzt drei Methoden des Hedge-Accounting: die Cashflow-Sicherung, die Sicherung des beizulegenden Zeitwerts und die Sicherung von Nettoinvestitionen.
Generell gilt, dass die Gruppe Sicherungsverhältnisse nicht häufig neu gestaltet, nicht spezielle Risikobestandteile als abgesicherten Posten designiert und die Inanspruchnahme von Krediten nicht als erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet designiert.
Zur Absicherung des beizulegenden Zeitwerts setzt die Gruppe auf Zins- oder Zins-Währungsswaps, die festverzinsliche Schuld in Schuld zu variablem Zinssatz umwandeln.
Cashflow-Sicherungen dienen hauptsächlich der Sicherung künftiger Fremdwährungs-Cashflows, von Schulden zu variablem Zinssatz sowie von künftigem Refinanzierungsbedarf.
Sicherungsinstrumente für Nettoinvestitionen sind vor allem FX-Swaps und FX-Forwards.
Die folgende Tabelle zeigt die beizulegenden Zeitwerte von Derivaten (mit Ausnahme von Commodity-Instrumenten) am 31. Dezember 2018 und 31. Dezember 2017:
| 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 (1) | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Vermögenswerte | Verbindlichkeiten | Vermögenswerte | ||||
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| In Millionen Euro | Langfristig | Kurzfristig | Langfristig | Kurzfristig | Langfristig | Kurzfristig |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Fremdkapital sichernde Derivate | 678 | 42 | (259) | (66) | 610 | 63 |
| Sicherungen des beizulegenden Zeitwerts | 521 | 1 | (29) | (1) | 449 | 9 |
| Cashflow-Sicherungen | 24 | (191) | 15 | 1 | ||
| Derivative Instrumente, die nicht für Hedge Accounting qualifizieren | 133 | 42 | (39) | (65) | 147 | 53 |
| Sonstige Posten sichernde Derivate | 606 | 28 | (1.215) | (38) | 806 | 83 |
| Sicherungen des beizulegenden Zeitwerts | ||||||
| Cashflow-Sicherungen | 21 | 1 | (284) | (4) | 128 | 5 |
| Sicherungen von Nettoinvestitionen | 1 | (5) | 54 | |||
| Derivative Instrumente, die nicht für Hedge Accounting qualifizieren | 583 | 27 | (927) | (34) | 625 | 78 |
| SUMME | 1.283 | 71 | (1.474) | (105) | 1.417 | 146 |
| 31. Dez. 2017 (1) | ||
|---|---|---|
| Verbindlichkeiten | ||
| --- | --- | --- |
| In Millionen Euro | Langfristig | Kurzfristig |
| --- | --- | --- |
| Fremdkapital sichernde Derivate | (293) | (59) |
| Sicherungen des beizulegenden Zeitwerts | (38) | |
| Cashflow-Sicherungen | (191) | |
| Derivative Instrumente, die nicht für Hedge Accounting qualifizieren | (64) | (59) |
| Sonstige Posten sichernde Derivate | (1.212) | (118) |
| Sicherungen des beizulegenden Zeitwerts | ||
| Cashflow-Sicherungen | (375) | (37) |
| Sicherungen von Nettoinvestitionen | (8) | |
| Derivative Instrumente, die nicht für Hedge Accounting qualifizieren | (830) | (80) |
| SUMME | (1.505) | (177) |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2017 sind wegen der Anwendung von IFRS 9 und IFRS 15 neu berechnet (vgl. Anhang 2 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2017").
Vgl. auch Anhang 17.4 "Derivative Instrumente".
Die beizulegenden Zeitwerte in der Tabelle oben zeigen die Höhe des Preises, der für den Verkauf eines Vermögenswertes erzielt oder für die Übertragung einer Verbindlichkeit zwischen Marktteilnehmern im Zuge der normalen Geschäftstätigkeit gezahlt würde. 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.
HÖHE, ZEITLICHER ANFALL UND UNSICHERHEIT KÜNFTIGER ZAHLUNGSSTRÖME
Die folgende Tabelle bietet ein Profil des zeitlichen Anfalls des Nominalwerts der Sicherungsinstrumente und gegebenenfalls des Durchschnittspreises oder -zinssatzes des Sicherungsinstruments am 31. Dezember 2018:
| In Millionen Euro Kauf/Verkauf | Zinsart | Art des derivativen Instruments | Währung | Summe | 2019 | 2020 |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Kaufen | Fest | CCS | AUD | (527) | (123) | (123) |
| CHF | (954) | (399) | (399) | |||
| EUR | (615) | (322) | (288) | |||
| GBP | (13.808) | (2.041) | (2.041) | |||
| HKD | (1.338) | (256) | (256) | |||
| JPY | (993) | (358) | (358) | |||
| NOK | (151) | (50) | (50) | |||
| PEN | (967) | (263) | (263) | |||
| USD | (2.281) | (1.053) | (1.097) | |||
| Variabel | CCS | USD | (580) | (262) | (318) | |
| Verkauf | Fest | CCS | CLP | 13 | 7 | 6 |
| EUR | 17.988 | 3.095 | 3.138 | |||
| GBP | 550 | 286 | 259 | |||
| INR | 58 | 58 | ||||
| USD | 1.030 | 289 | 286 | |||
| Variabel | CCS | BRL | 600 | 300 | 300 | |
| CCS | EUR | 2.633 | 1.180 | 1.180 |
| In Millionen Euro Kauf/Verkauf | 2021 | 2022 | 2023 | mehr als 5 Jahre |
|---|---|---|---|---|
| Kaufen | (123) | (52) | (52) | (52) |
| (155) | ||||
| (6) | ||||
| (1.789) | (1.789) | (1.230) | (4.919) | |
| (256) | (256) | (156) | (156) | |
| (278) | ||||
| (50) | ||||
| (252) | (189) | |||
| (44) | (44) | (44) | ||
| Verkauf | ||||
| 2.568 | 2.277 | 1.541 | 5.369 | |
| 5 | ||||
| 260 | 195 | |||
| 273 |
| In Millionen Euro Kauf/Verkauf | Zinsart | Art des derivativen Instruments | Währung | Summe | 2019 | 2020 |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Kaufen | Fest | CAP | EUR | 2.000 | 1.000 | 1.000 |
| HUF | 1 | |||||
| IRS | AUD | 2 | 2 | |||
| CAD | ||||||
| CZK | 16 | 4 | 4 | |||
| EUR | 38.495 | 5.671 | 7.324 | |||
| GBP | 13 | 5 | 4 | |||
| USD | 2.526 | 831 | 705 | |||
| FRA | EUR | 3.600 | 1.950 | 1.650 | ||
| Variabel | IRS | BRL | 675 | 250 | 250 | |
| EUR | 45.484 | 13.056 | 11.751 |
| In Millionen Euro Kauf/Verkauf | 2021 | 2022 | 2023 | mehr als 5 Jahre |
|---|---|---|---|---|
| Kaufen | ||||
| 3 | 2 | 1 | ||
| 8.197 | 6.157 | 3.660 | 7.486 | |
| 3 | 1 | |||
| 292 | 249 | 201 | 248 | |
| 176 | ||||
| 7.589 | 5.972 | 2.482 | 4.635 |
Aus den Tabellen oben sind Währungsderivate ausgenommen (eine Ausnahme bilden Zins-Währungsswaps - cross currency swaps -CCS). Diese Sicherungen haben zumeist eine kurze Laufzeit, die Fälligkeiten entsprechen denen der abgesicherten Posten.
Ausgehend von der Managementstrategie für FX- und Zinsrisiken wird die FX-Empfindlichkeit in Anhang 18.1.3.2 "Empfindlichkeitsanalyse für das Fremdwährungsrisiko" dargestellt. Die durchschnittliche Schuldendienstlast beträgt 2,68 %, wie in Anhang 11.1 "Kosten der Nettoschuld" dargestellt.
Auswirkung des Hedge-Accounting auf die finanzielle Lage und den Erfolg der Gruppe
Aus den folgenden Tabellen gehen hervor:
| ― | die Buchwerte der Sicherungsinstrumente (finanzielle Vermögenswerte getrennt von finanziellen Verbindlichkeiten) mit Verweis auf die Zeile in der Bilanz, die das Sicherungsinstrument enthält; und |
| ― | die Nominalwerte der Sicherungsinstrumente. |
WÄHRUNGSDERIVATE
| 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Beizulegender Zeitwert | Nominalwert | Beizulegender Zeitwert | Nominalwert | |||
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| In Millionen Euro | Vermögenswerte | Verbindlichkeiten | Summe | Summe | Summe | Summe |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Cashflow-Sicherungen | 45 | (380) | (335) | 3.268 | (167) | 3.285 |
| Sicherungen von Nettoinvestitionen | 1 | (5) | (3) | 1.114 | 47 | 3.370 |
| Derivative Instrumente, die nicht für Hedge Accounting qualifizieren | 82 | (105) | (23) | 10.996 | (76) | 5.161 |
| SUMME | 128 | (489) | (361) | 15.379 | (197) | 11.815 |
ZINSDERIVATE
| 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Beizulegender Zeitwert | Nominalwert | Beizulegender Zeitwert | Nominalbetrag | |||
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| In Millionen Euro | Vermögenswerte | Verbindlichkeiten | Summe | Summe | Summe | Summe |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Absicherungen des beizulegenden Zeitwerts | 521 | (30) | 491 | 4.846 | 420 | 4.941 |
| Cashflow-Sicherungen | 1 | (99) | (98) | 1.434 | (287) | 1.550 |
| Derivative Instrumente, die nicht für Hedge Accounting qualifizieren | 703 | (960) | (257) | 25.216 | (55) | 21.792 |
| SUMME | 1.226 | (1.090) | 136 | 31.496 | 78 | 28.283 |
Die beizulegenden Zeitwerte in der Tabelle oben sind bei einem Vermögenswert positiv und bei einer Verbindlichkeit negativ.
Die Unwirksamkeit eines Sicherungsverhältnisses wird ausgehend von der Änderung des beizulegenden Zeitwerts des Sicherungsinstruments im Vergleich zur Änderung des beizulegenden Zeitwerts der gesicherten Positionen ab Beginn des Sicherungsverhältnisses berechnet. Der beizulegende Zeitwert der Sicherungsinstrumente am 31. Dezember 2018 gibt die kumulierte Änderung des beizulegenden Zeitwerts der Sicherungsinstrumente ab Beginn des Sicherungsverhältnisses wieder. Bei Sicherungen des beizulegenden Zeitwerts gilt dasselbe Prinzip für die gesicherten Positionen.
SICHERUNGEN DES BEIZULEGENDEN ZEITWERTS
Die folgenden Tabellen zur Sicherung des beizulegenden Zeitwerts geben an:
| ― | die Buchwerte der gesicherten Positionen und die kumulierte Höhe der Berichtigungen des beizulegenden Zeitwerts, die in diesen Buchwerten enthalten sind, finanzielle Vermögenswerte getrennt von finanziellen Verbindlichkeiten und mit Verweis auf die Zeile in der Bilanz, die das Sicherungsinstrument enthält; |
| ― | die Nominalwerte der Sicherungsinstrumente; |
| ― | die kumulierte Höhe der Berichtigungen des beizulegenden Zeitwerts der Sicherung, die für gesicherte Positionen in der Bilanz verbleiben, und nicht mehr um Sicherungsgewinne und -verluste nach IFRS 9, Punkt 6.5.10, angepasst werden, und |
| ― | den unwirksamen Teil der Sicherung, der in der Gewinn- und Verlustrechnung erfasst wird. |
| In Millionen Euro | Nominalwert | Beizulegender Zeitwert | Zeile der Bilanz |
|---|---|---|---|
| Sicherungsinstrumente | 4.941 | 420 | Fremdkapital sichernde Derivate |
| In Millionen Euro | Änderung des beizulegenden Zeitwerts zur Berechnung der Sicherungsunwirksamkeit(1) | Bei Gewinn oder Verlust angesetzter unwirksamer Teil | Zeile der Gewinn- und Verlustrechnung |
|---|---|---|---|
| Sicherungsinstrumente | 420 | (2) | Kosten der Nettoschuld |
| In Millionen Euro | Ausstehender Betrag | Auswirkung der Absicherung des beizulegenden Zeitwerts (1,2) | Zeile der Bilanz | Änderung des Werts für die Berechnung der Sicherungsunwirksamkeit |
|---|---|---|---|---|
| Gesicherte Positionen | 4.951 | 365 | Langfristiges und kurzfristiges Fremdkapital | 142 |
(1) Die Differenz zwischen dem beizulegenden Zeitwert zur Bestimmung des unwirksamen Teils von Sicherungsinstrumenten und dem der gesicherten Positionen entspricht den fortgeführten Anschaffungskosten von Fremdkapital und den Schulden, die Teil des Sicherungsverhältnisses für den beizulegenden Zeitwert sind.
(2) Davon beziehen sich 153 Mio. € auf gesicherte Positionen, die nicht mehr angepasst werden, weil das Sicherungsverhältnis für den beizulegenden Zeitwert nicht mehr besteht.
CASHFLOW-SICHERUNGEN
Die folgenden Tabellen zu Cashflow-Sicherungen geben an:
| ― | die Änderung des beizulegenden Zeitwerts der gesicherten Position als Grundlage für die Erfassung der Sicherungsunwirksamkeit über die Periode; |
| ― | die Salden der Sicherungsrücklage für den Cashflow zur Fortführung der Sicherungen; |
| ― | die Salden, die in der Sicherungsrücklage für den Cashflow für Sicherungsverhältnisse verbleiben, auf die das Hedge-Accounting nicht mehr angewandt wird; |
| ― | den unwirksamen Teil der Sicherung, der in der Gewinn- und Verlustrechnung erfasst wird, und |
| ― | die Gewinne und Verluste, die im Eigenkapital erfasst und aus dem Eigenkapital umklassifiziert werden. |
| In Millionen Euro | Nominalwert | Beizulegender Zeitwert | Zeile der Bilanz |
|---|---|---|---|
| Sicherungsinstrumente | 4.835 | (454) | Fremdkapital/ sonstige Posten sichernde Derivate |
| In Millionen Euro | Änderung des beizulegenden Zeitwerts zur Berechnung einer Sicherungsunwirksamkeit | Wertveränderung des Sicherungsinstruments, das im Eigenkapital erfasst ist (1) | Bei Gewinn oder Verlust angesetzter unwirksamer Teil (1) |
|---|---|---|---|
| Sicherungsinstrumente | (291) | 65 | (1) |
| In Millionen Euro | Zeile der Gewinn- und Verlustrechnung | Aus der Sicherungsrücklage in Gewinn oder Verlust umgegliederter Betrag(1) | Zeile der Gewinn- und Verlustrechnung |
|---|---|---|---|
| Sicherungsinstrumente | Sonstiges Finanzergebnis/Ergebnis der betrieblichen Tätigkeit | 127 | Sonstiges Finanzergebnis/Ergebnis der betrieblichen Tätigkeit |
(1) Gewinne/(Verluste)
| In Millionen Euro | Änderung des beizulegenden Zeitwerts zur Berechnung einer Sicherungsunwirksamkeit | Cashflow-Sicherungsrücklage -Hedge-Accounting gilt weiterhin | Cashflow-Sicherungsrücklage -Hedge-Accounting gilt nicht mehr |
|---|---|---|---|
| Gesicherte Positionen | 290 | (265) | (459) |
Fremdwährungs- und Zinsderivate, die als Cashflow-Hedges designiert sind, lassen sich wie folgt nach Fälligkeit analysieren:
Per 31. Dezember 2018
| In Millionen Euro | Summe | 2019 | 2020 | 2021 | 2022 | 2023 |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Beizulegender Zeitwert von Derivaten nach Fälligkeit | (433) | 4 | (25) | (28) | (12) | (13) |
| In Millionen Euro | Mehr als 5 Jahre |
|---|---|
| Beizulegender Zeitwert von Derivaten nach Fälligkeit | (360) |
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) |
SICHERUNGEN VON NETTOINVESTITIONEN
Die folgenden Tabellen zu Sicherungen von Nettoinvestitionen geben an:
| ― | die Änderung des beizulegenden Zeitwerts der gesicherten Position als Grundlage für die Erfassung der Sicherungsunwirksamkeit über die Periode; |
| ― | die Salden der Rücklage für die Fremdwährungsumrechnung zur Fortführung der Sicherungen; |
| ― | die Salden, die in der Rücklage für die Fremdwährungsumrechnung für Sicherungsverhältnisse verbleiben, auf die das Hedge-Accounting nicht mehr angewandt wird; |
| ― | den unwirksamen Teil der Sicherung, der in der Gewinn- und Verlustrechnung erfasst wird, und |
| ― | die Gewinne und Verluste, die im Eigenkapital erfasst und aus dem Eigenkapital umklassifiziert werden. |
| In Millionen Euro | Nennwert | Beizulegender Zeitwert | Zeile der Bilanz |
|---|---|---|---|
| Sicherungsinstrumente | 3.370 | 47 | Sonstige Posten sichernde Derivate |
| In Millionen Euro | Änderung des beizulegenden Zeitwerts zur Berechnung einer Sicherungsunwirksamkeit | Wertveränderung des Sicherungsinstruments, die im Eigenkapital erfasst ist (1) | Bei Gewinn oder Verlust angesetzte Unwirksamkeit (1) |
|---|---|---|---|
| Sicherungsinstrumente | 3 | 25 |
| In Millionen Euro | Zeile der Gewinn- und Verlustrechnung | Aus der Sicherungsrücklage in Gewinn oder Verlust umgegliederter Betrag(1) | Zeile der Gewinn- und Verlustrechnung |
|---|---|---|---|
| Sicherungsinstrumente | Sonstiges Finanzergebnis | (32) | Ergebnis der betrieblichen Tätigkeit |
(1) Gewinne/(Verluste)
| In Millionen Euro | Änderung des beizulegenden Zeitwerts zur Berechnung einer Sicherungsunwirksamkeit | Cashflow-Sicherungsrücklage -Hedge-Accounting gilt weiterhin | Cashflow-Sicherungsrücklage -Hedge-Accounting gilt nicht mehr |
|---|---|---|---|
| Gesicherte Positionen | (3) | (313) | n.v. |
IN DER EIGENKAPITALVERÄNDERUNGSRECHNUNG UND DER GESAMTERGEBNISRECHNUNG DARGESTELLTE BETRÄGE
Die folgende Tabelle zeigt eine Überleitung jeder Eigenkapitalkomponente und eine Analyse des sonstigen Gesamtergebnisses:
| In Millionen Euro | Fremdkapital sichernde Derivate - Sicherung des Fremdwährungsrisikos(1) | Sonstige Posten sichernde Derivate - Sicherung des Zinsrisikos (1) | Cashflow-Sicherung Sonstige Position sichernde Derivate - Sicherung des Fremdwährungsrisikos(2) | Sicherung von Nettoinvestitionen Sonstige Position sichernde Derivate - Sicherung des Fremdwährungsrisikos (2) |
|---|---|---|---|---|
| Per 31. Dezember 2017 | 46 | (562) | (18) | (320) |
| Im Eigenkapital erfasster wirksamer Teil | (72) | 7 | (25) | |
| Aus der Sicherungsrücklage | (156) | 29 | 32 | |
| in Gewinn oder Verlust umklassifizierter Betrag | ||||
| Umrechnungsdifferenzen | ||||
| Änderungen des Konsolidierungskreises und sonstige | 1 | 5 | (3) | |
| PER 31. DEZEMBER 2018 | 46 | (741) | (28) | (313) |
(1) Zeitlicher Anfall bei Cashflow-Sicherungen.
(2) Transaktion für Cashflow-Sicherungen.
18.2 Gegenparteirisiko
Durch ihre finanziellen und betrieblichen Tätigkeiten ist die Gruppe dem Ausfallrisiko ihrer Gegenparteien ausgesetzt (Kunden, Lieferanten, EPC-Auftragnehmer, Partner, Vermittler und Banken). Der Ausfall könnte Zahlungen, Warenlieferungen und/oder die Anlagenleistung beeinträchtigen.
Die Grundsätze des Managements des Gegenparteirisikos sind in der Konzernstrategie für das Gegenparteirisiko formuliert, die:
| ― | Rollen und Verantwortlichkeiten für das Management und Controlling des Gegenparteirisikos auf verschiedenen Ebenen zuweist (Konzern, BU oder Unternehmen) und betriebliche Verfahrensweisen sicherstellt, die konzernweit konsistent sind; |
| ― | das Gegenparteirisiko und die Mechanismen beschreibt, mit denen es sich auf den wirtschaftlichen Erfolg und die Abschlüsse der Gruppe auswirkt; |
| ― | Kennzahlen, Berichts- und Steuerungsmechanismen definiert, um für Sichtbarkeit zu sorgen und Tools für das Management der Finanzperformance bereitzustellen, und |
| ― | Richtlinien für die Nutzung von Dämpfungsmechanismen bietet, wie Sicherheiten und Bürgschaften, die in einigen Geschäftsbereichen sehr verbreitet sind. |
Je nach Art der Geschäftstätigkeit ist die Gruppe unterschiedlichen Arten von Gegenparteirisiken ausgesetzt. Infolgedessen nutzen einige Geschäftsbereiche Sicherheitsinstrumente - insbesondere das Energiemanagement, wo der Griff zu Margenausgleich und anderen Arten finanzieller Sicherheit (standardisierter Rechtsrahmen) Marktstandard ist. Außerdem können andere Geschäftsbereiche in bestimmten Fällen Garantien von ihren Gegenparteien verlangen (Garantien der Muttergesellschaft, Bankbürgschaften usw.).
Nach dem neuen Standard IFRS 9 hat die Gruppe eine konzernweite Methode definiert und angewandt, die die beiden unterschiedlichen Ansätze umfasst:
―
einen Portfolio-Ansatz, für den die Gruppe bestimmt, dass:
| ― | kohärente Kundenportfolios und -subportfolios zu betrachten (d. h. Portfolios mit vergleichbarem Kreditrisiko und/oder vergleichbarer Zahlungsmoral) und verschiedene Aspekte zu berücksichtigen sind: |
| ― | öffentliche oder private Gegenparteien, |
| ― | Haushalts- oder B2B-Gegenparteien, |
| ― | Geografie, |
| ― | Art der Tätigkeit, |
| ― | Größe der Gegenpartei, |
| ― | sonstige Aspekte, die die Gruppe für relevant hält, und |
| ― | Wertminderungen werden auf der Grundlage der Altersstruktur der Salden ermittelt. Zeigt sich eine Korrelation, die sich dokumentieren lässt, werden die historischen Daten um zukunftsgerichtete Elemente berichtigt; |
―
einen individualisierten Ansatz für wichtige Gegenparteien. Hier hat die Gruppe Regeln formuliert, die definieren, in welcher Phase sich der entsprechende Vermögenswert hinsichtlich der Berechnungen des erwarteten Kreditausfalls (ECL) befindet:
| ― | auf Stufe 1 geht es um finanzielle Vermögenswerte, die sich seit dem Erstansatz nicht erheblich verschlechtert haben. Der ECL für Stufe 1 wird auf einer 12-Monats-Basis berechnet, |
| ― | auf Stufe 2 geht es um finanzielle Vermögenswerte, für die das Kreditrisiko deutlich gestiegen ist. Der ECL für Stufe 2 wird auf der Grundlage des Lifetime-ECL berechnet. Für die Entscheidung, einen Vermögenswert von Stufe 1 auf Stufe 2 zu versetzen, gelten bestimmte Kriterien: |
| ― | eine erhebliche Herabstufung der Kreditwürdigkeit der Gegenpartei und/oder ihrer Muttergesellschaft und/oder ihres Bürgen (falls zutreffend), |
| ― | erhebliche nachteilige Veränderungen des regulatorischen Umfelds, |
| ― | Änderungen politischer oder landesbezogener Risiken und |
| ― | sonstige Aspekte, die die Gruppe für relevant hält. |
―
Sind finanzielle Vermögenswerte mehr als 30 Tage überfällig, wird nicht systematisch auf Stufe 2 umgestuft, solange die Gruppe angemessene und belegbare Informationen hat, aus denen hervorgeht, dass auch überfällige Zahlungen von mehr als 30 Tagen keinen signifikanten Anstieg des Kreditrisikos gegenüber dem Erstansatz bedeuten;
| ― | auf Stufe 3 geht es um Vermögenswerte, bei denen bereits ein Ausfall zu beobachten war, beispielsweise: |
| ― | bei einem Nachweis erheblicher und anhaltender finanzieller Schwierigkeiten der Gegenpartei, |
| ― | bei einem Nachweis dafür, dass die Muttergesellschaft das Tochterunternehmen nicht mit Krediten unterstützt (in diesem Fall ist das Tochterunternehmen das Gegenparteirisiko der Gruppe), |
| ― | wenn ein Unternehmen der Gruppe wegen Nichtzahlung gerichtlich gegen die Gegenpartei vorgeht. |
―
Sind finanzielle Vermögenswerte mehr als 90 Tage überfällig, kann die Vermutung widerlegt werden, wenn die Gruppe angemessene und belegbare Informationen hat, aus denen hervorgeht, dass auch überfällige Zahlungen von mehr als 90 Tagen keinen Ausfall der Gegenpartei bedeuten.
Die für die Stufen 1 und 2 anzuwendende ECL-Formel lautet ECL = EAD x PD x LGD, wobei:
| ― | für den 12-Monats-ECL die erwartete Höhe der Forderung zum Zeitpunkt des Ausfalls (EaD) gleich dem Buchwert des finanziellen Vermögenswertes ist, auf den die entsprechende Ausfallwahrscheinlichkeit (PD) und die Verlustquote bei Ausfall (LGD) angewendet werden; |
| ― | für den Lifetime-ECL besteht die Berechnungsmethode im Feststellen der Gefährdungsentwicklung für jedes Jahr, insbesondere im Hinblick auf den erwarteten zeitlichen Anfall und die Höhe der vertraglich vereinbarten Rückzahlungen. Dann werden die jeweilige PD und LGD auf jede Rückzahlung angewendet und die so errechneten Zahlen abgezinst. Der ECL ist dann die Summe der abgezinsten Zahlen; und |
| ― | Ausfallwahrscheinlichkeit: ist die Wahrscheinlichkeit eines Ausfalls über einen bestimmten zeitlichen Horizont (auf Stufe 1 beträgt dieser Zeithorizont 12 Monate nach Ende der Berichtsperiode; auf Stufe 2 ist dieser Zeithorizont die gesamte Restlaufzeit des finanziellen Vermögenswertes). Diese Information basiert auf externen Daten einer renommierten Rating-Agentur. Die PD hängt vom Zeithorizont und dem Rating für die Gegenpartei ab. Die Gruppe nutzt externe Ratings, wenn sie zur Verfügung stehen. Die Experten für Kreditrisiken bei ENGIE legen für die wichtigsten Gegenparteien ein internes Rating fest, ohne auf ein externes Rating zurückzugreifen. |
Die LGD-Quoten basieren im Wesentlichen auf den Basel-Standards:
| ― | 75 % für nachrangige Vermögenswerte und |
| ― | 45 % für Standardvermögenswerte. |
Für Vermögenswerte, die für die Gegenpartei strategisch bedeutsam sind, wie wichtige öffentliche Dienstleistungen oder Güter, wird der LGD-Parameter auf 30 % gesetzt.
Die Gruppe hat entschieden, für folgende Situationen Abschreibungen vorzusehen:
| ― | für Vermögenswerte, für die eine gerichtliche Beitreibung anhängig ist: Solange das Verfahren läuft, wird nicht abgeschrieben; |
| ― | für Vermögenswerte, für die keine gerichtliche Beitreibung anhängig ist: Eine Abschreibung wird vorgenommen, sobald die Forderung aus Lieferungen und Leistungen 3 Jahre überfällig ist (bei öffentlichen Gegenparteien bei einer Überfälligkeit von 5 Jahren). |
18.2.1 Betriebliche Tätigkeiten
Das Gegenparteirisiko bei betrieblichen Tätigkeiten wird mit Standardmechanismen gesteuert, wie Garantien Dritter, Aufrechnungsvereinbarungen und Margenausgleich, wobei spezielle Sicherungsinstrumente oder spezielle Vorauszahlungsverfahren und Vorgehensweisen zum Beitreiben von Schulden genutzt werden, insbesondere bei Privatkunden.
Entsprechend der Konzernpolitik ist jede Business Unit für ihren Umgang mit dem Gegenparteirisiko verantwortlich, auch wenn die Gruppe die größten Gefährdungen durch Gegenparteien weiterhin zentral regelt.
Das Kredit-Rating großer und mittlerer Gegenparteien, bei denen die Gruppe ein Ausfallrisiko oberhalb einer bestimmten Schwelle 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 (CRME - 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.
18.2.1.1 Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen, aktive Vertragsposten
Die folgenden Tabellen zum Gegenparteirisiko durch "Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen" und "Aktive Vertragsposten" zeigen:
―
die Zuordnung des ausstehenden Betrags je nach gewähltem Ansatz (einzeln oder kollektiv), um erwartete Kreditausfälle zu überwachen;
―
die Untergliederung des ausstehenden Betrags für "Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen" und "Aktive Vertragsposten", der mit dem individuellen Ansatz überwacht wird:
| ― | nach Risikostufe (Stufen 1, 2 und 3), |
| ― | nach Gegenparteityp (Investment Grade versus sonstige); |
―
die Untergliederung des ausstehenden Betrags für "Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen" und "Aktive Vertragsposten", der mit dem kollektiven Ansatz überwacht wird, nach überfälligen Vermögenswerten und Vermögenswerten, die weder wertgemindert noch überfällig sind.
Das in den folgenden Tabellen dargestellte Gesamtobligo enthält keine Auswirkungen in Verbindung mit der Mehrwertsteuer oder sonstigen Posten, die keinem Kreditrisiko unterliegen. Es belief sich am 31. Dezember 2018 auf 2.547 Mio. € bzw. 13 Mio. € für "Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen" bzw. "Aktive Vertragsposten" (zum Vergleich: am 31. Dezember 2017 waren es 2.114 Mio. € bzw. 12 Mio. €).
Die ausstehenden Forderungsbeträge gliedern sich nach Art des Ansatzes für die Überwachung wie folgt:
| 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| In Millionen Euro | Individueller Ansatz | Kollektiver Ansatz | Summe | Individueller Ansatz | Kollektiver Ansatz | |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen, zu Buchwerten | Brutto | 10.339 | 3.804 | 14.142 | 8.548 | 3.546 |
| Erwartete Kreditausfälle | (323) | (754) | (1.076) | (352) | (729) | |
| SUMME | 10.016 | 3.050 | 13.066 | 8.196 | 2.817 | |
| Aktiva aus Verträgen mit Kunden | Brutto | 3.052 | 4.381 | 7.432 | 2.757 | 4.073 |
| Erwartete Kreditausfälle | (7) | (1) | (8) | (7) | (5) | |
| SUMME | 3.045 | 4.379 | 7.424 | 2.750 | 4.068 |
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2017 Summe |
|---|---|
| Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen, zu Buchwerten | 12.094 |
| (1.081) | |
| SUMME | 11.013 |
| Aktiva aus Verträgen mit Kunden | 6.831 |
| (12) | |
| SUMME | 6.818 |
Individueller Ansatz
Ausstehende Forderungsbeträge für "Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen" und "Aktive Vertragsposten", die nach dem individuellen Ansatz überwacht werden, gliedern sich nach Risikostufe wie folgt:
| l | 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 | ||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| In Millionen Euro | Stufe 1: geringes Kreditrisiko | Stufe 2: erhöhtes Kreditrisiko | Stufe 3: wertgeminderte Vermögenswerte | Summe | Stufe 1: geringes Kreditrisiko | |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen, zu Buchwerten | Brutto | 9.694 | 422 | 222 | 10.339 | 7.821 |
| Erwartete Kreditausfälle | (107) | (71) | (145) | (323) | (103) | |
| SUMME | 9.587 | 352 | 77 | 10.016 | 7.718 | |
| Aktiva aus Verträgen mit Kunden | Brutto | 2.730 | 261 | 61 | 3.052 | 2.047 |
| Erwartete Kreditausfälle | (6) | (1) | (7) | (5) | ||
| SUMME | 2.725 | 261 | 59 | 3.045 | 2.042 |
| 31. Dez. 2017 | |||
|---|---|---|---|
| In Millionen Euro | Stufe 2: erhöhtes Kreditrisiko | Stufe 3: wertgeminderte Vermögenswerte | Summe |
| --- | --- | --- | --- |
| Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen, zu Buchwerten | 455 | 272 | 8.548 |
| (76) | (173) | (352) | |
| SUMME | 379 | 99 | 8.196 |
| Aktiva aus Verträgen mit Kunden | 507 | 203 | 2.757 |
| (1) | (7) | ||
| SUMME | 507 | 202 | 2.750 |
Ausstehende Forderungsbeträge für "Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen" und "Aktive Vertragsposten", die nach dem individuellen Ansatz überwacht werden, gliedern sich nach Art der Gegenpartei wie folgt:
| 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| In Millionen Euro | Investment Grade (1) | Sonstige | Summe | Investment Grade (1) | Sonstige | |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen, zu Buchwerten | Brutto | 9.161 | 1.178 | 10.339 | 7.258 | 1.290 |
| Erwartete Kreditausfälle | (205) | (118) | (323) | (164) | (189) | |
| SUMME | 8.956 | 1.060 | 10.016 | 7.094 | 1.101 | |
| Aktiva aus Verträgen mit Kunden | Brutto | 2.358 | 694 | 3.052 | 1.780 | 977 |
| Erwartete Kreditausfälle | (4) | (3) | (7) | (6) | (1) | |
| SUMME | 2.354 | 691 | 3.045 | 1.774 | 976 |
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2017 Summe |
|---|---|
| Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen, zu Buchwerten | 8.548 |
| (352) | |
| SUMME | 8.196 |
| Aktiva aus Verträgen mit Kunden | 2.757 |
| (7) | |
| SUMME | 2.750 |
(1) Der Investment Grade bezieht sich auf Gegenparteien, die von Standard & Poor's mindestens mit BBB eingestuft wurden.
Kollektiver Ansatz
Ausstehende überfällige Forderungsbeträge für "Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen" und "Aktive Vertragsposten", die nach dem kollektiven Ansatz überwacht werden, gliedern sich wie folgt:
| In Millionen Euro | 0 bis 6 Monate | 6 bis 12 Monate | darüber hinaus | Summe der am 31. Dez. 2018 überfälligen Vermögenswerte | |
|---|---|---|---|---|---|
| Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen, zu Buchwerten | Brutto | 730 | 146 | 368 | 1.243 |
| Erwartete Kreditausfälle | (18) | (19) | (243) | (281) | |
| SUMME | 711 | 126 | 125 | 962 | |
| Aktiva aus Verträgen mit Kunden | Brutto | 34 | 3 | 4 | 42 |
| Erwartete Kreditausfälle | |||||
| SUMME | 34 | 3 | 4 | 42 |
| In Millionen Euro | 0 bis 6 Monate | 6 bis 12 Monate | darüber hinaus | Summe der am 31. Dez. 2017 überfälligen Vermögenswerte | |
|---|---|---|---|---|---|
| Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen, zu Buchwerten | Brutto | 730 | 135 | 517 | 1.381 |
| Erwartete Kreditausfälle | (19) | (26) | (230) | (274) | |
| SUMME | 711 | 109 | 287 | 1.107 | |
| Aktiva aus Verträgen mit Kunden | Brutto | 75 | 75 | ||
| Erwartete Kreditausfälle | |||||
| SUMME | 75 | 75 |
18.2.1.2 Commodity-Derivate
Bei den Commodity-Derivaten entsteht das Gegenparteirisiko aus dem positiven beizulegenden Zeitwert. Bei der Berechnung des beizulegenden Zeitwerts dieser derivativen Instrumente wird das Gegenparteirisiko berücksichtigt.
| 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 | |||
|---|---|---|---|---|
| In Millionen Euro | Investment Grade (3) | Summe | Investment Grade (3) | Summe |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| Bruttoexposition (1) | 9.325 | 12.027 | 7.309 | 8.764 |
| Nettoexposition (2) | 2.701 | 3.683 | 2.913 | 3.705 |
| % Kreditrisiko bei Gegenparteien mit "Investment Grade" | 73,4% | 78,6% |
(1) Entspricht dem maximalen Ausfallrisiko, d. h. dem Wert der Derivate, die bei den Vermögenswerten ausgewiesen sind (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 umfasst.
18.2.2 Finanzierungstätigkeit
Für ihre Finanzierungstätigkeit hat die Gruppe Verfahren zum Management und zur 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 Gegenparteirisiko beruhen.
Um ihr Gegenparteirisiko zu verringern, bediente sich die Gruppe zunehmend eines strukturierten rechtlichen Rahmens, der auf Rahmenvereinbarungen (einschließlich Aufrechnungsklauseln) und Sicherheitenverträgen (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.
18.2.2.1 Kredite und Forderungen, zu fortgeführten
Anschaffungskosten bewertet Die folgenden Tabellen zum Gegenparteirisiko bei "Krediten und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten" zeigen die Gliederung der ausstehenden Forderungsbeträge:
| ― | nach Risikostufe (Stufen 1, 2 und 3); |
| ― | nach Gegenparteityp (Investment Grade versus sonstige). |
Das in den folgenden Tabellen dargestellte Gesamtobligo enthält keine Auswirkungen in Verbindung mit der Mehrwertsteuer oder sonstigen Posten, die keinem Kreditrisiko unterliegen. Es belief sich am 31. Dezember 2018 auf 809 Mio. € (zum Vergleich: am 31. Dezember 2017 waren es 533 Mio. €).
Die ausstehenden Forderungsbeträge gliedern sich nach Risikostufe wie folgt:
| 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| In Millionen Euro | Stufe 1: geringes Kreditrisiko | Stufe 2: erhöhtes Kreditrisiko | Stufe 3: wertgeminderte Vermögenswerte | Summe | Stufe 1: geringes Kreditrisiko | Stufe 2: erhöhtes Kreditrisiko |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Brutto | 3.402 | 466 | 233 | 4.100 | 2.799 | 517 |
| Erwartete Kreditausfälle | (91) | (227) | (319) | (36) | ||
| SUMME | 3.311 | 466 | 5 | 3.781 | 2.763 | 517 |
| 31. Dez. 2017 | ||
|---|---|---|
| In Millionen Euro | Stufe 3: wertgeminderte Vermögenswerte | Summe |
| --- | --- | --- |
| Brutto | 245 | 3.561 |
| Erwartete Kreditausfälle | (232) | (269) |
| SUMME | 13 | 3.293 |
Die ausstehenden Forderungsbeträge gliedern sich nach Art der Gegenpartei wie folgt:
| 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| In Millionen Euro | Investment Grade (1) | Sonstige | Summe | Investment Grade(1) | Sonstige | Summe |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Brutto | 2.003 | 2.098 | 4.100 | 2.079 | 1.482 | 3.561 |
| Erwartete Kreditausfälle | (86) | (233) | (319) | (21) | (247) | (269) |
| SUMME | 1.917 | 1.865 | 3.781 | 2.058 | 1.235 | 3.293 |
(1) Der Investment Grade bezieht sich auf Gegenparteien, die von Standard & Poor's mindestens mit BBB eingestuft wurden.
18.2.2.2 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 derivativen Instrumente wird das Gegenparteirisiko berücksichtigt.
Am 31. Dezember 2018 betrug das Gesamtobligo für das Kreditrisiko 9.634 Mio. €.
| 31. Dez.2018 | 31. Dez. 2017 | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| In Millionen Euro | Summe | Investment Grade (1) | Nicht bewertet (2) | Ohne Investment Grade (2) | Summe | Investment Grade (1) |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Exposition | 9.634 | 85,0% | 6,0% | 8,0% | 10.009 | 84,0% |
| 31. Dez. 2017 | ||
|---|---|---|
| In Millionen Euro | Nicht bewertet (2) | Ohne Investment Grade (2) |
| --- | --- | --- |
| Exposition | 9,0% | 7,0% |
(1) Der Investment Grade bezieht sich auf Gegenparteien, die von Standard & Poor's mindestens mit BBB und von Moody's mit Baa3 eingestuft wurden.
(2) Diese beiden Risiken betreffen am häufigsten konsolidierte Unternehmen 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.
Zudem ist am 31. Dezember 2018 Credit Agricole Corporate and Investment Bank (CACIB) mit 29 % der Zahlungsmittelüberschüsse die wichtigste Gegenpartei der Gruppe. Das bezieht sich vor allem auf ein Verwahrrisiko.
18.3 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-Bedarf (WCR) 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 anhaltende Finanzkrise 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 78 % der am 31. Dezember 2018 gepoolten Zahlungsmittel in täglich fällige Bankeinlagen und Standard-Geldmarktfonds mit täglicher Fälligkeit investiert.
Die Finanzpolitik der Gruppe basiert auf:
| ― | Zentralisierung der externen Finanzierung; |
| ― | Diversifizierung der Finanzierungsquellen durch Nutzung von Kreditinstituten und Kapitalmärkten; |
| ― | Erreichen eines ausgewogenen Profils der Schuldenrückzahlung. |
Die Gruppe ist bestrebt, ihre Finanzierungsquellen dadurch zu diversifizieren, dass sie im Rahmen ihres Euro-Medium-Term-Notes-Programms öffentliche oder private Anleihen emittiert. In Frankreich und den Vereinigten Staaten emittiert sie auch begebbare Commercial Paper.
Am 31. Dezember 2018 machten Bankdarlehen 17 % der Bruttoschuld aus (ohne Kontokorrentkredite und die Auswirkung von Derivaten und fortgeführten Anschaffungskosten), während die restliche Schuld auf Kapitalmärkten aufgebracht wurde (einschließlich 22.645 Mio. € in Anleihen bzw. 74 % der Bruttoschuld).
In Umlauf befindliche begebbare Commercial-Paper-Emissionen machten per 31. Dezember 2018 9 % der Bruttoschuld bzw. 2.894 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 kann, sollte diese Finanzierungsquelle austrocknen.
Die verfügbaren Zahlungsmittel, also Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente sowie liquide Schuldinstrumente, die für Bareinlagen bestimmt waren, beliefen sich per 31. Dezember 2018 auf 9.935 Mio. €, von denen 70 % 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 Anfall der vertraglich vereinbarten Schuldentilgung angemessen. Per 31. Dezember 2018 wurden bestätigte Kreditfazilitäten für insgesamt 13.297 Mio. € gewährt, von denen 13.232 Mio. € zur Verfügung standen. 95 % der verfügbaren Kreditfazilitäten sind zentralisiert. Keine dieser zentralisierten Fazilitäten enthält eine Verzugsklausel, die mit Zusicherungen oder Mindestbonitätsbewertungen verbunden ist.
Per 31. Dezember 2018 erfüllen alle Unternehmen der Gruppe mit konsolidierten Schulden die Zusicherungen und Erklärungen in ihrer Finanzdokumentation, mit Ausnahme einiger nicht maßgeblicher Unternehmen, für die Schritte zur Einhaltung umgesetzt werden.
18.3.1 Nicht abgezinste vertraglich vereinbarte Zahlungen für Finanzierungstätigkeiten
Per 31. Dezember 2018 lassen sich nicht abgezinste vertraglich vereinbarte Zahlungen der Nettoschuld ohne Auswirkung von Derivaten, Margenausgleich und fortgeführten Anschaffungskosten wie folgt nach Fälligkeit ordnen:
PER 31. DEZEMBER 2018
| In Millionen Euro | Summe | 2019 | 2020 | 2021 | 2022 | 2023 |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Anleiheemissionen | 22.645 | 1.202 | 2.496 | 1.778 | 2.613 | 2.675 |
| Bankdarlehen | 4.620 | 349 | 952 | 411 | 401 | 345 |
| Begebbare Commercial Paper | 2.894 | 2.894 | ||||
| Ziehungen von Kreditfazilitäten | 66 | 33 | 17 | 2 | 2 | 2 |
| Verbindlichkeiten aus Finanzierungsleasings | 380 | 118 | 92 | 82 | 10 | 9 |
| Sonstiges Fremdkapital | 125 | 51 | 20 | 19 | 4 | 5 |
| Kontokorrentkredite und Transaktionskonten | 464 | 464 | ||||
| AUSSTEHENDES FREMDKAPITAL UND SCHULD | 31.195 | 5.111 | 3.577 | 2.291 | 3.030 | 3.035 |
| Vermögenswerte im Zusammenhang mit Finanzierung | (53) | (1) | (5) | (2) | ||
| Liquide Schuldinstrumente, die Bareinlagen zugeordnet sind | (1.230) | (1.230) | ||||
| Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente | (8.706) | (8.706) | ||||
| NETTOSCHULD OHNE DIE AUSWIRKUNG FORTGEFÜHRTER ANSCHAFFUNGSKOSTEN, DERIVATIVER INSTRUMENTE UND MARGENAUSGLEICH | 21.206 | (4.825) | 3.572 | 2.290 | 3.029 | 3.034 |
| In Millionen Euro | mehr als 5 Jahre |
|---|---|
| Anleiheemissionen | 11.882 |
| Bankdarlehen | 2.163 |
| Begebbare Commercial Paper | |
| Ziehungen von Kreditfazilitäten | 11 |
| Verbindlichkeiten aus Finanzierungsleasings | 70 |
| Sonstiges Fremdkapital | 26 |
| Kontokorrentkredite und Transaktionskonten | |
| AUSSTEHENDES FREMDKAPITAL UND SCHULD | 14.152 |
| Vermögenswerte im Zusammenhang mit Finanzierung | (46) |
| Liquide Schuldinstrumente, die Bareinlagen zugeordnet sind | |
| Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente | |
| NETTOSCHULD OHNE DIE AUSWIRKUNG FORTGEFÜHRTER ANSCHAFFUNGSKOSTEN, DERIVATIVER INSTRUMENTE UND MARGENAUSGLEICH | 14.106 |
PER 31. DEZEMBER 2017
| In Millionen Euro | Summe | 2018 | 2019 | 2020 | 2021 | 2022 |
|---|---|---|---|---|---|---|
| AUSSTEHENDES FREMDKAPITAL UND SCHULD | 32.427 | 7.714 | 1.408 | 3.380 | 2.239 | 3.070 |
| Vermögenswerte in Verbindung mit Finanzierung, liquiden Schuldinstrumenten, die Bareinlagen zugeordnet sind, und Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente | (10.128) | (10.069) | (3) | (2) | ||
| NETTOSCHULD OHNE DIE AUSWIRKUNG FORTGEFÜHRTER ANSCHAFFUNGSKOSTEN, DERIVATIVER INSTRUMENTE UND MARGENAUSGLEICH | 22.300 | (2.355) | 1.408 | 3.377 | 2.237 | 3.070 |
| In Millionen Euro | mehr als 5 Jahre |
|---|---|
| AUSSTEHENDES FREMDKAPITAL UND SCHULD | 14.617 |
| Vermögenswerte in Verbindung mit Finanzierung, liquiden Schuldinstrumenten, die Bareinlagen zugeordnet sind, und Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente | (54) |
| NETTOSCHULD OHNE DIE AUSWIRKUNG FORTGEFÜHRTER ANSCHAFFUNGSKOSTEN, DERIVATIVER INSTRUMENTE UND MARGENAUSGLEICH | 14.563 |
Per 31. Dezember 2018 lassen sich nicht abgezinste vertragliche Zinszahlungen auf ausstehendes Fremdkapital und Schulden wie folgt nach Fälligkeit ordnen:
PER 31. DEZEMBER 2018
| In Millionen Euro | Summe | 2019 | 2020 | 2021 | 2022 | 2023 |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Nicht abgezinste vertragliche Zinsströme auf ausstehendes Fremdkapital und Schulden | 9.335 | 894 | 825 | 734 | 619 | 534 |
| In Millionen Euro | mehr als 5 Jahre |
|---|---|
| Nicht abgezinste vertragliche Zinsströme auf ausstehendes Fremdkapital und Schulden | 5.730 |
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 2018 lassen sich nicht abgezinste vertraglich vereinbarte Zahlungen für ausstehende Derivate (ohne Commodity-Instrumente), die in den Aktiva und Passiva erfasst sind, nach Fälligkeit wie folgt ordnen (Nettobeträge):
PER 31. DEZEMBER 2018
| In Millionen Euro | Summe | 2019 | 2020 | 2021 | 2022 | 2023 |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Derivate (ohne Commodity-Instrumente) | (138) | (16) | 37 | 93 | 59 | (29) |
| In Millionen Euro | mehr als 5 Jahre |
|---|---|
| Derivate (ohne Commodity-Instrumente) | (282) |
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 |
Um die wirtschaftliche Substanz dieser Transaktionen besser zu verdeutlichen, beziehen sich Zahlungsströme, die mit den Derivaten verbunden sind, 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 2018
| In Millionen Euro | Summe | 2019 | 2020 | 2021 | 2022 | 2023 |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Bestätigte, nicht gezogene Kreditfazilitätsprogramme | 13.232 | 760 | 1.263 | 429 | 5.514 | 5.012 |
| In Millionen Euro | mehr als 5 Jahre |
|---|---|
| Bestätigte, nicht gezogene Kreditfazilitätsprogramme | 255 |
Von diesen nicht in Anspruch genommenen Programmen sind 2.894 Mio. € der Deckung von Commercial Paper-Emissionen zugeordnet. Per 31. Dezember 2018 repräsentierte keine einzelne Gegenpartei mehr als 5 % der bestätigten, nicht abgerufenen Kreditlinien der Gruppe.
PER 31. DEZEMBER 2017
| In Millionen Euro | Summe | 2018 | 2019 | 2020 | 2021 | 2022 |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Bestätigte, nicht gezogene Kreditfazilitätsprogramme | 13.389 | 704 | 540 | 1.421 | 5.018 | 5.515 |
| In Millionen Euro | mehr als 5 Jahre |
|---|---|
| Bestätigte, nicht gezogene Kreditfazilitätsprogramme | 191 |
18.3.2 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 derivativen Instrumenten 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 2018
| In Millionen Euro | Summe | 2019 | 2020 | 2021 | 2022 | 2023 |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Derivative Instrumente, passiviert | ||||||
| in Verbindung mit Portfolio-Management | (2.114) | (811) | (780) | (342) | (108) | (37) |
| in Verbindung mit Handelsgeschäften | (10.579) | (10.579) | ||||
| Derivative Instrumente, aktiviert | ||||||
| in Verbindung mit Portfolio-Management | 2.080 | 672 | 937 | 306 | 126 | 32 |
| in Verbindung mit Handelsgeschäften | 9.952 | 9.952 | ||||
| SUMME PER 31. DEZEMBER 2018 | (661) | (766) | 157 | (36) | 18 | (5) |
| In Millionen Euro | mehr als 5 Jahre |
|---|---|
| Derivative Instrumente, passiviert | |
| in Verbindung mit Portfolio-Management | (36) |
| in Verbindung mit Handelsgeschäften | |
| Derivative Instrumente, aktiviert | |
| in Verbindung mit Portfolio-Management | 6 |
| in Verbindung mit Handelsgeschäften | |
| SUMME PER 31. DEZEMBER 2018 | (30) |
Per 31. Dezember 2017
| In Millionen Euro | Summe | 2018 | 2019 | 2020 | 2021 | 2022 |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Derivative Instrumente, passiviert | ||||||
| in Verbindung mit Portfolio-Management | (2.179) | (713) | (858) | (374) | (172) | (49) |
| in Verbindung mit Handelsgeschäften | (7.801) | (7.801) | ||||
| Derivative Instrumente, 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 |
|---|---|
| Derivative Instrumente, passiviert | |
| in Verbindung mit Portfolio-Management | (12) |
| in Verbindung mit Handelsgeschäften | |
| Derivative Instrumente, aktiviert | |
| in Verbindung mit Portfolio-Management | 52 |
| in Verbindung mit Handelsgeschäften | |
| SUMME PER 31. DEZEMBER 2017 | 40 |
18.3.3 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 unter IFRS 9 fallen. Die folgende Tabelle zeigt die wichtigsten künftigen Zusicherungen aus Verträgen, die die berichtspflichtigen Segmente GEM, Lateinamerika und Nordamerika eingegangen sind (in TWh):
| in TWh | Summe am 31. Dez. 2018 | 2019 | 2020 - 2023 | mehr als 5 Jahre | Summe am 31. Dez. 2017 |
|---|---|---|---|---|---|
| Feste Käufe | (3.070) | (500) | (994) | (1.576) | (5.680) |
| Feste Verkäufe | 1.329 | 337 | 503 | 489 | 2.046 |
ANHANG 19 Eigenkapital
19.1 Aktienkapital
| Anzahl Aktien | Wert (in Millionen Euro) |
|||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Summe | Eigene Anteile | Im Umlauf befindliches | Aktienkapital | Kapitalrücklage | Eigene Anteile | |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| 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) |
| weltweites Mitarbeiteraktienprogramm Link 2018 | 6.036.166 | 26.655.602 | 32.691.768 | 6 | 60 | 459 |
| Einziehung eigener Aktien | (6.036.166) | 6.036.166 | (6) | 81 | ||
| Aktienkauf vom französischen Staat | (11.111.111) | (11.111.111) | (152) | |||
| Ausgabe eigener Aktien (Bonus) | 1.386.192 | 1.386.192 | 35 | |||
| PER 31. DEZEMBER 2018 | 2.435.285.011 | (23.891.170) | 2.411.393.841 | 2.435 | 32.565 | (460) |
Die Änderungen der Anzahl von Aktien 2018 gingen zurück auf:
| ― | Ausgaben von Mitarbeiteraktien als Teil des weltweiten Mitarbeiteraktienprogramms "Link 2018". Insgesamt wurden 30,9 Millionen Aktien gezeichnet und 1,8 Millionen Bonusaktien im Rahmen der arbeitnehmerfinanzierten Altersversorgung ausgegeben, so dass es sich insgesamt um 32,7 Millionen Aktien handelt. Am 2. August 2018 führte die Transaktion zum Verkauf von 26,7 Millionen Aktien an Mitarbeiter, von denen insgesamt 22,2 Millionen Aktien teilweise vom französischen Staat im September 2017 (153 Mio. €) und im Juli 2018 (152 Mio. €) zurückgekauft wurden, auf der einen Seite und zu einer Kapitalerhöhung von 66 Mio. € auf der anderen Seite. Dieser letztgenannte Betrag zerfällt in eine Kapitalerhöhung von 6 Mio. € und eine Kapitalrücklage von 60 Mio. €; |
| ― | eine Verringerung des Eigenkapitals um 81 Mio. €. Davon bedeuten 6 Mio. € eine Verringerung des Kapitals und 75 Mio. € eine Verringerung der konsolidierten Rücklagen; |
| ― | die Ausgabe eigener Anteile für 1,4 Millionen Aktien als Teil von Bonusaktienprogrammen. |
Änderungen der Anzahl von Aktien im Jahr 2017 gehen auf Nettoerwerbe eigener Anteile für 9 Millionen Aktien zurück, die auf der Grundlage des Aktienübertragungsprogramms (0,46 % des Aktienkapitals von ENGIE) zumeist vom französischen Staat zurückgekauft wurden. Die Gruppe hat diese Aktien für die von ihr geplanten Arbeitnehmerspartransaktionen bestimmt.
19.1.1 Potenzielles Aktienkapital und Instrumente, die ein Recht zur Zeichnung neuer Aktien der ENGIE SA 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 24 "Anteilsbasierte Vergütungen" beschrieben, sind durch vorhandene Aktien der ENGIE SA gedeckt.
19.1.2 Eigene Anteile
Bilanzierungsstandards
Eigene Anteile werden zu Anschaffungskosten erfasst 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.
Die Gruppe hat ein Aktienrückkaufprogramm, zu dem die Ordentliche und Außerordentliche Hauptversammlung am 18. Mai 2018 den Aufsichtsrat ermächtigt hat. Das Programm sieht den Rückkauf von bis zu 10 % der Aktien vor, die das Stammkapital der ENGIE SA am Tag dieser Hauptversammlung bilden. Der aggregierte Betrag der Käufe, abzüglich der Aufwendungen, aus dem Programm darf 7,3 Mrd. € nicht überschreiten, und der Kaufpreis muss unter 30 € pro Aktie ohne Erwerbskosten liegen.
Per 31. Dezember 2018 hielt die Gruppe 23,9 Millionen eigener Anteile, die vollständig allokiert waren, um die Zusicherungen der Gruppe bezüglich der Aktien für Mitarbeiter und Konzernführungskräfte 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 Mio. €.
19.2 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 Jahresüberschuss im Geschäftsjahr) belief sich am 31. Dezember 2018 auf 36.547 Mio. €, einschließlich 32.565 Mio. € Kapitalrücklage.
Die konsolidierten Rücklagen umfassen den kumulierten Ertrag der Gruppe, die gesetzlichen und satzungsmäßigen Rücklagen der ENGIE SA, die kumulierten versicherungsmathematischen Gewinne und Verluste vor Steuern und die Änderung des beizulegenden Zeitwerts von Eigenkapitalinstrumenten mit Erfassung der Wertänderungen im OCI.
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. €.
Der Konzernanteil an den kumulierten versicherungsmathematischen Gewinnen und Verlusten stellte am 31. Dezember 2018 Verluste von 3.275 Mio. € dar (gegenüber Verlusten von 3.095 Mio. € am 31. Dezember 2017). Die latenten Steuern auf diese versicherungsmathematischen Gewinne und Verluste beliefen sich am 31. Dezember 2018 auf 790 Mio. € (am 31. Dezember 2017: 744 Mio. €).
19.2.1 Emission tief nachrangiger, ewig laufender Anleihen
Am 16. Januar legte die ENGIE SA grüne tief nachrangige, ewig laufende Anleihen für 1 Mrd. € auf und bot einen Kupon von 1,375 % und eine jährliche Auszahlungsoption ab April 2023 an.
Gemäß den Festlegungen in IAS 32 - Finanzinstrumente - -Darstellung wurden diese Instrumente wegen ihrer Merkmale mit insgesamt 989 Mio. € im Konzernabschluss im Eigenkapital bilanziert.
Am 6. Juni 2018 kündigte ENGIE die jährliche Option einer vorzeitigen Rückzahlung der Tranche von 600 Mio. € an (insgesamt 621 Mio. € einschließlich der aufgelaufenen Zinsen), die zuvor mit einem Nettobetrag von 584 Mio. € im Eigenkapital erfasst worden waren. ENGIE SA nahm die Auszahlung am 10. Juli 2018 vor.
Am 5. Dezember 2018 kündigte ENGIE die jährliche Option einer vorzeitigen Rückzahlung der Tranche von 300 Mio. GBP an (insgesamt 352 Mio. € einschließlich der aufgelaufenen Zinsen), die zuvor mit einem Nettobetrag von 340 Mio. € im Eigenkapital erfasst worden waren.
Am 31. Dezember 2018 hatten die tief nachrangigen Anleihen einen Stand von 3.750 Mio. €.
Die den Inhabern dieser Anleihen zugeordneten Kupons, für die 2018 145 Mio. € ausgezahlt wurden, werden im Konzernabschluss als Abfluss aus dem Eigenkapital bilanziert; die entsprechende Steuerersparnis ist in der Gewinn- und Verlustrechnung ausgewiesen.
19.2.2 Ausschüttungsfähigkeit von ENGIE SA
Die Ausschüttungsfähigkeit der ENGIE SA betrug am 31. Dezember 2018 insgesamt 33.320 Mio. € (gegenüber 33.969 Mio. € am 31. Dezember 2017) nach Abzug der am 12. Oktober 2018 gezahlten Zwischendividende von insgesamt 892 Mio. €, einschließlich einer Kapitalrücklage von 32.565 Mio. €.
19.2.3 Dividenden
Die folgende Tabelle zeigt die Dividenden und Zwischendividenden, die ENGIE SA 2017 und 2018 gezahlt hat.
| Ausgeschütteter Betrag (in Millionen Euro) |
Nettodividende je Aktie (in Euro) | |
|---|---|---|
| für 2017 | ||
| Zwischendividende (gezahlt am 13. Oktober 2017) | 836 | 0,35 |
| Restliche Dividende für 2017 (gezahlt am 24. Mai 2018) | 836 | 0,35 |
| Restliche zusätzliche Dividende für 2017 (gezahlt am 24. Mai 2018) | 11 | 0,07 |
| für 2018 | - | |
| Zwischendividende (gezahlt am 12. Oktober 2018) | 892 | 0,37 |
Die Hauptversammlung vom 18. Mai 2018 genehmigte die Ausschüttung einer Gesamtdividende von 0,70 € je Aktie für 2017. Im Einklang mit Artikel 26.2 der Satzung wurde für Namensaktien, die am 31. Dezember 2017 mindestens zwei Jahre lang auf den Namen des Inhabers registriert waren, eine um 10 % höhere Dividende (0,07 € je Aktie) gezahlt, sofern sie derselbe Aktionär bis zum Auszahlungstag in dieser Form hält. Diese Erhöhung um 10 % gilt je Aktionär nur für die Zahl von Aktien, die höchstens 0,5 % des Kapitals ausmachen.
Als Zwischendividende wurden am 13. Oktober 2017 0,35 € je Aktie gezahlt. Das ist ein Gesamtbetrag von 836 Mio. €. ENGIE SA beglich den Dividendensaldo von 0,35 € je Aktie am 24. Mai 2018 bar mit 836 Mio. € für Aktien, für die eine normale Dividende gezahlt wurde, sowie die restlichen 0,42 € je Aktie für Aktien, für die die Bonusdividende galt. Außerdem wurde auf der Aufsichtsratssitzung vom 26. Juli 2018 eine Zwischendividende von 0,37 € je Aktie genehmigt, zahlbar am 12. Oktober 2018. Das ist ein Gesamtbetrag von 892 Mio. €.
Für 2018 vorgeschlagene Dividende
Die Aktionäre, die auf der Hauptversammlung den Konzernabschluss der ENGIE Gruppe für das am 31. Dezember 2018 beendete Jahr genehmigen sollen, werden aufgefordert, einer Dividende von 1,12 € je Aktie zuzustimmen. Das ist eine Gesamtauszahlung von 2.701 Mio. €, ausgehend von der Zahl der am 31. Dezember 2018 in Umlauf befindlichen Aktien. Diese vorgeschlagene Dividende je Aktie besteht aus einer ordentlichen Dividende von 0,75 € je Aktie und einer außerordentlichen Dividende von 0,37 € je Aktie. Sie wird für alle Aktien um 10 % erhöht, die am 31. Dezember 2018 mindestens zwei Jahre und bis zur Dividendenzahlung für 2018 gehalten wurden. Ausgehend von der Zahl der am 31. Dezember 2018 in Umlauf befindlichen Aktien hat diese Erhöhung einen Wert von 24 Mio. €.
Vorbehaltlich der Zustimmung durch die Hauptversammlung am 17. Mai 2019 wird diese Dividende, abzüglich der gezahlten Zwischendividende (892 Mio. €), am 21. Mai 2019 abgetrennt und am 23. Mai 2019 in einer geschätzten Höhe von 1.809 Mio. € gezahlt, wobei im Umlauf befindliche Aktien ausgenommen sind. Sie wird im Jahresabschluss per 31. Dezember 2018 nicht als Verbindlichkeit angesetzt, da der Jahresabschluss per Ende 2018 vor der Gewinnausschüttung vorgelegt wird.
19.3 Im Eigenkapital (Konzernanteil) angesetzte Gesamtgewinne und -verluste
Alle Posten der folgenden Tabelle entsprechen kumulierten Gewinnen und Verlusten (Konzernanteil) am 31. Dezember 2018 und 31. Dezember 2017, die in späteren Perioden in den Ertrag umgegliedert werden können.
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 (1) |
|---|---|---|
| Schuldinstrumente | 28 | (1) |
| Sicherungen von Nettoinvestitionen | (313) | (320) |
| Cashflow-Sicherungen (ohne Commodity-Instrumente) | (725) | (542) |
| Cashflow-Sicherungen für Commodities | (30) | (37) |
| Latente Steuern auf die obigen Posten | 244 | 201 |
| Anteil von nach der Equity-Methode bilanzierten Gesellschaften an umgliederbaren Posten, nach Steuern | (223) | (473) |
| Umrechnungsdifferenzen | (1.130) | (1.063) |
| Umgliederbare Posten aus aufgegebenen Geschäftsbereichen, nach Steuern | (6) | |
| SUMME UMGLIEDERBARER POSTEN | (2.149) | (2.240) |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2017 sind wegen der Anwendung von IFRS 9 und IFRS 15 neu berechnet (vgl. Anhang 2 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2017").
19.4 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 19.1.2"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 Indikatoren, die diese Agenturen für gewöhnlich überwachen, nämlich das Geschäftsprofil der Gruppe, ihre Finanzpolitik und eine Reihe finanzwirtschaftlicher Kennzahlen. Eine der gebräuchlichsten Kennzahlen ist die, bei der der Netto-Cashflow aus der betrieblichen Tätigkeit, abzüglich des Nettofinanzaufwands und gezahlter Steuern, im Zähler steht und die angepasste Nettofinanzverschuldung im Nenner. Die Nettoschuld wird hauptsächlich um Kernenergie-Rückstellungen, Rückstellungen für nicht finanzierte Pensionspläne und Verpflichtungen aus dem Operating-Leasing angepasst.
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 20 Rückstellungen
Bilanzierungsstandards
Allgemeine Grundsätze zum Ansatz einer Rückstellung
Die Gruppe setzt eine Rückstellung an, wenn eine gegenwärtige Verpflichtung (gesetzlich oder faktisch) Dritten gegenüber aus einem vergangenen Ereignis besteht, von dem wahrscheinlich ist, dass ein Abfluss von Ressourcen erforderlich ist, um die Verpflichtung ohne entsprechende Gegenleistung zu erfüllen.
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 begründete Erwartungen bei den Betroffenen auslöst, dass sie die Restrukturierung durchführt, indem sie den Plan umzusetzen beginnt, oder sie die Betroffenen über seine Hauptzüge informiert.
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 Abzinsungen spiegeln die geltenden Marktbewertungen des Zeitwerts des Geldes und die Risiken für die spezielle Verbindlichkeit wider.
Änderungen bestimmter Parameter könnten eine erhebliche Berichtigung dieser Rückstellungen nach sich ziehen.
Aufwendungen für die Aufzinsung der Rückstellung werden im sonstigen Finanzergebnis erfasst.
Schätzungen von Rückstellungen
Parameter, 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:
| ― | Kostenschätzungen (vor allem das gewählte Szenarium für den Umgang mit abgebrannten Brennelementen) (vgl. Anhang 20.2); |
| ― | den zeitlichen Anfall von Ausgaben (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 wichtigsten Gasinfrastrukturgeschäfte in Frankreich) (vgl. Anhänge 20.2 und 20.3); |
| ― | und den auf die Zahlungsströme angewandten Abzinsungssatz. |
Diese Parameter beruhen auf Informationen und Schätzungen, die die Gruppe heute als die zutreffendsten ansieht.
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2017 (1) | Zugänge | Auflösungen (Verwendungen) |
|---|---|---|---|
| Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstige langfristige Leistungen | 6.142 | 294 | (399) |
| Back-End-Kosten des Kernbrennstoffkreislaufs | 5.914 | 102 | (52) |
| Abbruch von Anlagen und Maschinen (2) | 5.728 | 52 | (73) |
| Flächensanierung | 313 | 6 | (14) |
| Rechtsstreit, Schadensregulierung und Steuerrisiken | 703 | 97 | (107) |
| Sonstige Eventualpositionen | 2.915 | 331 | (673) |
| SUMME RÜCKSTELLUNGEN | 21.715 | 882 | (1.317) |
| In Millionen Euro | Auflösungen (überschüssige Rückstellungen) | Änderungen des Konsolidierungskreises | Auswirkung von Aufzinsungsanpassungen |
|---|---|---|---|
| Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstige langfristige Leistungen | (8) | 113 | |
| Back-End-Kosten des Kernbrennstoffkreislaufs | 207 | ||
| Abbruch von Anlagen und Maschinen (2) | (58) | 209 | |
| Flächensanierung | (81) | 3 | |
| Rechtsstreit, Schadensregulierung und Steuerrisiken | (86) | 12 | 2 |
| Sonstige Eventualpositionen | (79) | (199) | 20 |
| SUMME RÜCKSTELLUNGEN | (173) | (327) | 554 |
| In Millionen Euro | Umrechnungsdifferenzen | Sonstige | 31. Dez. 2018 | Langfristig | Kurzfristig |
|---|---|---|---|---|---|
| Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstige langfristige Leistungen | (9) | 238 | 6.371 | 6.264 | 107 |
| Back-End-Kosten des Kernbrennstoffkreislaufs | 6.170 | 6.114 | 57 | ||
| Abbruch von Anlagen und Maschinen (2) | (4) | 227 | 6.081 | 6.081 | |
| Flächensanierung | (6) | 1 | 222 | 222 | 1 |
| Rechtsstreit, Schadensregulierung und Steuerrisiken | (8) | 17 | 629 | 16 | 613 |
| Sonstige Eventualpositionen | 1 | 23 | 2.340 | 497 | 1.842 |
| SUMME RÜCKSTELLUNGEN | (26) | 505 | 21.813 | 19.194 | 2.620 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2017 sind wegen der Anwendung von IFRS 9 und IFRS 15 neu berechnet (vgl. Anhang 2 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2017").
(2) Davon 5.337 Mio. € als Rückstellungen für den Abbruch von kerntechnischen Anlagen, verglichen mit 5.159 Mio. € per 31. Dezember 2017.
Der Beitrag von Aufzinsungsanpassungen für Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstige langfristige Leistungen bezieht sich auf den Zinsaufwand für die Pensionsverpflichtung, abzüglich des Zinsertrags aus Planvermögen.
Die Spalte "Sonstige" umfasst vor allem versicherungsmathematische Gewinne und Verluste aus Leistungsverpflichtungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses 2018 im "Sonstigen Gesamtergebnis" sowie Rückstellungen für den Abbruch oder die Flächensanierung von Anlagen.
Zugänge, Auflösungen und der Effekt von Aufzinsungsanpassungen werden in der Konzerngewinn- und -verlustrechnung wie folgt dargestellt:
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2018 |
|---|---|
| Ergebnis der betrieblichen Tätigkeit | 555 |
| Sonstiges Finanzergebnis | (541) |
| Ertragsteuern | 59 |
| Ergebnis aus aufgegebenen Geschäftsbereichen | (18) |
| SUMME | 55 |
Die verschiedenen Arten von Rückstellungen und die Berechnungsgrundsätze werden nachstehend beschrieben.
20.1 Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstige langfristige Leistungen
Zur Beschreibung der wichtigsten Pensionspläne und sonstiger Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstiger langfristiger Leistungen vgl. Anhang 21 "Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstige langfristige Leistungen".
20.2 Stromerzeugung aus Kernenergie
Im Rahmen ihrer Stromerzeugung aus Kernenergie hat die Gruppe Verpflichtungen im Zusammenhang mit dem Back-End des Kernbrennstoffkreislaufs und dem Abbruch von kerntechnischen Anlagen.
20.2.1 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 17.1.4 "Finanzielle Vermögenswerte, die bereitgestellt werden, um die künftigen Kosten für den Abbruch von kerntechnischen Anlagen und die Verwaltung von spaltbarem radioaktivem Material zu decken").
Damit die Kommission für Kernenergierückstellungen in ihrer Arbeit dem Gesetz gerecht werden kann, legt Synatom alle drei Jahre einen Bericht vor, aus dem die wichtigsten Inputfaktoren zur Bewertung dieser Rückstellungen hervorgehen.
Synatom legte der Kommission für Kernenergierückstellungen seinen Dreijahresbericht am 12. September 2016 vor. Die Kommission nahm dazu am 12. Dezember 2016 Stellung und stützte sich auf das zuvor erstellte Gutachten der ONDRAF, der belgischen Nationalen Einrichtung für radioaktiven Abfall und angereicherte Spaltprodukte.
Kommt es zwischen den Dreijahresberichten zu Veränderungen, die sich wesentlich auf die benutzten finanziellen Inputfaktoren, das Industrie-Szenarium, geschätzte Kosten oder deren zeitlichen Anfall auswirken könnten, kann die Kommission für Kernenergierückstellungen beschließen, ihre Stellungnahme zu revidieren.
Die Rückstellungen für die Stromerzeugung in Kernkraftwerken werden 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 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, sofern es sich nicht um die im folgenden Anhang 20.2.2 beschriebenen Sachverhalte handelt.
Die geschätzten Rückstellungen beinhalten auch Margen für Eventualfälle und andere Risiken, um den Steuerungsgrad von Techniken in Verbindung mit dem Abbruch und dem Umgang mit abgebrannten radioaktiven Brennelementen zu berücksichtigen, wobei als vereinbart gilt, dass der Spielraum für unvorhergesehene Ausgaben für die Abfallentsorgung von der ONDRAF festgesetzt wird und in ihren Gebühren enthalten ist. Somit ist die Gruppe der Auffassung, dass die von der Kommission für Kernenergierückstellungen genehmigten Rückstellungen alle derzeit verfügbaren Informationen zum Umgang mit unvorhergesehenen Ausgaben und sonstigen Risiken im Zusammenhang mit Prozessen wie dem Abbruch von Kernenergieanlagen und dem Management abgebrannter Brennelemente berücksichtigen.
Ausgehend von den Angaben in den Anhängen 20.2.2 und 20.2.3 sind die Kerndaten für die Bemessung von Rückstellungen, einschließlich Management-Szenarien, Umsetzungs- und Zeitplan, detaillierte technische Analysen (physische und radiologische Bestandsaufnahmen), Schätzmethoden und zeitlicher Anfall der Ausgaben sowie Abzinsung, die von der Kommission für Kernenergierückstellungen 2016 genehmigten.
Folglich beziehen sich Änderungen bei den Rückstellungen in den Abschlüssen der Gruppe für 2018 vor allem auf im Laufe der Zeit wiederkehrende Positionen (Aufzinsungsanpassungen) und Rückstellungen für im Laufe des Jahres verbrauchte Brennstoffe.
20.2.2 Rückstellungen für Back-End-Kosten des Kernbrennstoffkreislaufs
Bilanzierungsstandards
Allokationen auf Rückstellungen für das Back-End des Kernbrennstoffkreislaufs werden nach den Durchschnittskosten für die Mengen berechnet, deren Verbrauch bis zum Ende der Betriebsdauer der Anlagen erwartet wird, angewendet auf die am Bilanzstichtag verbrauchten Mengen. Eine jährliche Allokation wird auch für die Aufzinsung von Rückstellungen angesetzt.
Wird ein abgebrannter Brennstab aus einem Reaktor entfernt und zeitweilig vor Ort gelagert, bleibt er radioaktiv und erfordert eine Aufbereitung. Für den Umgang mit abgebrannten radioaktiven Brennelementen gibt es zwei Szenarien:
| ― | entweder im Wesentlichen basierend auf der Wiederaufbereitung; |
| ― | oder im Wesentlichen basierend auf Konditionierung ohne Wiederaufbereitung. |
ENGIE geht davon aus, dass das von der Kommission für Kernenergierückstellungen 2016 angenommene "gemischte" Szenarium weiterhin gilt, wonach etwa ein Viertel des gesamten Brennstoffs wiederaufbereitet und der Rest direkt ohne Wiederaufbereitung entsorgt wird.
Zudem schlug die ONDRAF am 9. Februar 2018 vor, dass die unterirdische Lagerung für den Umgang mit hochradioaktivem bzw. langlebigem radioaktivem Abfall als nationale Politik zu übernehmen sei. Wenn die Bundesagentur für Nuklearkontrolle (Agence Fédérale de Contrôle Nucléaire - AFCN) ihre Stellungnahme abgegeben hat, muss die belgische Regierung dem Vorschlag zustimmen.
Die Rückstellungen der Gruppe für die Wiederaufbereitung und Lagerung von Brennelementen decken alle Kosten in Verbindung mit dem "gemischten" Szenarium, einschließlich Lagerung vor Ort, Abtransport, Wiederaufbereitung, Konditionierung, Lagerung und unterirdische Entsorgung. Sie sind auf der Grundlage folgender Inputfaktoren berechnet:
| ― | die Kosten für die Lagerung umfassen in erster Linie die Kosten für Bau und Betrieb zusätzlicher Trockenlager und das Betreiben bestehender Anlagen wie auch die Kosten für den Ankauf von Behältern; |
| ― | ein Teil der abgebrannten radioaktiven Brennelemente wird zur Wiederaufbereitung gebracht. Das dabei gewonnene Plutonium und Uran wird an Dritte verkauft; |
| ― | abgebrannte und nicht wiederaufbereitete radioaktive Brennelemente müssen konditioniert werden. Dazu sind Konditionierungsanlagen nach den von der ONDRAF genehmigten Kriterien zu errichten; |
| ― | die Rückstände aus der Wiederaufbereitung und konditionierte abgebrannte radioaktive 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 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 der durchschnittlichen vergangenen und künftigen langfristigen Referenzzinssätze. |
Die künftig tatsächlich entstehenden Kosten können hinsichtlich ihrer Art und des zeitlichen Anfalls von Zahlungen von den Schätzungen abweichen. Die Rückstellungen können später je nach Änderungen der genannten Inputfaktoren und der damit verbundenen Kostenschätzungen angepasst werden. Insbesondere:
| ― | schreibt der derzeitige rechtliche Rahmen in Belgien im Hinblick auf die teilweise Wiederaufbereitung keine Methoden für den Umgang mit radioaktivem Abfall vor. Die Wiederaufbereitung abgebrannter radioaktiver Brennelemente wurde nach einem Beschluss der Abgeordnetenkammer 1993 ausgesetzt. Das akzeptierte Szenarium beruht auf der Annahme, dass die belgische Regierung Synatom gestattet, abgebrannte Brennelemente wiederaufzubereiten, und dass sich Belgien und Frankreich dahingehend einigen, dass Orano (früher: Areva) die Verantwortung für diese Wiederaufbereitung übertragen wird. Die Kommission empfiehlt in ihrer Stellungnahme 2016, offiziell die nötigen Schritte zu unternehmen, um zu sichern, dass dieses Szenarium der teilweisen Wiederaufbereitung umgesetzt wird. |
| ― | Ein Szenarium, das die direkte Abfallentsorgung ohne Wiederaufbereitung annimmt, würde die Rückstellung im Vergleich zu einer Rückstellung für das "gemischte" Szenarium 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 mittel- und hochradioaktive Abfall in eine unterirdische Lagerstätte oder in ein Langzeitlager verbracht werden soll. Gemäß der EU-Richtlinie legte die Regierung 2015 der Europäischen Kommission ihren Vorschlag für einen nationalen Plan zum Umgang mit abgebrannten Brennelementen und radioaktiven Abfällen vor. Ausgehend von der Annahme, dass der Abfall in eine unterirdische Lagerstätte in der Tongrube von Boom verbracht wird, wurde dieses Programm 2016 per Ministerialerlass verabschiedet. Die Kommission für Kernenergierückstellungen hat diese Annahme 2016 akzeptiert, wenngleich es bis heute keine zugelassene Lagerstätte in Belgien gibt, in die der Abfall verbracht werden kann. Die Kommission für Kernenergierückstellungen hat jedoch verlangt, dass ein Szenarium entwickelt würde, das die Erarbeitung eines Lagerstättenkonzepts beinhaltet, das für die Behörden genehmigungsfähig wäre. |
Unter diesen Bedingungen nahm der Vorstand der ONDRAF 2018 ein neues Referenz-Szenarium für eine unterirdische Lagerung dieses Abfalls an, das auf einer neuen Architektur und einer potenziell größeren Tiefe basiert, vorausgesetzt, dass in Belgien eine geeignete Stätte gefunden werden kann. Auf dieser Grundlage und im Einklang mit den Verfahren laut Königlichem Erlass vom 30. März 1981, "der die Aufgaben und die Arbeitsweisen der öffentlichen Agentur für den Umgang mit radioaktivem Abfall und spaltbarem Material bestimmt", legte ONDRAF die neuen Gebühren für den Umgang mit und die Lagerung von hochradioaktivem bzw. langlebigem Abfall fest. Der Vorstand von ONDRAF hat diese Gebühren am 28. September 2018 bestätigt und die Kommission für Kernenergierückstellungen und Synatom darüber informiert. Sie müssen jedoch noch in die Vereinbarungen aufgenommen werden, die ONDRAF mit den Erzeugern von radioaktivem Abfall, einschließlich Electrabel und Synatom, schließen wird.
Die neuen technischen Absprachen haben folgendes Resultat:
| ― | geschätzte Kosten von 8,0 Mrd. €, ausgehend von den wirtschaftlichen Verhältnissen 2017, also eine Verdopplung der Kosten für die unterirdische Abfalllagerung gegenüber den Kostenannahmen aus dem Vorschlag, der 2016 der Kommission für Kernenergierückstellungen vorgelegt wurde. Dieser Betrag enthält technische Optimierungen in Höhe von 2,7 Mrd. €, ausgehend von den wirtschaftlichen Verhältnissen 2017, die eine spezielle Arbeitsgruppe bis 2020 bestätigen muss. |
| ― | erhebliche Verzögerungen im Zahlungsplan für die verschiedenen Aufwendungen für Konditionierung und Einlagerung von radioaktivem Abfall. Diese Verzögerungen könnten für einige Ausgabenkategorien durchaus 35 Jahre ausmachen, wie für Anlagen zur Konditionierung abgebrannter radioaktiver Brennelemente und für die Entsorgung konditionierter Brennelemente, so dass sich der Nettobarwert der Aufwendungen verringert und damit die Auswirkung der gestiegenen Einlagerungskosten auf die Bewertung von Kernenergierückstellungen. |
ONDRAF hat die Kommission für Kernenergierückstellungen aufgefordert sicherzustellen, dass die Rückstellungen ausreichen, um die Ausgaben für die Back-End-Kosten des Kernbrennstoffkreislaufs zu decken, sollte es nach Expertenmeinung nicht zu den Optimierungen kommen.
Angesichts des erwarteten Trends bei Annahmen zu Kosten für unterirdische Abfalllagerstätten, wiederaufbereiteten Mengen, Einheitskosten für die Wiederaufbereitung und zum Zeitplan für die Abläufe ist die Gruppe der Auffassung, dass ausgehend von den heute verfügbaren Informationen die Auswirkung des neuen technischen Szenariums auf die Rückstellungen für die Back-End-Kosten des Kernbrennstoffkreislaufs den Nettobarwert ihrer Verpflichtungen nach heutiger Schätzung nicht wesentlich ändert.
Die Höhe der Rückstellungen für abgebrannte radioaktive Brennelemente am 31. Dezember 2018 basiert daher weiterhin auf den Industrie-Szenarien und den Cashflow-Projektionen, die die Kommission für Kernenergierückstellungen im Dezember 2016 zum Zeitpunkt des letzten Dreijahresberichts genehmigt hat.
Die neue Schätzung, die die neuen Gebühren und den Zeitplan berücksichtigt, wird in den Vorschlag von Synatom aufgenommen, der der Kommission für Kernenergierückstellungen bis spätestens zum nächsten Dreijahresbericht 2019 vorzulegen ist.
Empfindlichkeit
Rückstellungen für die Back-End-Kosten des Kernbrennstoffkreislaufs bleiben empfindlich für Annahmen in Bezug auf Kosten, zeitliche Abläufe und Ausgaben wie auch auf Abzinsungssätze. Ausgehend von dem neuen von ONDRAF mitgeteilten Szenarium:
| ― | würde eine Erhöhung der Gebühren von ONDRAF für die Entsorgung von hochradioaktivem bzw. langlebigem Abfall um 10 % bei unverändertem Spielraum für unvorhergesehene Ausgaben zu höheren Rückstellungen von etwa 140 Mio. € führen; |
| ― | würde ein um fünf Jahre vorgezogenes Programm von ONDRAF für die Konditionierung und Entsorgung von hochradioaktivem bzw. langlebigem Abfall zu höheren Rückstellungen von etwa 90 Mio. € führen. Eine Verzögerung im Zahlungsplan für diese verschiedenen Ausgaben um fünf Jahre würde eine Senkung in ähnlicher Höhe bedeuten; |
| ― | eine Änderung des angewandten Abzinsungssatzes um zehn Basispunkte könnte zu einer Berichtigung der Rückstellungen für Back-End-Kosten des Kernbrennstoffkreislaufs um etwa 190 Mio. € führen. Eine Senkung der Abzinsungssätze würde zu einer Zunahme ausstehender Rückstellungen führen, während eine Erhöhung der Abzinsungssätze den Rückstellungsbetrag verringern würde. |
Diese Empfindlichkeiten sind eine rein finanzielle Kalkulation und daher angesichts der Vielzahl sonstiger Inputfaktoren - einige davon können interdependent sein - für die Evaluierung mit Vorsicht zu interpretieren.
20.2.3 Rückstellungen für den Abbruch kerntechnischer Anlagen
Bilanzierungsstandards
Eine Rückstellung wird erfasst, wenn die Gruppe eine gegenwärtige gesetzliche oder faktische Verpflichtung hat, Anlagen abzubauen oder Flächen zu sanieren. Der Barwert der Verpflichtung zum Zeitpunkt der Inbetriebnahme stellt den Anfangsbetrag der Rückstellung für den Abbruch dar, wobei auf der anderen Seite ein Vermögenswert in gleicher Höhe steht, der in den Buchwert der entsprechenden Anlagen einfließt. Dieser Vermögenswert wird planmäßig über die Betriebsdauer der Anlagen abgeschrieben. Berichtigungen der Rückstellung infolge späterer Änderungen (i) des erwarteten Abflusses von Ressourcen, (ii) des zeitlichen Anfalls von Aufwendungen für den Abbruch oder (iii) des Abzinsungssatzes werden von den Kosten des entsprechenden Vermögenswerts abgezogen oder ihm unter bestimmten Umständen hinzugefügt. Die Auswirkungen der Aufzinsung werden für die Periode als Aufwand erfasst.
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 abgebrannten 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 kerntechnischen Anlagen werden mit folgenden Inputfaktoren berechnet:
| ― | langfristig zahlbare Kosten werden unter Bezug auf die geschätzten Kosten für jede kerntechnische Anlage 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 Satz gilt auch für die Back-End-Kosten des Kernbrennstoffkreislaufs; |
| ― | 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. |
Die künftig tatsächlich anfallenden Kosten können hinsichtlich ihrer Art und des zeitlichen Anfalls von Zahlungen 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 Szenarium 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.
Empfindlichkeit
Ausgehend von den derzeit benutzten Inputfaktoren zur Schätzung von Kosten und zum zeitlichen Anfall von Zahlungen könnte eine Änderung des angewandten Abzinsungssatzes um zehn Basispunkte zu einer Berichtigung der Rückstellungen für Abbruch von etwa 60 Mio. € führen. Eine Senkung der Abzinsungssätze würde zu einer Zunahme ausstehender Rückstellungen führen, während eine Erhöhung der Abzinsungssätze den Rückstellungsbetrag verringern würde.
Diese Empfindlichkeit ist eine rein finanzielle Kalkulation und daher angesichts der Vielzahl sonstiger Inputfaktoren -einige davon können interdependent sein - für die Evaluierung mit Vorsicht zu interpretieren.
20.3 Abbruch nicht-kerntechnischer Anlagen und Flächensanierung
Abbruchverpflichtungen für sonstige nicht-kerntechnische 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.
20.3.2 Kraftwerk und Kohlebergwerk Hazelwood (Australien)
Nachdem die Gruppe und ihr Geschäftspartner Mitsui im November 2016 ihren Beschluss zur Stilllegung des Kohlekraftwerks Hazelwood verkündet hatten, wurde Ende März 2017 das angrenzende Bergwerk geschlossen. Die Gruppe ist mit 72 % an dem 1.600-MW-Kraftwerk beteiligt, das zuvor voll konsolidiert war und seit September 2018 als gemeinschaftliche Tätigkeit konsolidiert ist.
Ende 2018 belief sich der Anteil der Gruppe (72 %) an der Rückstellung für die Verpflichtung zu Abbruch und Flächensanierung des Bergwerks auf 310 Mio. €.
Die Abbrucharbeiten und die Flächensanierung begannen 2017. Dazu gehören die Rekultivierung des Standorts, 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.
Mehrere Gesetze wirkten sich direkt oder indirekt auf die Rekultivierung des Bergwerks aus. Gesetzlich zuständige Behörden werden gegenwärtig umstrukturiert. Infolgedessen könnten die neuesten gesetzlichen Verpflichtungen möglicherweise während der Projektdauer revidiert werden und sich daher auf die Rückstellungen auswirken.
Die Höhe der Rückstellungen wurde mit einer durchschnittlichen Abzinsung von 4,22 % festgelegt.
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.
20.4 Rechtsstreit und Steuerrisiken
Dieser Titel enthält im Wesentlichen Rückstellungen für Handelsstreitigkeiten, Steuerforderungen und Rechtsstreitigkeiten.
20.5 Sonstige Eventualpositionen
In diese Rubrik fallen vor allem Rückstellungen für verlustbringende Verträge über die Reservierung von Lager- und Transportkapazität, die 2017 angesetzt wurden (vgl. Anhang 10.5).
ANHANG 21 Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstige langfristige Leistungen
Bilanzierungsstandards
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 Unternehmen der Gruppe. Die Abzinsungssätze werden mit Bezug auf die Rendite von Industrieanleihen mit Investment Grade am Bewertungstag in der jeweiligen geografischen Region ermittelt (oder von Staatsanleihen in Ländern, in denen es keinen repräsentativen Markt für solche Industrieanleihen gibt). |
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 jedoch eine erhebliche Auswirkung auf die daraus resultierenden Berechnungen haben.
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 Wertobergrenze 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 (der Nettovermögenswert) aus einem leistungsorientierten Plan wird im Nettofinanzergebnis dargestellt.
21.1 Beschreibung der wichtigsten Pensionspläne
21.1.1 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 der CNIEG angeschlossen. 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, eingeleitet mit dem Gesetz Nr. 2004-803 vom 9. August 2004 und seinen Durchführungsbestimmungen, 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 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 Lohnkosten 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 im 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 Anteil der Unternehmen der Gruppe innerhalb des EGI-Sektors schwanken.
Pensionsverpflichtungen und sonstige "mutualisierte" Verpflichtungen werden von der CNIEG bewertet.
Per 31. Dezember 2018 belief sich der Anwartschaftsbarwert für den Sonderpensionsplan der Unternehmen des EGI-Sektors auf 3,2 Mrd. €.
Die Dauer der Pensionsverpflichtung aus dem EGI-Pensionsplan beträgt 20 Jahre.
21.1.2 Unternehmen des Strom- und Gasbranche 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, sehen Leistungen vor, 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 2018 etwa 15 % der Gesamtpensionsverpflichtungen und der entsprechenden Verbindlichkeiten aus. Die Durchschnittsdauer beträgt 10 Jahre.
Für Tarifbeschäftigte, die nach dem 1. Juni 2002, und Führungskräfte, die (i) nach dem 1. Mai 1999 eingestellt wurden oder die (ii) 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). 2018 lag die Mindestrendite bei 1,75 %.
Die Aufwendung für diese beitragsorientierten Pläne betrug 2018 24 Mio. € (2017: 31 Mio. €).
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. Bei einem Ausfall 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.
Der 2018 für gemeinschaftliche Pläne mehrerer Arbeitgeber angesetzte Aufwand blieb mit 70 Mio. € im Vergleich zu 2017 stabil.
21.1.4 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 gibt es einen beitragsorientierter Plan; |
| ― | 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 und steht Neueinstellungen seit Anfang 2005 offen. |
21.2 Beschreibung sonstiger Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstiger langfristiger Leistungen
21.2.1 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.
21.2.1.1 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 niedrigeren 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 belief sich am 31. Dezember 2018 auf 3,0 Mrd. €. Die Dauer der Verpflichtung beträgt 21 Jahre.
21.2.1.2 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.
21.2.1.3 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.
21.2.2 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.
21.2.3 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.
21.3 Leistungsorientierte Pläne
21.3.1 In der Bilanz und der Gesamtergebnisrechnung dargestellte Beträge
Nach IAS 19 ergibt sich die in der Bilanz dargestellte Information über Verpflichtungen zu Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstigen langfristigen Leistungen aus der Differenz zwischen dem Bruttoanwartschaftsbarwert und dem beizulegenden Zeitwert von Planvermögenswerten. Eine Rückstellung ist ausgewiesen, wenn diese Differenz positiv ist (Nettoverpflichtung), während vorausbezahlte Pensionsaufwendungen in der Bilanz erscheinen, wenn die Differenz negativ ist, sofern die Bedingungen für den Ansatz vorausbezahlter Pensionsaufwendungen erfüllt sind.
Änderungen bei den Rückstellungen für Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstige langfristige Leistungen, für Planvermögenswerte und Erstattungsansprüche, die in der Bilanz erscheinen, sehen wie folgt aus:
| In Millionen Euro | Rückstellungen | Planvermögenswerte | Erstattungsansprüche |
|---|---|---|---|
| PER 31. DEZEMBER 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 | 12 |
| PER 31. DEZEMBER 2017 | (6.142) | 101 | 159 |
| Wechselkursdifferenzen | (22) | ||
| Änderungen des Konsolidierungskreises und sonstige | 95 | (26) | (12) |
| Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste | (237) | 7 | 8 |
| Periodenbezogener Pensionsaufwand für fortgeführte Geschäftsbereiche | (457) | (68) | 3 |
| Obergrenze des Vermögenswerts | - | ||
| Gezahlte Beiträge/Leistungen | 392 | 93 | 11 |
| PER 31. DEZEMBER 2018 | (6.371) | 108 | 168 |
Planvermögen und Erstattungsansprüche erscheinen in der Bilanz unter "Sonstige langfristige Vermögenswerte" oder "Sonstige kurzfristige Vermögenswerte".
Die für die Periode angesetzten Kosten belaufen sich für 2018 auf 525 Mio. € (2017: 477 Mio. €). Die Bestandteile dieser Kosten für leistungsorientierte Pläne in der Periode sind in Anhang 21.3.4 "Bestandteile des Nettopensionsaufwands" dargelegt.
Die Euro-Zone macht 97 % der Nettoverpflichtung der Gruppe per 31. Dezember 2018 aus (gegenüber 96 % per 31. Dezember 2017).
Kumulierte im Eigenkapital angesetzte versicherungsmathematische Gewinne und Verluste beliefen sich per 31. Dezember 2018 auf 3.472 Mio. € gegenüber 3.327 Mio. € am 31. Dezember 2017.
Die in der Periode entstandenen versicherungsmathematischen Nettodifferenzen, die in der Gesamtergebnisrechnung in einer separaten Zeile erschienen, bedeuteten einen versicherungsmathematischen Nettoverlust von 231 Mio. € für 2018 und einen versicherungsmathematischen Nettogewinn von 99 Mio. € für 2017.
21.3.2 Änderung bei Leistungsverpflichtungen und Planvermögen
Die Tabelle unten zeigt die Höhe des Anwartschaftsbarwerts und Planvermögens der Gruppe, die Änderungen dieser Positionen während der dargestellten Perioden und ihre Überleitung auf die in der Bilanz ausgewiesenen Beträge:
| 31. Dez. 2018 | |||
|---|---|---|---|
| In Millionen Euro | Pensions-Leistungsverpflichtungen (1) | Sonstige Leistungsverpflichtungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses (2) | |
| --- | --- | --- | --- |
| A - ÄNDERUNG DES ANWARTSCHAFTSBARWERTS | |||
| Anwartschaftsbarwert per 1. Januar | (7.653) | (3.739) | |
| Dienstzeitaufwand | (308) | (62) | |
| Zinsaufwand | (165) | (73) | |
| Gezahlte Beiträge | (16) | ||
| Änderungen | (3) | (5) | |
| Änderungen des Konsolidierungskreises | (37) | 31 | |
| Plankürzungen/Abgeltungen | 1 | ||
| Einmaleffekte | 2 | ||
| Finanzielle versicherungsmathematische Gewinne und Verluste | (44) | (35) | |
| Demografische versicherungsmathematische Gewinne und Verluste | 101 | 1 | |
| Gezahlte Leistungen | 397 | 97 | |
| Übertragung in "Verbindlichkeiten, die direkt mit Vermögenswerten verbunden sind, die als zur Veräußerung gehalten klassifiziert sind" | |||
| Sonstige (davon Umrechnungsdifferenzen) | 16 | (11) | |
| Anwartschaftsbarwert per 31. Dezember | A | (7.712) | (3.794) |
| B - ÄNDERUNG DES BEIZULEGENDEN ZEITWERTS VON PLANVERMÖGEN | |||
| Beizulegender Zeitwert von Planvermögen am 1. Januar | 5.904 | - | |
| Zinsertrag auf Planvermögen | 128 | ||
| Finanzielle versicherungsmathematische Gewinne und Verluste | (253) | ||
| Empfangene Beiträge | 309 | 15 | |
| Änderungen des Konsolidierungskreises | 32 | ||
| Abgeltungen | |||
| Gezahlte Leistungen | (341) | (15) | |
| Übertragung in "Verbindlichkeiten, die direkt mit Vermögenswerten verbunden sind, die als zur Veräußerung gehalten klassifiziert sind" | |||
| Sonstige (davon Umrechnungsdifferenzen) | (11) | ||
| Beizulegender Zeitwert von Planvermögen am 31. Dezember | B | 5.767 | - |
| C - FINANZIERUNGSSTATUS | A+B | (1.945) | (3.794) |
| Wertobergrenze | (25) | ||
| NETTOLEISTUNGSVERPFLICHTUNG | (1.970) | (3.794) | |
| BARWERT DER BIS ZUM STICHTAG ERDIENTEN ANSPRÜCHE | (2.078) | (3.794) | |
| VORAUSBEZAHLTE PENSIONSAUFWENDUNGEN | 108 |
| 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 | ||
|---|---|---|---|
| In Millionen Euro | Langfristige Leistungsverpflichtungen (3) | Summe | Pensions-Leistungsverpflichtungen(1) |
| --- | --- | --- | --- |
| A - ÄNDERUNG DES ANWARTSCHAFTSBARWERTS | |||
| Anwartschaftsbarwert per 1. Januar | (539) | (11.931) | (7.945) |
| Dienstzeitaufwand | (42) | (412) | (278) |
| Zinsaufwand | (8) | (245) | (189) |
| Gezahlte Beiträge | (16) | (13) | |
| Änderungen | 10 | 2 | (7) |
| Änderungen des Konsolidierungskreises | 49 | 43 | 3 |
| Plankürzungen/Abgeltungen | 1 | 6 | |
| Einmaleffekte | 2 | ||
| Finanzielle versicherungsmathematische Gewinne und Verluste | (1) | (80) | 23 |
| Demografische versicherungsmathematische Gewinne und Verluste | 1 | 103 | (195) |
| Gezahlte Leistungen | 40 | 533 | 498 |
| Übertragung in "Verbindlichkeiten, die direkt mit Vermögenswerten verbunden sind, die als zur Veräußerung gehalten klassifiziert sind" | 404 | ||
| Sonstige (davon Umrechnungsdifferenzen) | (10) | (5) | 39 |
| Anwartschaftsbarwert per 31. Dezember | (499) | (12.006) | (7.653) |
| B - ÄNDERUNG DES BEIZULEGENDEN ZEITWERTS VON PLANVERMÖGEN | |||
| Beizulegender Zeitwert von Planvermögen am 1. Januar | - | 5.904 | 5.919 |
| Zinsertrag auf Planvermögen | 128 | 144 | |
| Finanzielle versicherungsmathematische Gewinne und Verluste | (253) | 321 | |
| Empfangene Beiträge | 324 | 298 | |
| Änderungen des Konsolidierungskreises | 32 | ||
| Abgeltungen | (9) | ||
| Gezahlte Leistungen | (357) | (441) | |
| Übertragung in "Verbindlichkeiten, die direkt mit Vermögenswerten verbunden sind, die als zur Veräußerung gehalten klassifiziert sind" | (222) | ||
| Sonstige (davon Umrechnungsdifferenzen) | (11) | (105) | |
| Beizulegender Zeitwert von Planvermögen am 31. Dezember | - | 5.767 | 5.904 |
| C - FINANZIERUNGSSTATUS | (499) | (6.239) | (1.749) |
| Wertobergrenze | (25) | (14) | |
| NETTOLEISTUNGSVERPFLICHTUNG | (499) | (6.263) | (1.763) |
| BARWERT DER BIS ZUM STICHTAG ERDIENTEN ANSPRÜCHE | (499) | (6.371) | (1.865) |
| VORAUSBEZAHLTE PENSIONSAUFWENDUNGEN | 108 | 101 |
| 31. Dez. 2017 | |||
|---|---|---|---|
| In Millionen Euro | Sonstige Leistungsverpflichtungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses(2) | Langfristige Leistungsverpflichtungen(3) | Summe |
| --- | --- | --- | --- |
| A - ÄNDERUNG DES ANWARTSCHAFTSBARWERTS | |||
| Anwartschaftsbarwert per 1. Januar | (3.731) | (556) | (12.232) |
| Dienstzeitaufwand | (57) | (46) | (381) |
| Zinsaufwand | (73) | (9) | (271) |
| Gezahlte Beiträge | (13) | ||
| Änderungen | (7) | ||
| Änderungen des Konsolidierungskreises | 1 | 5 | 9 |
| Plankürzungen/Abgeltungen | 6 | ||
| Einmaleffekte | (2) | (2) | |
| Finanzielle versicherungsmathematische Gewinne und Verluste | (53) | 23 | (8) |
| Demografische versicherungsmathematische Gewinne und Verluste | 1 | (8) | (201) |
| Gezahlte Leistungen | 129 | 46 | 673 |
| Übertragung in "Verbindlichkeiten, die direkt mit Vermögenswerten verbunden sind, die als zur Veräußerung gehalten klassifiziert sind" | 44 | 6 | 454 |
| Sonstige (davon Umrechnungsdifferenzen) | 1 | 40 | |
| Anwartschaftsbarwert per 31. Dezember | (3.739) | (539) | (11.931) |
| B - ÄNDERUNG DES BEIZULEGENDEN ZEITWERTS VON PLANVERMÖGEN | |||
| Beizulegender Zeitwert von Planvermögen am 1. Januar | 1 | - | 5.920 |
| Zinsertrag auf Planvermögen | 144 | ||
| Finanzielle versicherungsmathematische Gewinne und Verluste | 321 | ||
| Empfangene Beiträge | 21 | 318 | |
| Änderungen des Konsolidierungskreises | |||
| Abgeltungen | (1) | (10) | |
| Gezahlte Leistungen | (21) | (462) | |
| 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 | - | - | 5.904 |
| C - FINANZIERUNGSSTATUS | (3.739) | (539) | (6.027) |
| Wertobergrenze | (14) | ||
| NETTOLEISTUNGSVERPFLICHTUNG | (3.739) | (539) | (6.041) |
| BARWERT DER BIS ZUM STICHTAG ERDIENTEN ANSPRÜCHE | (3.739) | (538) | (6.142) |
| VORAUSBEZAHLTE PENSIONSAUFWENDUNGEN | 101 |
(1) Pensionen und Ruhestandsprämien
(2) Ermäßigte Energietarife, Gesundheitsvorsorge, außergesetzliche Leistungen und sonstige Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses
(3) Treueprämien und sonstige langfristige Leistungen
21.3.3 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. 2018 | 31. Dez. 2017 |
|---|---|---|
| Beizulegender Zeitwert am 1. Januar | 159 | 130 |
| Zinsertrag auf Plan vermögen | 3 | 3 |
| Finanzielle versicherungsmathematische Gewinne und Verluste | 8 | 13 |
| Tatsächlicher Ertrag | 11 | 16 |
| Plankürzungen/Abgeltungen | (12) | |
| Arbeitgeberbeiträge | 18 | 16 |
| Arbeitnehmerbeiträge | ||
| Gezahlte Leistungen | (7) | (3) |
| Sonstige | ||
| BEIZULEGENDER ZEITWERT AM 31. DEZEMBER | 168 | 159 |
21.3.4 Bestandteile des Nettoversorgungsaufwands
Der für die Verpflichtungen aus den leistungsorientierten Plänen der am 31. Dezember 2018 und 2017 beendeten Jahre angesetzte Nettoversorgungsaufwand gliedert sich wie folgt:
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 |
|---|---|---|
| Laufender Dienstzeitaufwand | 412 | 360 |
| Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste (1) | (1) | (14) |
| Planänderungen | (2) | 6 |
| Gewinne oder Verluste bei Kürzungen, Beendigungen und Abgeltungen von Pensionsplänen | (1) | 2 |
| Einmaleffekte | (2) | 1 |
| Im kurzfristigen Betriebsergebnis angesetzte Summe nach Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden | 407 | 355 |
| Nettozinsaufwand | 117 | 122 |
| In den Nettofinanzerträgen/(-aufwendungen) bilanzierte Summe | 117 | 122 |
| SUMME | 525 | 477 |
(1) bei der langfristigen Leistungsverpflichtung.
21.3.5 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. Für französische Unternehmen gilt, dass wenn Planvermögen in ein Versicherungsunternehmen investiert werden, es das Investment-Portfolio für fondsgebundene Policen oder in Euro denominierte Policen so verwaltet, dass es 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 | Wertobergrenze | Summe Nettoverpflichtung |
|---|---|---|---|---|
| Pläne mit Unterdeckung | (5.648) | 4.294 | (23) | (1.377) |
| Pläne mit Überdeckung | (1.375) | 1.473 | (2) | 96 |
| Nicht finanzierte Pläne | (4.977) | (4.977) | ||
| PER 31. DEZEMBER 2018 | (12.000) | 5.767 | (25) | (6.258) |
| 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) |
Die Zuordnung von Planvermögen nach Hauptvermögenswertkategorie lässt sich wie folgt analysieren:
| In % | 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 |
|---|---|---|
| Eigenkapitalinvestitionen | 27 | 27 |
| Investitionen in Staatsanleihen | 25 | 24 |
| Investitionen in Unternehmensanleihen | 27 | 28 |
| Geldmarktwertpapiere | 4 | 3 |
| Immobilien | 2 | 2 |
| Sonstige Vermögenswerte | 15 | 17 |
| SUMME | 100 | 100 |
Alle Planvermögenswerte waren am 31. Dezember 2018 auf aktiven Märkten börsennotiert.
Die effektive Rendite auf Vermögenswerte der EGI-Unternehmen lag 2018 bei negativen 5 %.
Die effektive Rendite auf Planvermögen belgischer Unternehmen betrug etwa 3 % bei der Versicherung der Gruppe und negative 5 % bei Pensionsfonds.
Die Zuordnung von Planvermögenskategorien nach geografischem Gebiet der Investition lässt sich wie folgt analysieren:
| In % | Europa | Nordamerika | Lateinamerika | Asien-Ozeanien | Rest der Welt | Summe |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Eigenkapitalinvestitionen | 57 | 26 | 3 | 11 | 4 | 100 |
| Investitionen in Staatsanleihen | 77 | 2 | 21 | 100 | ||
| Investitionen in Unternehmensanleihen | 76 | 18 | 1 | 3 | 1 | 100 |
| Geldmarktwertpapiere | 67 | 4 | 29 | 100 | ||
| Immobilien | 90 | 7 | 3 | 100 | ||
| Sonstige Vermögenswerte | 12 | 8 | 3 | 3 | 73 | 100 |
21.3.6 Versicherungsmathematische Annahmen
Versicherungsmathematische Annahmen werden einzeln nach Land und Unternehmen in Zusammenarbeit mit unabhängigen Aktuaren ermittelt. Hier werden gewichtete Abzinsungssätze für die wichtigsten versicherungsmathematischen Annahmen dargestellt:
| Pensionsleistungsverpflichtungen | Sonstige Leistungsverpflichtungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses | Langfristige Leistungsverpflichtungen | ||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| 2018 | 2017 | 2018 | 2017 | 2018 | ||
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Abzinsungssatz | Eurozone | 2,0% | 1,9% | 2,1% | 2,0% | 1,6% |
| UK-Zone | 2,5% | 2,6% | - | |||
| Eurozone | 1,8% | 1,8% | 1,8% | 1,8% | 1,8% | |
| Inflationsrate | UK-Zone | 3,3% | 3,2% | - |
| Langfristige Leistungsverpflichtungen | Summe Leistungsverpflichtungen | ||
|---|---|---|---|
| 2017 | 2018 | 2017 | |
| --- | --- | --- | --- |
| Abzinsungssatz | 1,8% | 1,9% | 1,9% |
| - | - | ||
| 1,8% | 1,8% | 1,8% | |
| Inflationsrate | - | - |
21.3.6.1 Abzinsungssatz und Inflationsrate
Die angesetzte Abzinsung wird nach dem am Berechnungstag erzielten Ertrag aus Unternehmensanleihen mit Investment Grade und Fälligkeiten ermittelt, die zur Laufzeit des Plans passen.
Die Sätze wurden für jedes Währungsgebiet ausgehend von Angaben zu Erträgen aus mit AA bewerteten Unternehmensanleihen festgelegt. Für die Eurozone werden Daten (von Bloomberg) für Erträge aus Staatsanleihen mit langfristigen Fälligkeiten extrapoliert. Nach Schätzungen der Gruppe würde eine Erhöhung oder Senkung des Abzinsungssatzes um 100 Basispunkte zu einer Änderung von etwa 16 % 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 13 % beim Anwartschaftsbarwert führen.
21.3.6.2 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 | 6 | (5) |
21.3.7 Für leistungsorientierte Pensionspläne 2019 zu zahlende geschätzte Arbeitgeberbeiträge
Die Gruppe erwartet, 2019 etwa 265 Mio. € Beiträge in ihre leistungsorientierten Pensionspläne einzuzahlen, einschließlich 126 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 jedes Unternehmen, um mittelfristig die Beiträge auszugleichen.
21.4 Beitragsorientierte Pläne
2018 erfasste die Gruppe einen Aufwand von 133 Mio. € für Einzahlungen in die beitragsorientierten Pläne der Gruppe (2017: 142 Mio. €). Diese Beiträge sind unter "Personalaufwand" in der konsolidierten Gewinn- und Verlustrechnung ausgewiesen.
ANHANG 22 Finanzierungsleasings
Bilanzierungsstandards
Leasings werden auf der Grundlage der Situationen und Anhaltspunkte nach IAS 17 analysiert, 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.
Die Gruppe zieht folgende wichtige Faktoren in Betracht, um zu beurteilen, ob ein Leasingverhältnis 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) sich das Leasingverhältnis über die überwiegende wirtschaftliche Nutzungsdauer des Vermögenswertes erstreckt; (iv) der Vermögenswert eine sehr spezielle Beschaffenheit hat und (v) der Barwert der Mindestleasingzahlungen zumindest substanziell den gesamten beizulegenden Zeitwert des geleasten Vermögenswerts ausmacht.
Bilanzierung von Finanzierungsleasingverhältnissen
Beim erstmaligen Ansatz werden Vermögenswerte aus Finanzierungsleasings als Sachanlagen gebucht und die entsprechende Schuld wird im Fremdkapital erfasst. Zu Beginn werden Finanzierungsleasings mit Beträgen verbucht, die dem beizulegenden Zeitwert des geleasten Vermögenswerts entsprechen, oder dem Barwert der Mindestleasingzahlungen, falls er niedriger ist.
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. |
22.1 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 ENGIE Cofely.
Die nicht abgezinsten und Barwerte künftiger Mindestleasing-Zahlungen gliedern sich wie folgt:
| 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 | |||
|---|---|---|---|---|
| In Millionen Euro | Nicht abgezinster Wert | Barwert | Nicht abgezinster Wert | Barwert |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| Jahr 1 | 125 | 121 | 155 | 151 |
| Jahr 2 bis 5 inkl. | 209 | 193 | 334 | 306 |
| über Jahr 5 hinaus | 69 | 61 | 27 | 20 |
| SUMME | 403 | 376 | 516 | 477 |
Die folgende Tabelle zeigt eine Überleitung von Verbindlichkeiten aus Finanzierungsleasings wie in der Bilanz aufgeführt (vgl. Anhang 17.2.3 "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 | 380 | 118 | 193 | 69 |
| Auswirkung der Abzinsung künftiger Rückzahlungen von Hauptforderung und Zinsen | 23 | 7 | 16 | |
| NICHT ABGEZINSTE KÜNFTIGE MINDESTLEASINGZAHLUNGEN | 403 | 125 | 209 | 69 |
22.2 Finanzierungsleasings mit ENGIE als Leasinggeber
Diese Leasings fallen hauptsächlich unter die Anleitung in 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) und Lanxess (Electrabel Belgien) angesetzt.
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 |
|---|---|---|
| Nicht abgezinste künftige Mindestleasingzahlungen | 919 | 1.013 |
| Nicht garantierter Restwert, der dem Leasinggeber zuzurechnen ist | 27 | 27 |
| SUMME BRUTTOINVESTITION IN DAS LEASINGVERHÄLTNIS | 946 | 1.041 |
| Nicht realisierter Finanzertrag | 170 | 197 |
| NETTOINVESTITION IN DAS LEASINGVERHÄLTNIS (BILANZ) | 777 | 844 |
| davon Barwert künftiger Mindestleasingzahlungen | 758 | 828 |
| davon Barwert des nicht garantierten Restwerts | 19 | 16 |
Nicht abgezinste künftige Mindestleasingzahlungen, die aus Finanzierungsleasings zu vereinnahmen sind, lassen sich wie folgt analysieren:
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 |
|---|---|---|
| Jahr 1 | 182 | 130 |
| Jahr 2 bis 5 inkl. | 420 | 456 |
| über Jahr 5 hinaus | 317 | 427 |
| SUMME | 919 | 1.013 |
ANHANG 23 Operating-Leasings
Bilanzierungsstandards
Alle Leasingverhältnisse, die die Definition eines Finanzierungsleasings nicht erfüllen, werden als Operating-Leasings eingestuft.
Zahlungen für ein Operating-Leasing werden für die Dauer des Leasingvertrags bei linearer Abschreibung als Aufwand angesetzt.
23.1 Operating-Leasings mit ENGIE als Leasingnehmer
Die Gruppe ist Operating-Leasing-Verhältnisse hauptsächlich für diverse Gebäude und Ausrüstungen eingegangen.
Einnahmen und Ausgaben aus Operating-Leasings lassen sich für 2018 und 2017 wie folgt analysieren:
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 (1) |
|---|---|---|
| Mindestleasingzahlungen | (686) | (642) |
| Bedingte Leasingzahlungen | (13) | (17) |
| Ertrag aus Weitervermietung | (1) | |
| Aufwendungen aus Weitervermietung | (29) | (35) |
| Sonstige Aufwendungen aus Operating-Leasings | (99) | (94) |
| SUMME | (828) | (789) |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2017 wurden wegen der Einstufung des Upstream-Liquefied-Natural-Gas(LNG)-Geschäfts von ENGIE als "Aufgegebene Geschäftsbereiche" neu berechnet (vgl. Anhang 2 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2017").
Der Barwert künftiger Mindestleasingzahlungen aus unkündbaren Operating-Leasings lässt sich wie folgt analysieren:
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 (1) |
|---|---|---|
| Jahr 1 | 353 | 459 |
| Jahr 2 bis 5 inkl. | 839 | 1.159 |
| über Jahr 5 hinaus | 895 | 696 |
| SUMME | 2.087 | 2.314 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2017 wurden wegen der Einstufung des Upstream-Liquefied-Natural-Gas(LNG)-Geschäfts von ENGIE als "Aufgegebene Geschäftsbereiche" neu berechnet (vgl. Anhang 2 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2017").
23.2 Operating-Leasings mit ENGIE als Leasinggeber
Diese Leasings fallen hauptsächlich unter die Anleitung in IFRIC 4 zur Interpretation von IAS 17. Sie betreffen vor allem im Segment Afrika/Asien betriebene Kraftwerke.
Erlöse aus Operating-Leasing-Verhältnissen lassen sich für 2018 und 2017 wie folgt analysieren:
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 (1) |
|---|---|---|
| Mindestleasingzahlungen | 126 | 271 |
| Bedingte Leasingzahlungen | 6 | |
| SUMME | 126 | 277 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2017 wurden wegen der Einstufung des Upstream-Liquefied-Natural-Gas(LNG)-Geschäfts von ENGIE als "Aufgegebene Geschäftsbereiche" neu berechnet (vgl. Anhang 2 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2017").
Die Barwerte künftiger Mindestleasingzahlungen, die aus unkündbaren Operating-Leasings zu vereinnahmen sind, lassen sich wie folgt analysieren:
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 (1) |
|---|---|---|
| Jahr 1 | 31 | 286 |
| Jahr 2 bis 5 inkl. | 72 | 58 |
| über Jahr 5 hinaus | 67 | 3 |
| SUMME | 170 | 347 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2017 wurden wegen der Einstufung des Upstream-Liquefied-Natural-Gas(LNG)-Geschäfts von ENGIE als "Aufgegebene Geschäftsbereiche" neu berechnet (vgl. Anhang 2 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2017").
ANHANG 24 Anteilsbasierte Vergütungen
Bilanzierungsstandards
Nach IFRS 2 gehören anteilsbasierte Vergütungen als Gegenleistung für Dienste zu den Personalkosten. Diese Dienste werden nach dem beizulegenden Zeitwert der bewilligten Instrumente bewertet.
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. Die Grundlage sind der geschätzte Umsatzanteil der jeweiligen Mitarbeiter und die Wahrscheinlichkeit, dass die Gruppe ihre Erfolgsziele 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.
Aufwendungen für die anteilsbasierten Vergütungen lassen sich wie folgt gliedern:
| Aufwand für das Jahr | |||
|---|---|---|---|
| In Millionen Euro | Anhang | 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 |
| --- | --- | --- | --- |
| Ausgaben von Mitarbeiteraktien (1) | 24.2 | 31 | 1 |
| Bonus-/Performance-Aktienprogramme | 24.3 | 46 | 36 |
| Pläne sonstiger Unternehmen der Gruppe | 3 | 1 | |
| SUMME | 80 | 38 |
(1) Einschließlich Share Appreciation Rights, die in bestimmten Ländern im Rahmen der Ausgaben von Mitarbeiteraktien aufgelegt wurden.
24.1 Aktienoptionsprogramme
Der Aufsichtsrat der Gruppe genehmigte weder für 2018 noch für 2017 neue ENGIE-Aktienoptionen.
Am 31. Dezember 2017 lief der letzte Aktienkaufplan aus.
24.2 Link 2018
24.2.1 Beschreibung bestehender ENGIE-Aktienprogramme
2018 hatten gegenwärtige und frühere Beschäftigte der Gruppe Anspruch auf den Kauf von ENGIE-Aktien als Teil des weltweiten Mitarbeiteraktienprogramms "LINK 2018". Bei dem Angebot ging es vor allem um den Verkauf eigener Anteile, einschließlich 22,2 Millionen Aktien, die nach den privaten Platzierungen vom französischen Staat zurückgekauft wurden (vgl. Anhang 19.1). Beschäftigte konnten zeichnen entweder:
| ― | den Link Classique-Plan: Bei diesem Plan zeichnen Arbeitnehmer Aktien mit einem Rabatt entweder direkt oder über einen Mitarbeiter-Investmentfonds und mit einem Aufstockungsbetrag vom Arbeitgeber; |
| ― | den Link Multiple-Plan: Bei diesem Programm zeichnen Arbeitnehmer Aktien mit einem Rabatt entweder direkt oder über einen Mitarbeiter-Investmentfonds und profitieren auch von gestiegenen Aktienpreisen (Leverage-Effekt) zusätzlich zu den investierten Beträgen. Durch eine Swap-Vereinbarung mit einer Bank haben die Mitarbeiter die Garantie, den investierten Betrag zu 100% und einen Mindestertragswert zurückzuerhalten. |
| ― | den Link+-Plan: Bei diesem Plan zeichnen Arbeitnehmer Aktien mit einem Rabatt entweder direkt oder über einen Mitarbeiter -Investmentfonds und profitieren auch von gestiegenen Aktienpreisen (ein stärkerer Leverage-Effekt als beim Link-Multiple-Plan) zusätzlich zu den investierten Beträgen. Für diesen Plan gilt eine Sperrfrist von zehn Jahren. Durch eine Swap-Vereinbarung mit einer Bank haben die Mitarbeiter die Garantie, den investierten Betrag zu 100% und einen garantierten Mindestertragswert zurückzuerhalten. |
| ― | Share Appreciation Rights (SARs): Dieser gehebelte Plan berechtigt die Begünstigten, die Aktien kaufen, nach fünf Jahren zu einem Bonus in bar in Höhe des gestiegenen Aktienpreises. Die daraus resultierende Verpflichtung den Arbeitnehmern gegenüber ist durch Optionsscheine gedeckt. |
Der Link-Classique-Plan und der Link+-Plan sahen einen Arbeitgeberbeitrag zu folgenden Bedingungen vor:
―
Die teilnehmenden französischen Arbeitnehmer hatten Anspruch auf ENGIE-Bonusaktien in Abhängigkeit von der Höhe ihres eigenen Beitrags zum Plan:
| ― | Link-Classique-Plan: Bei einem Arbeitnehmerbeitrag von 150 € lag der Arbeitgeberbeitrag bei 200 % dieses Betrags; bei einem weiteren Arbeitnehmerbeitrag von 150 € machte der Arbeitgeberbeitrag 100 % des Betrags aus. Der Arbeitgeberbeitrag wurde bei 450 € gekappt, |
| ― | Link+-Plan: Einem Arbeitnehmerbeitrag von 100 € entsprach ein Arbeitgeberbeitrag von 300 % der Summe; |
―
Mitarbeitern in anderen Ländern wurden ENGIE-Aktien über ein Zuteilungsprogramm für Bonusaktien gewährt, vorbehaltlich der fortbestehenden Konzernzugehörigkeit des Mitarbeiters und je nach seinem eigenen Beitrag zu dem Programm:
| ― | Für einen Arbeitnehmerbeitrag von 150 € wurden für jede gezeichneten Aktie zwei Bonusaktien gewährt, |
| ― | für Arbeitnehmerbeiträge von 150 € bis 300 € wurde für jede gezeichneten Aktie eine Bonusaktie gewährt. |
Die Bonusaktien werden den Arbeitnehmern am 2. August 2023 zugeteilt, wenn sie noch in der ENGIE Gruppe tätig sind.
24.2.2 Auswirkung auf die Bilanzierung
Der Zeichnungspreis für das Programm 2018 stellt den durchschnittlichen Preis der ENGIE-Aktie bei Börsenschluss auf dem Eurolist-Markt von NYSE Euronext Paris an 20 Handelstagen vom 24. Mai 2018 bis einschließlich 20. Juni 2018 dar. Der Referenzpreis beträgt 13,65 €, abzüglich 20 % für die Pläne Link Classique und Link Multiple, also 10,92 €, und abzüglich 30 % für den Link+-Plan, was 9,56 € ausmacht.
Der im Konzernabschluss für die Pläne Link Classique, Link Multiple und Link+ angesetzte Aufwand entspricht der Differenz zwischen dem beizulegenden Zeitwert der gezeichneten Aktien und dem Subskriptionspreis. Der beizulegende Zeitwert berücksichtigt die Sperrfrist von fünf bzw. zehn Jahren, wie in Frankreich gesetzlich vorgeschrieben. Er berücksichtigt auch die implizit von ENGIE getragenen Opportunitätskosten für den gehebelten Share-Ownership-Plan, denn so profitieren die Arbeitnehmer von günstigeren finanziellen Konditionen, als sie sie als Einzelinvestoren gehabt hätten.
Folgende Annahmen galten:
| 5 Jahre | 10 Jahre | |
|---|---|---|
| Risikoloser Zins | 0,26% | 0,88% |
| Spread für das Retail-Banking-Netz | 3,64% | 3,60% |
| Finanzierungskosten Arbeitnehmer | 3,90% | 4,48% |
| Kosten für Aktienleihe | 1,00% | 1,50% |
| Aktienpreis am Ausgabetag | 13,65 | 13,65 |
| Volatilitäts-Spread | 1,90% | 7,50% |
Die Auswirkungen der Bilanzierung gliedern sich wie folgt:
| Link Classique | Link Multiple | Link+ | Link+ Frankreich - zusätzlicher Arbeitgeberbeitrag | Link Classique Frankreich - zusätzlicher Arbeitgeberbeitrag | Summe | |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Gezeichneter Betrag (in Millionen Euro) | 24 | 187 | 111 | 321 | ||
| Anzahl gezeichneter Aktien (in Millionen Aktien) | 2,2 | 17,1 | 11,6 | 0,9 | 0,9 | 32,7 |
| Rabatt (€/Aktie) | 2,7 | 2,7 | 4,1 | 13,7 | 13,7 | |
| Einschränkung durch Nicht-Übertragbarkeit (€/Aktie) | (3,3) | (3,3) | (7,6) | (7,6) | (3,3) | |
| Opportunitätskosten (€/Aktie) | 0,3 | 1,0 | ||||
| KOSTEN FÜR DIE GRUPPE (in Millionen Euro) | 4 | 12 | 6 | 9 | 31 |
Die Zeichnungen für das weltweite Mitarbeiteraktienprogramm Link 2018 beliefen sich auf 321 Mio. €. Sie gliedern sich wie folgt:
| ― | Der Verkauf eigener Anteile an Arbeitnehmer betrug 255 Mio. €; |
| ― | eine Kapitalerhöhung und Kapitalrücklage von 66 Mio. € (ohne Emissionskosten). Dieser Betrag umfasst 4 Mio. € für Link Classique und 62 Mio. € für Link Multiple. |
Für 2018 setzte die Gruppe einen Gesamtaufwand von 31 Mio. € für 30,9 Millionen gezeichneter Aktien und 1,8 Millionen für die unter Arbeitgeberbeiträge vergebenen Bonusaktien an.
Die Auswirkung von bar abgegoltenen Share Appreciation Rights auf die Bilanzierung besteht im Ansatz einer Verbindlichkeit gegenüber dem Arbeitnehmer über die Anwartschaftsdauer mit entsprechender Berichtigung im Ertrag. Per 31. Dezember 2018 betrug der beizulegende Zeitwert der Verbindlichkeit für die Zuteilungen 2014 und 2018 0,8 Mio. €.
24.3 Bonusaktien und Performance Shares
24.3.1 Neuzuteilungen 2018
ENGIE-Performance-Share-Plan vom 11. Dezember 2018
Am 11. Dezember 2018 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 Wartezeit am 14. März 2022 endet mit einer weiteren Sperrfrist von einem Jahr; |
| ― | Performance Shares, deren Wartezeit am 14. März 2022 ohne Sperrfrist endet und |
| ― | Performance Shares, deren Wartezeit am 14. März 2023 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 zehn Unternehmen in der Zeit von November 2018 bis Januar 2022 entspricht; |
| ― | zwei interne Leistungsbedingungen, die sich auf den Konzernanteil am periodischen Jahresüberschuss und die Kennzahl Return On Capital Employed (ROCE) 2020 und 2021 beziehen. |
Als Teil dieses Plans wurden Performance Shares ohne Bedingungen auch für die Gewinner des Innovations- und Inkubationsprogramms vergeben (21.150 zuerkannte Aktien).
ENGIE-Bonusaktienprogramm vom 2. August 2018
Im Rahmen des Mitarbeiteraktienplans Link 2018 erhielten Zeichner des Link-Classique-Plans (außerhalb Frankreichs) Bonusaktien, und zwar zwei Bonusaktien für zu einem Preis von 150 € gekaufte Aktien und eine Bonusaktie für Aktien, die für einen Preis von 150 € bis 300 € erworben wurden. Aus diesem Programm wurden insgesamt 301.816 Aktien unter der Bedingung zugeteilt, dass die Beschäftigten am 2. August 2023 noch in der ENGIE Gruppe tätig sind.
24.3.2 Beizulegender Zeitwert von Bonusaktienplänen mit oder ohne Leistungsbedingungen
Die Berechnung des beizulegenden Zeitwerts der neuen 2018 von ENGIE bewilligten Pläne beruht auf folgenden Annahmen:
| Zuteilungstag | Ende der Wartefrist | Ende der Sperrfrist | Preis am Tag der Zuteilung | Erwartete Dividende | Finanzierungsaufwendungen für den Mitarbeiter | Kosten der Nichtübertragbarkeit |
|---|---|---|---|---|---|---|
| 2. August 2018 | 2. August 2023 | 2. August 2023 | 14,0 | 0,75 | n.v. | n.v. |
| Gewichteter durchschnittlicher beizulegender Zeitwert des Plans vom 2. August 2018 | ||||||
| 11. Dezember 2018 | 14. März 2022 | 14. März 2023 | 12,3 | 0,75 | 4,4% | 0,32 |
| 11. Dezember 2018 | 14. März 2022 | 14. März 2022 | 12,3 | 0,75 | 4,4% | 0,32 |
| 11. Dezember 2018 | 14. März 2022 | 14. März 2022 | 12,3 | 0,75 | 4,4% | 0,40 |
| 11. Dezember 2018 | 14. März 2023 | 14. März 2023 | 12,3 | 0,75 | 4,4% | 0,32 |
| Gewichteter durchschnittlicher beizulegender Zeitwert des Plans vom 11. Dezember 2018 |
| Zuteilungstag | Marktbezogene Leistungsbedingung | Beizulegender Zeitwert je Einheit |
|---|---|---|
| 2. August 2018 | nein | 10,28 |
| Gewichteter durchschnittlicher beizulegender Zeitwert des Plans vom 2. August 2018 | 10,28 | |
| 11. Dezember 2018 | ja | 8,95 |
| 11. Dezember 2018 | ja | 9,32 |
| 11. Dezember 2018 | nein | 10,00 |
| 11. Dezember 2018 | ja | 8,62 |
| Gewichteter durchschnittlicher beizulegender Zeitwert des Plans vom 11. Dezember 2018 | 8,90 |
24.3.3 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.
24.3.4 Gratisaktienpläne mit oder ohne Leistungsbedingungen, die am 31. Dezember 2018 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. 2018 | 31. Dez. 2017 | |
| --- | --- | --- |
| Bonusaktienpläne | ||
| Performance-Share-Pläne | 46 | 36 |
| davon Aufwand für das Jahr | 46 | 37 |
| davon Auflösung wegen unerfüllter Leistungsbedingungen | (1) | |
| SUMME | 46 | 36 |
ANHANG 25 Geschäfte mit nahestehenden Unternehmen und Personen
Diese Erläuterung beschreibt wesentliche Geschäftsvorfälle zwischen dem Konzern und nahestehenden Unternehmen und Personen.
Vergütungen für Mitglieder des Managements in Schlüsselpositionen werden in Anhang 26 "Vergütung von Führungskräften" angegeben.
Transaktionen mit assoziierten und Gemeinschaftsunternehmen sind in Anhang 4 "Investitionen in Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden" beschrieben.
Im Folgenden werden nur wesentliche Geschäftsvorfälle beschrieben.
25.1 Beziehungen zum französischen Staat und zu Unternehmen, die ganz oder teilweise im Besitz des französischen Staats sind
25.1.1 Beziehungen zum französischen Staat
Am 30. Juli 2018 verkaufte der französische Staat ENGIE 0,46 % des Aktienkapitals der Gruppe (11,1 Millionen Aktien für 151,7 Mio. €). Damit sank der dem französischen Staat gehörende Anteil von ENGIE von 24,10 % auf 23,64 %. Somit hat er nun vier Vertreter im aus 19 Mitgliedern bestehenden Aufsichtsrat (statt der fünf vorher).
Seit August 2018 hält der französische Staat 34,51 % der theoretischen Stimmrechte der Gruppe (bzw. 34,79 % der ausübbaren Stimmrechte) im Vergleich zu 34,87 % Ende Juli 2018 und 28,07 % Ende Dezember 2017.
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.
Der Auftrag zum Erbringen öffentlicher Dienstleistungen im Energiesektor ist 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 dieser Auftrag umgesetzt wird, 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, der insbesondere Tarifänderungen prognostiziert, die auf aufgelaufenen Kosten basieren, gleichzeitig aber auch ein Übergangsregelwerk nach der Aufhebung regulierter Erdgastarife für Geschäftskunden festlegt. |
Alle Übertragungsgebühren durch das Transportnetz von GRTgaz und das Gasverteilungsnetz in Frankreich wie auch die Gebühren für den Zugang zu den französischen LNG-Terminals und die Erlöse aus der Speicherkapazität sind reguliert.
25.1.2 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.
25.2 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, die unter den EGI-Sonderpensionsplan fallen, und für die Beschäftigten von EDF und nicht verstaatlichten Unternehmen (Entreprises Non Nationalisees - ENN) regelt, sind in Anhang 21 "Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstige langfristige Leistungen" beschrieben.
ANHANG 26 Vergütung von Vorstandsmitgliedern und Führungskräften
Die im Folgenden dargestellte Vergütung von Führungskräften umfasst die Vergütung für den geschäftsführenden Vorstand und den Aufsichtsrat der Gruppe.
Am 31. Dezember 2018 hatte der geschäftsführende Vorstand 11 Mitglieder (am 31. Dezember 2017: 12 Mitglieder).
Ihre Vergütung gliedert sich wie folgt:
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 |
|---|---|---|
| Kurzfristige Leistungen | 21 | 17 |
| Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses | 6 | 8 |
| Anteilsbasierte Vergütungen | 5 | 6 |
| Leistungen bei Beendigung des Arbeitsverhältnisses | 0 | |
| SUMME | 32 | 31 |
Die Pensionsleistungsverpflichtungen für den Geschäftsführenden Vorstand der Gruppe betrugen am 31. Dezember 2018 29 Mio. €. Dieser Betrag ist geschätzt, da diese Verpflichtungen grundsätzlich nicht individualisiert werden. Die Gruppe finanziert Pensionsverpflichtungen im Grundsatz durch Sicherungsverhältnisse, ohne dass diese speziell für Ruhestandsverpflichtungen gegenüber einer bestimmten Gruppierung gedacht sind.
ANHANG 27 Working-Capital-Bedarf, Vorräte, sonstige Vermögenswerte und sonstige Verbindlichkeiten
Bilanzierungsstandards
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.
27.1 Zusammensetzung der Änderung des Working-Capital-Bedarfs
| In Millionen Euro | Änderung des Working-Capital-Bedarfs per 31. Dez. 2018 | Änderung des Working-Capital-Bedarfs per 31. Dez. 1917(1) |
|---|---|---|
| Vorräte | (268) | (487) |
| Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen, zu Buchwerten | (2.311) | 732 |
| Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten, zu Buchwerten | 2.177 | 7 |
| Mit Steuern und Arbeitnehmern verbundene Forderungen/Verbindlichkeiten | 237 | 102 |
| Margenausgleich und derivative Instrumente, die Commodities in Verbindung mit Handelstätigkeit sichern | 197 | 993 |
| Sonstige | 117 | 267 |
| SUMME | 149 | 1.613 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2017 wurden wegen der Anwendung von IFRS 9 und IFRS 15 und der Einstufung des Upstream-Liquefied-Natural-Gas(LNG)-Geschäfts von ENGIE, das im Juli 2018 verkauft wurde, bei den "Aufgegebenen Geschäftsbereichen" neu berechnet (vgl. Anhang 2 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2017").
27.2 Vorräte
Bilanzierungsstandards
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.
Eingekaufte Brennelemente verbrauchen 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 ausgewiesen.
Gasvorräte
In die Untergrundspeicher injiziertes Gas umfasst Arbeitsgas, das entnommen werden kann, ohne dem weiteren Betrieb der Speicherstätten abträglich zu sein, und Kissengas, das untrennbar zu den Speicherstätten gehört und wesentlich für deren Betrieb ist (vgl. Anhang 16).
Arbeitsgas wird bei den Vorräten eingestuft und zum gewichteten durchschnittlichen Kaufpreis bei Einspeisung in das Gasleitungsnetz 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 konsolidierten Gewinn- und Verlustrechnung 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 von Zertifikaten in Höhe der gesamten THG-Emissionen ihrer 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 des Jahres abzudecken. Diese Schuld wird zum Marktwert der Zertifikate bewertet, die erforderlich sind, um ihre Verpflichtungen am Jahresende zu erfüllen, oder ausgehend vom Preis künftiger Verträge, die geschlossen werden, um fehlende Emissionszertifikate abzusichern.
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, werden sie 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). |
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 (1) |
|---|---|---|
| Vorräte an Erdgas, zu Buchwerten | 1.274 | 1.423 |
| Uranbestände | 595 | 575 |
| CO2-Emissionszertifikate, grüne Zertifikate und Energiesparzertifikate, netto | 654 | 650 |
| Rohstoffvorräte, ohne Gas, und sonstige Bestände, netto | 1.635 | 1.513 |
| SUMME | 4.158 | 4.161 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2017 sind wegen der Anwendung von IFRS 9 und IFRS 15 neu berechnet (vgl. Anhang 2 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2017").
27.3 Sonstige Vermögenswerte und sonstige Verbindlichkeiten
| 31. Dez. 2018 | 31. Dez. 2017 (1) | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Vermögenswerte | Verbindlichkeiten | Vermögenswerte | ||||
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| In Millionen Euro | Langfristig | Kurzfristig | Langfristig | Kurzfristig | Langfristig | Kurzfristig |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Sonstige Vermögenswerte und Verbindlichkeiten | 474 | 9.337 | (960) | (12.529) | 566 | 8.508 |
| Steueransprüche/-forderungen | 6.999 | (7.449) | 6.529 | |||
| Arbeitnehmeransprüche/-forderungen | 275 | 72 | (5) | (2.461) | 259 | 27 |
| Dividendenansprüche/-forderungen | 12 | (170) | 6 | |||
| Sonstige | 198 | 2.255 | (954) | (2.449) | 306 | 1.946 |
| 31. Dez. 2017 (1) | ||
|---|---|---|
| In Millionen Euro | Vermögenswerte Langfristig | Verbindlichkeiten Kurzfristig |
| --- | --- | --- |
| Sonstige Vermögenswerte und Verbindlichkeiten | (1.007) | (11.531) |
| Steueransprüche/-forderungen | (6.685) | |
| Arbeitnehmeransprüche/-forderungen | (3) | (2.376) |
| Dividendenansprüche/-forderungen | (119) | |
| Sonstige | (1.004) | (2.351) |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2017 sind wegen der Anwendung von IFRS 9 und IFRS 15 neu berechnet (vgl. Anhang 2 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2017").
Am 31. Dezember 2018 gehört zu den sonstigen langfristigen Vermögenswerten auch eine Forderung an EDF Belgien, die Kernenergierückstellungen von 74 Mio. € betrifft (31. Dezember 2017: 75 Mio. €).
ANHANG 28 Gerichts- und wettbewerbsrechtliche Verfahren
Im Zuge ihrer gewöhnlichen Geschäftstätigkeit ist die Gruppe Partei in einer Reihe von Gerichts- und wettbewerbsrechtlichen Verfahren gegen Dritte oder Rechtsinstanzen und/oder Verwaltungsbehörden (einschließlich Steuerbehörden).
Die für diese Verfahren gebildeten Rückstellungen beliefen sich am 31. Dezember 2018 auf 629 Mio. € (per 31. Dezember 2017 auf 703 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.
28.1 Lateinamerika
28.1.1 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.
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, einschließlich der Rechte und Pflichten aus dem Schiedsverfahren.
Am 9. April 2015 ordnete das ICSID an, dass der argentinische Staat 405 Mio. USD für die Kündigung der Konzessionsverträge über die Wasserversorgung und -aufbereitung in Buenos Aires zu zahlen habe (einschließlich 367 Mio. USD an ENGIE und die Tochterunternehmen), und am 4. Dezember 2015 die Zahlung von 225 Mio. USD für die Kündigung der Konzessionsverträge für Santa Fe. Der argentinische Staat versuchte, diese Urteile aufheben zu lassen. Mit Beschluss vom 5. Mai 2017 wurde die Forderung nach Aufhebung des Urteils zu Buenos Aires zurückgewiesen. Die Forderung, das Urteil im Fall Santa Fe aufzuheben, wurde mit Beschluss vom 14. Dezember 2018 zurückgewiesen. Somit sind beide Sprüche des ICSID nun endgültig und ein Schritt zur Beilegung des Rechtsstreits.
28.1.2 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 in Uruguay 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 nach den Vertragsbedingungen, die eine Streitschlichtung in Madrid durch den ICC International Court of Arbitration vorsehen, 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. ENGIE trat dem Verfahren offiziell am 5. Dezember 2018 bei. Beide Verfahren sind noch anhängig.
28.2 Benelux
28.2.1 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. Das Appellationsgericht Brüssel wies mit Urteil vom 12. Juni 2018 die Forderungen von Greenpeace ab. Weitere Klagen sind noch anhängig.
Außerdem haben einige lokale Behörden und verschiedene Organisationen die Genehmigung zur Wiederaufnahme des Betriebs des Reaktors Tihange 2 angefochten. Am 9. November 2018 wies der Conseil d'État die Klage einiger deutscher Behörden ab, die die Aufhebung dieser Entscheidung verlangten. Das Zivilverfahren ist noch vor dem Brüsseler Gericht erster Instanz anhängig.
28.2.2 Forderung der niederländischen Steuerbehörden im Zusammenhang mit der Abzugsfähigkeit von Zinsen
Aufgrund einer strittigen Auslegung einer Gesetzesänderung, die 2007 in Kraft trat, lehnen die niederländischen Steuerbehörden die Abzugsfähigkeit eines Teils (1,1 Mrd. €) der Zinsen ab, die für einen Finanzierungsvertrag zum Erwerb von Investments in den Niederlanden seit 2000 gezahlt wurden. Nach Abweisung der Verwaltungsklage gegen den Steuerbescheid 2007 durch die niederländischen Steuerbehörden wurde im Juni 2016 vor dem Gericht erster Instanz in Arnhem Klage erhoben. Am 4. Oktober 2018 entschied das Gericht zugunsten der Steuerbehörden. Da jedoch ENGIE Energie Nederland Holding BV die Argumentation des Gerichts nach niederländischem und europäischem Recht für widersprüchlich und strittig hält, hat es gegen das Urteil Rechtsmittel eingelegt.
28.2.3 Forderung der niederländischen Steuerbehörden im Zusammenhang mit Wertminderungsaufwand bei einem Kraftwerk
Die niederländischen Steuerbehörden haben vor, die steuerliche Abzugsfähigkeit von Wertminderungsaufwand für einen Vermögenswert zu verweigern, den ENGIE Energie Nederland NV in den Steuererklärungen 2010-2013 angegeben hat. Die Behörden bestritten die Zurechnungszeit für die Wertminderungsaufwendungen und die Höhe. Daher rechneten sie den vollen Betrag der kumulierten Wertminderungsaufwendungen für den Vermögenswert über den genannten Zeitraum hinzu. Das ist ein Betrag von 1,9 Mrd. €. ENGIE hat die Position der Steuerbehörden sowohl hinsichtlich des Zeitraums als auch der Höhe angefochten und im November 2018 Rechtsmittel eingelegt.
28.3 Frankreich
28.3.1 Quellensteuer
In ihrer Steuernachforderung vom 22. September 2008 beanstandeten die französischen Steuerbehörden die steuerliche Behandlung des regresslosen Verkaufs einer Quellensteuer(précompte)-Forderung durch SUEZ (heute ENGIE) 2005 in Höhe von 995 Mio. €. (Die Forderung bezieht sich auf Quellensteuer, die für die Steuerjahre 1999-2003 gezahlt wurde.) 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 beantragte im Juli 2017 die Einleitung eines Verfahrens vor dem Verwaltungsgericht Montreuil.
Hinsichtlich des Streits über den précompte selbst wies der Conseil d'État die Anfechtung vor dem Kassationshof am 1. Februar 2016 ab, mit der die Rückzahlung des précompte für die Steuerjahre 1999, 2000 und 2001 erreicht werden sollte. Die Fälle, bei denen es um die Rückzahlung des précompte für die Steuerjahre 2002, 2003 und 2004 ging, sind noch vor den Appellationsgerichten anhängig.
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 verkündet, 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. Am 4. Oktober 2018 entschied der Gerichtshof der Europäischen Union teilweise zugunsten der Europäischen Kommission. Danach muss Frankreich seine Methoden überprüfen, um die Rückzahlungsbeträge für den précompte festzulegen, die in abgeschlossenen und anhängigen Fällen angewandt wurden.
28.4 Europa ohne Frankreich und Benelux
28.4.1 Spanien - Púnica
Im Fall Púnica (einer Untersuchung zur Auftragsvergabe) leitete der mit dem Fall befasste Untersuchungsrichter Ermittlungen gegen 12 Mitarbeiter von Cofely Espana und das Unternehmen selbst ein. Die kriminalpolizeiliche Ermittlung dauert an und soll am 30. März 2022 abgeschlossen sein.
28.4.2 Italien - Vado Ligure
Am 11. März 2014 beschlagnahmte und schloss das Gericht in Savona die mit Kohle betriebenen Blöcke VL3 und VL4 des thermischen Kraftwerks 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. Der Fall wurde zur Verhandlung in der Hauptsache dem Gericht in Savona übertragen. Das Verfahren begann am 11. Dezember 2018 und dauert 2019 an.
28.4.3 Italien - Steuerstreit wegen Verbrauchsteuer und Umsatzsteuer von ENGIE Italia (vorher: GDF SUEZ Energie)
2017 fochten die italienischen Steuerbehörden den Rechtsverzicht auf Verbrauchsteuer für von ENGIE Italia für Industriekunden in Italien erbrachte Gasweiterleitungen mit der Begründung an, dass das Unternehmen keine Genehmigung für diese Kunden habe. Die Behörden haben vor, einen neuen Steuerbescheid über insgesamt 126 Mio. € zu erteilen (Verbrauchsteuer, Umsatzsteuer, Vertragsstrafen wegen Zahlungsverzugs und Zinsen). ENGIE Italia hat die Rechtmäßigkeit dieses Verfahrens sowohl nach italienischem als auch nach europäischem Recht bestritten. In jedem Fall stünde die Sanktion in keinem Verhältnis zu einem Formerfordernis.
2018 wandte sich ENGIE Italia an das Gericht erster Instanz in Perugia und verlangte die Aufhebung des Steuerbescheids.
Im Oktober 2018 wies das Gericht der ersten Instanz den Antrag auf Aufhebung ab. Es berief sich einfach auf einen veralteten Ministerialerlass und ignorierte die rechtlichen Argumente von ENGIE Italia.
ENGIE Italia legte im November 2018 Rechtsmittel gegen die Entscheidung ein.
28.5 Infrastructures Europe
28.5.1 Inbetriebnahme
In dem Streit zwischen GRDF und verschiedenen Gaslieferanten wies das Pariser Appellationsgericht in seiner Entscheidung vom 2. Juni 2016 darauf hin, (i) dass das Risiko einer nicht gezahlten Vergütung für den "Übertragungs"-Teil des Vertrags mit dem Endkunden vom Netzmanager, nicht vom Gaslieferanten zu tragen ist; (ii) erkannte es für Recht, dass die Vergütung für das vom Lieferanten im Auftrag des Netzmanagers erbrachte Kundenmanagement fair sein und den Kosteneinsparungen des Netzmanagers entsprechen 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 1 . Am 18. Januar 2018 veröffentlichte die Regulierungsbehörde für Energie (Commission de Regulation de l'Energie - 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. Am 18. Juni 2018 wies der Ständige Ausschuss für Rechtsstreitigkeiten und Sanktionen (Comité de règlement des différends et des sanctions - CoR-DiS), der vom Appellationsgericht damit beauftragt wurde, den Umfang der Kundenbetreuungsleistungen zu evaluieren, GRDF an, Direct Energie (rückwirkend ab 2005 und dann fortlaufend) und ENI (rückwirkend ab 2. Juni 2016 und dann fortlaufend) einen Nachtrag vorzuschlagen, der eine Vergütung von jährlich 91 € für T3-, T4- und TP-Kunden und von jährlich 8,10 € für T1- und T2-Kunden vorsieht. Sowohl GRDF (1) auf der einen Seite als auch Direct Energie und ENI auf der anderen Seite haben die Entscheidung am 18. Juni 2018 vor dem Pariser Appellationsgericht angefochten. Der CRE wurde aufgefordert, seine Stellungnahme bis Dezember 2018 einzureichen. Im zweiten Quartal 2019 könnte eine Entscheidung fallen (2) .
1 Im März 2018 befasste der Kassationshof den Europäischen Gerichtshof (ECJ) mit der Frage, ob Unionsrecht erfordert, dass der CORDIS rückwirkende Entscheidungen treffen darf. Der Kassationshof könnte 2019 nach der Erklärung des ECJ, die frühestens für Juli 2019 erwartet wird, eine Entscheidung fällen.
Im Hinblick auf die im Auftrag des Netzmanagers für die Strombranche erbrachten Kundenbetreuungsleistungen (in diesem Fall ERDF, heute ENEDIS) urteilte der Conseil d'État 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'État dem 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 Kundenbetreuungsleistungen zu erlangen. ENGIE klagte vor dem Conseil d'État auch gegen die Entscheidung des CRE vom 26. Oktober 2017 über die Vergütung von Kundenbetreuungsleistungen in der Strombranche und will die Aufhebung der Entscheidung nur für die Zeit vor dem 1. Januar 2018 erreichen.
28.6 Sonstige
28.6.1 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. Am 20. Juni 2018 traf die Europäische Kommission endgültig die ungünstige Entscheidung, dass Luxemburg für ENGIE eine staatliche Beihilfe geleistet habe. Am 4. September 2018 beantragte ENGIE die Aufhebung des Beschlusses beim Europäischen Gerichtshof, weil es das Bestehen eines selektiven Vorteils bestritt. Da diese Verfahren keine aufschiebende Wirkung haben, zahlte ENGIE am 22. Oktober 2018 123 Mio. € für eines dieser Verfahren auf ein Anderkonto ein, da bei der anderen Transaktion tatsächlich keine Beihilfe gezahlt wurde.
Nach dem Verfahren vor dem Europäischen Gerichtshof wird diese Summe an ENGIE zurückerstattet oder an den luxemburgischen Staat gezahlt, in Abhängigkeit davon, ob die Entscheidung der Kommission aufgehoben wird.
28.6.2 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. Er zitiert 165 Steuervorbescheide, die 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.
28.6.3 Klage gegen Umsatzsteuerberichtigungen in Brasilien
Am 14. Dezember 2018 erteilten die brasilianischen Steuerbehörden ENGIE Brasil Energia eine Steuernachforderung für die Steuerjahre 2014, 2015 und 2016, weil sie davon ausgehen, dass es die Bundesumsatzsteuern PIS und COFINS für die Beträge schuldet, die ihm für bestimmte Brennstoffe erstattet wurden, die es in thermischen Kraftwerken einsetzt. Die Berichtigungen betreffen einen aggregierten Betrag von 480 Mio. BRL, davon 229 Mio. BRL für Steuern plus Zinsen und Verspätungszuschläge.
ENGIE Brasil Energia ficht diese Steuernachforderungen an und reichte im Januar 2019 eine Steuerklage ein.
ANHANG 29 Ereignisse nach der Berichtsperiode
Nach dem Rechnungsschluss am 31. Dezember 2018 sind keine maßgeblichen Ereignisse eingetreten.
ANHANG 30 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 Joint Operations 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.
(1) GRDF ficht die rückwirkende Vergütung vor allem mit dem Argument an, dass die jeweiligen Beträge bereits vom Lieferanten an die Kunden weitergegeben wurden.
(2) Die mündliche Verhandlung findet am 13. Juni 2019 statt.
| Deloitte | EY | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| In Millionen Euro | Deloitte & Associés | Netzwerk | Summe | EY & sonstige | Netzwerk | Summe |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Abschlussprüfung und Prüfung des Konzernabschlusses und des Jahresabschlusses der Muttergesellschaft | 5,2 | 7.9 | 13.0 | 6.4 | 4.7 | 11.1 |
| ENGIE SA | 2,3 | 2.3 | 3.2 | 3.2 | ||
| Beherrschte Unternehmen | 2,9 | 7.9 | 10.8 | 3.2 | 4.7 | 7.9 |
| Nichtprüfungsleistungen | 0,9 | 1.9 | 2.8 | 0.8 | 1.7 | 2.5 |
| ENGIE SA | 0,6 | - | 0,6 | 0.6 | 0,6 | |
| davon Leistungen im Zusammenhang mit rechtlichen und aufsichtsbehördlichen Anforderungen | 0,4 | 0.4 | 0.3 | 0.3 | ||
| davon sonstige Prüfungsleistungen | 0,2 | 0.2 | 0.3 | 0.3 | ||
| davon Überprüfungen interner Prüfungen | ||||||
| davon Due-Diligence-Leistungen | ||||||
| davon steuerliche Leistungen | - | |||||
| Beherrschte Unternehmen | 0,3 | 1.9 | 2.3 | 0.2 | 1.6 | 1.9 |
| davon Leistungen im Zusammenhang mit rechtlichen und aufsichtsbehördlichen Anforderungen | - | 0,4 | 0.4 | 0.2 | 0.2 | 0.4 |
| davon sonstige Prüfungsleistungen | 0,2 | 0.3 | 0.5 | 0.1 | 0.4 | 0.5 |
| davon Überprüfungen interner Prüfungen | 0,1 | 0.2 | 0.3 | 0.1 | 0.1 | |
| davon Due-Diligence-Leistungen | 0,7 | 0.7 | 0.1 | 0.1 | ||
| davon steuerliche Leistungen | 0,4 | 0.4 | 0.8 | 0.8 | ||
| SUMME | 6,0 | 9.8 | 15.9 | 7.3 | 6.4 | 13.6 |
| In Millionen Euro | Summe |
|---|---|
| Abschlussprüfung und Prüfung des Konzernabschlusses und des Jahresabschlusses der Muttergesellschaft | 24.1 |
| ENGIE SA | 5.5 |
| Beherrschte Unternehmen | 18.7 |
| Nichtprüfungsleistungen | 5.3 |
| ENGIE SA | 1.2 |
| davon Leistungen im Zusammenhang mit rechtlichen und aufsichtsbehördlichen Anforderungen | 0.7 |
| davon sonstige Prüfungsleistungen | 0.5 |
| davon Überprüfungen interner Prüfungen | |
| davon Due-Diligence-Leistungen | |
| davon steuerliche Leistungen | |
| Beherrschte Unternehmen | 4.2 |
| davon Leistungen im Zusammenhang mit rechtlichen und aufsichtsbehördlichen Anforderungen | 0.8 |
| davon sonstige Prüfungsleistungen | 1.0 |
| davon Überprüfungen interner Prüfungen | 0.4 |
| davon Due-Diligence-Leistungen | 0.8 |
| davon steuerliche Leistungen | 1.2 |
| SUMME | 29.5 |
ANHANG 31 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, Electrabel Invest Luxembourg, ENGIE Corp Luxembourg SARL, ENGIE Treasury Management SARL und ENGIE Invest International SA.
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 dem französischen Recht sowie den in Frankreich geltenden beruflichen Prüfstandards zu lesen und dementsprechend auszulegen.
Das am 31. Dezember 2018 beendete Jahr
An die Hauptversammlung von ENGIE
Prüfungsurteil
In Erfüllung des uns von Ihrer Hauptversammlung übertragenen Auftrags haben wir den beigefügten Abschluss von ENGIE ("das Unternehmen") für das am 31. Dezember 2018 beendete Jahr geprüft.
Nach unserer Beurteilung vermittelt der Jahresabschluss ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild der Vermögens- und Finanzlage und der Bilanz des Unternehmens zum 31. Dezember 2018 und der Ertragslage für das dann beendete Jahr gemäß den französischen Grundsätzen der Bilanzierung.
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 Jahresabschlusses" weitergehend beschrieben.
Unabhängigkeit
Wir haben unsere Prüfung im Einklang mit den für uns geltenden Vorschriften der Unabhängigkeit für die Zeit vom 1. Januar 2018 bis zum Tag der Erteilung unseres Bestätigungsvermerks durchgeführt. Insbesondere haben wir keine verbotenen Nichtprüfungsleistungen nach Artikel 5(1) der Verordnung (EU) Nr. 537/2014 oder des französischen Verhaltenskodex für Abschlussprüfer (Code de déontologie) erbracht.
Anmerkung
Ohne unser oben formuliertes Prüfungsurteil einschränken zu wollen, bitten wir Sie, Ihre Aufmerksamkeit auf die Anhänge 1 und 2 zum Konzernabschluss zu richten, die die Änderungen der Bilanzierungsmethoden und die Auswirkungen beschreiben, die die erstmalige Anwendung von IFRS 9 "Finanzinstrumente" und IFRS 15 "Erlöse aus Verträgen mit Kunden" ab 1. Januar 2018 hat.
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 unserer Prüfung des Abschlusses der aktuellen Periode sind, sowie unseren Umgang mit diesen Risiken.
Diese Sachverhalte wurden im Zusammenhang mit unserer Prüfung des Abschlusses als Ganzem und bei der Bildung unseres Prüfungsurteils hierzu berücksichtigt. Wir geben kein gesondertes Prüfungsurteil zu speziellen Elementen, Bilanzierungen oder Posten des Konzernabschlusses ab.
Bewertung des erzielbaren Betrags für den Geschäfts- oder Firmenwert, immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen
[Anhänge 14, 15 und 16]
| Besonders wichtige Prüfungssachverhalte | Unsere Reaktion |
|---|---|
| Am 31. Dezember 2018 belief sich der Nettobuchwert des Anlagevermögens (Geschäfts- oder Firmenwert, immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen) auf 73,4 Mrd. € (nach Ansatz von Wertminderungsaufwendungen von 1,8 Mrd. €) bzw. 47,8 % der Gesamtvermögenswerte. Das Anlagevermögen setzt sich zusammen aus: | Wir haben die Definition der CGU geprüft wie auch die Allokation von Geschäfts- oder Firmenwert auf die verschiedenen CGUs. Wir haben die Maßnahmen der Gruppe beurteilt, mit denen Anzeichen von Wertminderungsaufwand identifiziert werden, wie auch die Verfahrensweisen des Managements zur Genehmigung von Schätzungen. |
| - 17,8 Mrd. € für den Geschäfts- oder Firmenwert, hauptsächlich auf die Zahlungsmittel generierenden Einheiten (CGU) Benelux (4,3 Mrd. €), GRDF (4 Mrd. €), France Renewable Energy (1,1 Mrd. €), Großbritannien (1,0 Mrd. €), Frankreich B2C (1 Mrd. €) und Generation Europe (0,6 Mrd. €) allokiert; | Wir haben die Daten und Grundannahmen 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. |
| - 6,7 Mrd. € an immateriellen Vermögenswerten; | |
| - 48,9 Mrd. € an Sachanlagen; | Unsere Tätigkeit erstreckte sich im Wesentlichen auf: |
| Bei betrieblichen Einheiten, 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: | - die Annahmen für das langfristige Referenz-Szenarium der Gruppe (Trends bei Strom- und Gaspreisen und Nachfrage, Preis für CO2, Kohle und Öl, Inflation), deren Konsistenz mit externen Studien von internationalen Organisationen oder Energieexperten wir beurteilt haben; |
| - Cashflow-Projektionen auf der Grundlage des Haushalts 2019 und dem vom Geschäftsführenden Vorstand und dem Aufsichtsrat der Gruppe genehmigten mittelfristigen Businessplan 2020-2021 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 2022-2040, die auf jede der betrieblichen Einheiten über die entsprechenden Perioden ihrer beabsichtigten Betriebsdauer angewendet werden. | - 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: | |
| Diese erzielbaren Beträge basieren auf Grundannahmen für Marktaussichten und Änderungen des regulatorischen Umfelds. Hier können Veränderungen einen wesentlichen Einfluss auf die Höhe der anzusetzenden Wertminderungsaufwendungen haben. | - die Konsistenz der Basisdaten mit dem Haushalt, dem mittelfristigen Business-Plan und darüber hinaus mit dem langfristigen Szenarium der Gruppe beurteilt haben; |
| Beim Geschäfts- oder Firmenwert der wichtigsten CGUs basiert die Bewertung auf folgenden Annahmen: | - die Konsistenz mit Performances in der Vergangenheit und mit Marktaussichten beurteilt haben; |
| - 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 gesetzlich festgelegte Fristen hinaus; | - die Abzinsungssätze, deren Ermittlungsmethoden und Konsistenz wir mit den zugrundeliegenden Annahmen für den Markt mit Hilfe interner Spezialisten überprüft haben; |
| - für die CGU Erneuerbare Energie Aussichten auf Verlängerung der Konzessionsvereinbarungen zur Nutzung der Wasserkraft in Frankreich; | - die Sensibilitätsanalyse des Managements für die wichtigsten betrieblichen, regulatorischen und Preisannahmen, deren Relevanz wir beurteilt haben; |
| - Diese Bewertungen reagieren empfindlich auf die anzuwendenden makroökonomischen Annahmen (Inflation und Abzinsung). Für betriebliche Einheiten, deren Verkauf die Gruppe beschlossen hat, basiert der erzielbare Betrag der jeweiligen Vermögenswerte auf dem Marktwert, abzüglich Veräußerungskosten. | - die Beurteilung der Höchstwahrscheinlichkeit von Veräußerungen, die die Gruppe beschlossen hatte, und die Elemente zur Bewertung des erzielbaren Betrags; |
| Wir sahen die Bewertung des erzielbaren Betrags für Geschäfts - oder Firmenwert, immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen 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 deren Konsequenzen einen mittelfristigen wirtschaftlichen Ausblick nur schwer vorhersehen lassen. | - 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 kerntechnischen Anlagen in Belgien
[Anhänge 20.2.2 und 20.2.3]
| Besonders wichtige Prüfungssachverhalte | Unsere Reaktion |
|---|---|
| Die Gruppe hat Verpflichtungen der Wiederaufarbeitung und Lagerung abgebrannter radioaktiver Brennelemente und des Abbruchs von in Belgien betriebenen kerntechnischen Anlagen. 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. | Da 2016 die letzte dreijährliche Revision der Rückstellungen stattfand, prüften wir die Schlussfolgerungen, Bemerkungen und Empfehlungen in den Stellungnahmen von NIRAS und CNP. Wir haben die Grundlagen für die Bemessung dieser Rückstellungen geprüft und die Empfindlichkeit von Bemessungen für die technischen Annahmen und Industrie-Szenarien beurteilt, vor allem für den Umgang mit radioaktiven Brennelementen, wie auch Annahmen für Kosten, betriebliche Zeitpläne und Abzinsungssätze für Cashflows. Unsere Arbeit bestand hauptsächlich in der Beurteilung: |
| 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. | - der Konsistenz benutzter Industrie-Szenarien hinsichtlich des derzeitigen rechtlichen und regulatorischen Umfelds für die Wahl einer Kernenergiestrategie, die in Belgien noch zu treffen ist; |
| Die Rückstellungen, die sich auf 6,2 Mrd. € für den Umgang mit radioaktiven Brennelementen bzw. auf 4,8 Mrd. € für den Abbruch von kerntechnischen Anlagen beliefen, werden ausgehend vom maßgeblichen vertraglichen und rechtlichen Rahmen geschätzt, der im Dreijahresbericht von Synatom dargestellt wurde und den die CNP am 12. Dezember 2016 genehmigte. | - 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, die unabhängige Sachverständige verfasst haben; |
| Wir betrachteten die Bemessung dieser Rückstellungen wegen ihrer Höhe und ihres empfindlichen Einflusses auf die benutzten Industrie-Szenarien und Schätzungen der damit verbundenen Kosten als besonders wichtigen Prüfungssachverhalt, insbesondere für folgende Punkte: | - des Spielraums für Unsicherheiten und Eventualfälle in den Rückstellungen, die den Umfang der technischen Kontrolle von Abbruch und Umgang mit radioaktiven Brennelementen berücksichtigen; |
| - 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, | - 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 2018 bestand unsere Arbeit vor allem in der Beurteilung: | |
| - im Hinblick auf Rückstellungen für den Abbruch kerntechnischer Anlagen betrifft das den Abbruchplan und die Zeitpläne, die die Atomsicherheitsbehörden genehmigen oder nicht. | - der Konsistenz der verwendeten Industrie-Szenarien 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; |
| Diese Bemessung reagiert empfindlich auf anzuwendende makroökonomische Annahmen (Inflation und Abzinsung). | - 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 Grundannahmen. |
Bewertung von Rückstellungen für Rechtsstreit, Schadensregulierung und Steuerrisiken
[Anhänge 20.4 und 28]
| Besonders wichtige Prüfungssachverhalte | Unsere Reaktion |
|---|---|
| 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, Untersuchungen vor staatlichen Gerichten, Schiedsgerichten oder Regulierungsbehörden. | Unsere Prüfungshandlungen bestanden darin: |
| Die wichtigsten Rechtsstreitigkeiten und Untersuchungen haben potenziell eine erhebliche Rückwirkung auf die Gruppe. | - die von der Gruppe eingeführten Verfahrensweisen zur Identifizierung aller Rechtsstreitigkeiten und Risikoexpositionen zu untersuchen; |
| Sie werden als Verbindlichkeiten angesetzt oder führen zu Eventualverbindlichkeiten, wie in Anhang 28 zum Jahresabschluss angegeben. | - diese Analysen mit Bestätigungen, die wir von Anwälten eingeholt haben, zu unterlegen; |
| 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. | - die Analyse der Ereigniswahrscheinlichkeit durch die Gruppe sowie der benutzten Annahmen und die unterstützende Dokumentation, gegebenenfalls unter Hinzuziehung Dritter, zu evaluieren. Für die kompliziertesten Analysen haben wir uns an unsere Spezialisten gewandt; |
| - die Eignung der Angaben in den Anhängen zum Konzernabschluss zu ermessen. |
Schätzung nicht abgerechneter und ungemessener Umsatzerlöse für Gas und Strom ("Energie auf dem Zähler")
[Anhänge 8.1.1 und 8.2.1]
| Besonders wichtige Prüfungssachverhalte | Unsere Reaktion |
|---|---|
| Die Gruppe benutzt Erlösschätzungen für Verkäufe über Netze an Kunden, deren Energieverbrauch während der Bilanzierungsperiode gemessen wird. | Unsere hauptsächlich für Frankreich und Belgien durchgeführten Prüfungshandlungen bestanden in: |
| Da die Netzbetreiber die Zähler ablesen und die endgültige Zuordnung zur Gruppe mitunter erst mehrere Monate später erfolgt, bedeutet das, dass die Erlöszahlen nur eine Schätzung sind. | - der Betrachtung der von der Gruppe eingeführten internen Kontrollverfahren für den Abrechnungsprozess und der Vorgehensweise für eine zuverlässige Schätzung des Erlöses für Energie auf dem Zähler; |
| Per 31. Dezember 2018 betragen Forderungen für Energie auf dem Zähler (ungemessene und nicht abgerechnete Erlöse für Gas und Strom) 3,1 Mrd. €. | - 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. |
| 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. | Wir haben auch: |
| Die Volumen werden zum durchschnittlichen Energiepreis bewertet, der die Kundenkategorie und den Zeitraum berücksichtigt, über den die gelieferte und nicht in Rechnung gestellte Energie auf dem Zähler ist. | - die von der Gruppe ermittelte Information über die gelieferten Volumen mit den von den Netzbetreibern übermittelten Messdaten verglichen; |
| Im Hinblick auf die Höhe der Erlöse und die Empfindlichkeit der Schätzungen für Annahmen zu Volumen und durchschnittlichem Energiepreis betrachteten wir die Schätzung des Anteils ungemessener Erlöse am Jahresende als besonders wichtigen Prüfungssachverhalt. | - sichergestellt, dass die Berechnungsmodalitäten für den Durchschnittspreis des abgelesenen Stroms das Alter auf dem Zähler und die verschiedenen Arten von Kunden berücksichtigen; |
| - die Kohärenz der in der Energiebilanz angegebenen Volumen (die der physischen Realität der Zuordnungsvorgänge (Erlöse, Einspeisungen und Bestände) entspricht) und der Ressourcen (Einkäufe, Entnahmen und Bestände von Energie im Netz) analysiert, die die Gruppe erstellt hat; | |
| - die regelmäßige Begleichung der abgelesenen Energie über die Periode beurteilt; | |
| - das Alter der gelieferten, aber nicht abgerechneten gemessenen Energie am Jahresende beurteilt. |
Spezielle Prüfungen
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 Übereinstimmung mit den tatsächlichen Verhältnissen und seine Konsistenz mit dem Konzernabschluss.
Wir bestätigen, dass die konsolidierte nichtfinanzielle Erklärung nach Artikel L. 225-102-1 des französischen Handelsgesetzbuches (Code de commerce) in den Angaben zur Gruppe im Lagebericht enthalten ist. Dazu ist auszuführen, dass wir gemäß Artikel L. 823-10 des Codes nicht die Zuverlässigkeit der Information in dieser Erklärung oder ihre Konsistenz mit dem Konzernabschluss überprüft haben. Diese Prüfung muss Gegenstand eines Berichts eines unabhängigen Dritten sein.
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 2018 wurde unseren Unternehmen elf 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 Abschlusses nach den International Financial Reporting Standards verantwortlich, wie sie von der Europäischen Union übernommen wurden, um interne Kontrollen umzusetzen, die für die Erstellung des Konzernabschlusses ohne wesentliche falsche Angaben, ob beabsichtigt oder unbeabsichtigt, für nötig erachtet werden.
Bei der Aufstellung des Konzernabschlusses ist das Management dafür verantwortlich, die Fähigkeit des Unternehmens zur Fortführung der Unternehmenstätigkeit zu beurteilen, indem es Sachverhalte in Zusammenhang mit der Fortführung der Unternehmenstätigkeit angibt und nach dem Rechnungslegungsgrundsatz der Fortführung der Unternehmenstätigkeit bilanziert, es sei denn, es besteht die Absicht, das Unternehmen zu liquidieren oder die Geschäftstätigkeit einzustellen.
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.
Der Konzernabschluss ist vom Aufsichtsrat genehmigt worden.
Die Verantwortung der Prüfer 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 der internen Kontrolle 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 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 Abschlusses und ob der Konzernabschluss die zugrunde liegenden Geschäftsvorfälle und Ereignisse so darstellt, dass ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild vermittelt wird. |
| ― | holt er ausreichende geeignete Prüfungsnachweise für die Finanzinformationen der Unternehmen oder Geschäftstätigkeiten von der Gruppe ein, um ein Prüfungsurteil zum Konzernabschluss abzugeben. Er ist für die Anleitung, Überwachung und Durchführung der Prüfung des Konzernabschlusses wie auch für das Prüfungsurteil verantwortlich. |
Bericht an den Prüfungsausschuss
Wir legen dem Prüfungsausschuss einen Bericht vor, der insbesondere eine Beschreibung des Umfangs der Prüfung, das ausgeführte Prüfungsprogramm sowie die Ergebnisse unserer Prüfungsverfahren beinhaltet. Wir berichten gegebenenfalls auch über etwaige Mängel der internen Kontrolle von 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.
Paris-La Défense, 8. März 2019
**DELOITTE & ASSOCIES
ERNST & YOUNG et Autres**
Die Wirtschaftsprüfer
Patrick E. Suissa
Olivier Broissand
Charles-Emmanuel Chosson
Stéphane Pédron