ENGIE - Audit Report / Information 2022

Publication

ENGIE Deutschland AG

Berlin

Befreiender Konzernabschluss zum Geschäftsjahr vom 01.01.2022 bis zum 31.12.2022

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 D'ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 " der ENGIE-Gruppe (https://www.engie.com/sites/default/files/assets/documents/2023-03/ENGIE2022_URD_FR_MEL2_23_03_10.pdf).

6 INFORMATION ÜBER FINANZEN

6.1 PRÜFUNG DER FINANZLAGE

6.1.1 LAGEBERICHT

6.1.1.1 Ergebnisse 2022 für ENGIE

Finanzergebnisse für ENGIE im Geschäftsjahr 2022


―	Deutliche Fortschritte bei der Umsetzung des Strategieplans;
―	Starke finanzielle und operative Performance;
―	Vorgeschlagene Dividende von 1,40 € je Aktie für 2022.

Geschäftliche Höhepunkte


―	ENGIE als führender Player bei der Liefersicherheit in Europa;
―	Steter Beitrag zu staatlichen Maßnahmen durch Stützung des Working Capital, Sondersteuern und spezielle Aktionen für Kunden;
―	Große Fortschritte bei Vereinfachung mit 11,0 Mrd. € aus unterzeichneten oder abgeschlossenen Veräußerungen;
―	Wachstums-Capex von 5,5 Mrd. €, hauptsächlich bei Renewables, Networks und Energy Solutions;
―	Mehr Tempo bei Renewables mit einem Kapazitätszuwachs von +3,9 GW 2022, so dass die installierte Gesamtkapazität ca. 38 GW erreicht;
―	Weitere Fortschritte beim Kohleausstieg: Kohle macht 2,6 % der zentralisierten Energieerzeugung aus.

Finanzielle Performance


―	Mit einem fortbestehenden NRIgs von 5,2 Mrd. € wurden die Finanzziele 2022 erreicht;
―	Ein EBIT von 9,0 Mrd. € mit einem organisches Plus von 43 % und Wachstum in den meisten Geschäftszweigen. Entscheidende Beiträge von GEMS und Thermal unter gänzlich veränderten Marktbedingungen wie auch durch Kapazitätszuwächse bei Renewables;
―	Auswirkung von Steuer auf Zufallsgewinne von 0,9 Mrd. € 2022, vor allem in Belgien und Italien, zusätzlich zu Mechanismen der staatlichen Gewinnbeteiligung in Belgien und Frankreich (bei Kernkraft und Wasserkraft) von 1,1 Mrd. €;
―	Eine starke Bilanz und hohe Liquidität mit besseren Kreditkennzahlen;
―	Verbesserter Cashflow aus betrieblicher Tätigkeit(1) trotz Gegenwind beim Working Capital aufgrund der Energiepreise;
―	Eine Nettofinanzschuld von 24,1 Mrd. €. Das sind 1,3 Mrd. € weniger;
―	Dividende von 1,40 € je Aktie für 2022 vorgeschlagen.

6.1.1.1.1 Wichtige Finanzkennzahlen am 31. Dezember 2022

In Milliarden Euro	31. Dez. 2022	31. Dez. 2021	% Veränderung (auf Basis der Berichterstattung)	% Veränderung (auf organischer Basis)(1)
Erträge	93,9	57,9	+62,2 %	+60,4 %
EBITDA	13,7	10,6	+29,8 %	+27,0 %
EBIT	9,0	6,1	+47,2 %	+42,7 %
Periodischer Jahresüberschuss aus fortgeführter Geschäftstätigkeit, Konzernanteil	5,2	2,9	+78,4 %	+76,2 %
Jahresüberschuss, Konzernanteil	0,2	3,7	-94,1 %	-
CAPEX(1)	7,9	6,7	+17,4 %	-
Cashflow aus betrieblicher Tätigkeit (CFFO)	8,0	6,5	+24,0 %	-
Nettofinanzschuld	24,1		-1,3 Mrd. € gegenüber 31. Dez. 2021
Wirtschaftliche Nettoschuld	38,8		+0,5 Mrd. € gegenüber 31. Dez. 2021
Nettofinanzschuld	2,8x		-0,8x gegenüber 31. Dez. 2021

(1) Abzüglich DBSO (Develop, Build, Share and Operate -erschließen, bauen, gemeinsam nutzen und betreiben) und Erträge aus Tax Equity.

1 Cashflow aus betrieblicher Tätigkeit: Freier Cashflow vor Instandhaltungs-Capex und Ausgaben für den Ausstieg aus der Kernenergie.

6.1.1.1.2 Aussichten und Finanzziele 2023 - 2025

Die folgenden Prognosen basieren auf Daten, Annahmen und Schätzungen, die die Gruppe zum Zeitpunkt der Herausgabe dieses Dokuments als angemessen ansah.

Diese Daten und Annahmen können sich aufgrund von Unsicherheiten im wirtschaftlichen, finanziellen, bilanziellen, wettbewerblichen, regulatorischen und steuerlichen Umfeld weiterentwickeln oder ändern oder aufgrund anderer Faktoren, von denen die Gruppe zum Zeitpunkt dieses Berichts keine Kenntnis hat. Außerdem sind zutreffende Prognosen von der erfolgreichen Strategie der Gruppe abhängig. Daher kann die Gruppe ein Zutreffen der in diesem Abschnitt dargestellten Prognosen weder versprechen noch gewährleisten.

Diese Prognosen und die ihnen zugrunde liegenden Annahmen wurden auch gemäß den Bestimmungen der Delegierten Verordnung (EU) 2019/980 in Ergänzung der Verordnung (EU) 2017/1129 und der Empfehlungen der ESMA zu Prognosen erstellt.

Die nachstehende Prognose ist aus dem Haushalt und der mittelfristigen Planung abgeleitet, wie in Anhang 13 zu Abschnitt 6.2.2 "Anhänge zum Konzernabschluss" beschrieben. Sie wurde im Vergleich mit historischen Finanzinformationen und nach den Rechnungslegungsmethoden für den Konzernabschluss der Gruppe für das am 31. Dezember 2022 beendete Jahr erstellt.

6.1.1.1.2.1 Annahmen


―	Strategie: der starke Wille der ENGIE Gruppe, bei der Energie- und Klimawende führend zu sein. Da die neue Fokussierung und der Vereinfachungsprozess nun abgeschlossen sind, beginnt für ENGIE jetzt die zweite Phase des Strategieplans und des schnelleren Wachstums bei der Energiewende. Der abgeschlossene Veräußerungsplan ermöglicht einen deutlichen Anstieg der Wachstumsinvestitionen in erneuerbare Energien, sowohl bei Strom als auch bei Gas, und in Dekarbonisierungslösungen: 22 Mrd. € bis 25 Mrd. € für den Zeitraum 2023 - 2025, also ein Anstieg um 50 % im Vergleich zu 2021 - 2023;
―	Keine Änderung der Bilanzierungsmethoden;
―	Keine größeren regulatorischen oder makroökonomischen Änderungen;
―	Durchschnittliche Temperatur in Frankreich;
―	Durchschnittliche Stromerzeugung aus Wasserkraft-, Windkraft- und Solaranlagen;
―	Durchschnittlicher Forex:
―	€/USD: 1,08 für 2023, 1,09 für 2024 und 1,10 für 2025,
―	€/BRL: 5,56 im Zeitraum 2023 - 2025;
―	Verfügbarkeit von Kernenergie in Belgien: ca. 90 % für 2023, 92 % für 2024 und 94 % für 2025 -ausgehend von den Verfügbarkeiten, wie am 01.01.2023 in der REMIT veröffentlicht;
―	Eventualverbindlichkeiten für belgische Anlagen von 0,5 Mrd. € für 2023, 0,5 Mrd. € für 2024 und 0,2 Mrd. € für 2025;
―	Commodity-Marktpreise per 30. Dezember 2022;
―	Besicherte Positionen und am 31. Dezember 2022 erzielte Preise, Belgien und Frankreich:
―	100 % für 90 €/MWh 2022,
―	74 % für 93 €/MWh 2023,
―	52 % für 120 €/MWh 2024,
―	15 % für 165 €/MWh 2025,
―	Die erzielten Preise sind angegeben:
―	vor den speziellen Abgaben für Kernenergie in Belgien und für Wasserkraftanlagen der CNR in Frankreich,
―	vor der Obergrenze für Markterlöse inframarginaler Erzeuger in Belgien und Frankreich,
―	ohne den Einfluss der Marktbewertung des Proxy Hedging, das im Zeitraum 2023 - 2025 für einen Teil der belgischen Kernenergiemengen genutzt wird, die volatil ist und über die Zeit bei Lieferung bei fast Null liegt;
―	Wiederkehrende Nettofinanzkosten von (2,2) - (2,6) Mrd. € im Jahr im Zeitraum 2023 - 2025;
―	Wiederkehrender Effektivsteuersatz: 23 % - 26 % im Zeitraum 2023 - 2025;
―	Abzinsungssatz für Rückstellungen für Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses: basierend auf den Marktbedingungen am 31. Dezember 2022, wie in Anhang 18 zu Abschnitt 6.2.2 "Anhänge zum Konzernabschluss" dargelegt;
―	Prüfung der Regularien für Netze in Frankreich 2024 - 2025;
―	Obergrenze für Markterlöse inframarginaler Erzeuger auf der Grundlage geltender Rechtsvorschriften und zusätzlicher Eventualverbindlichkeiten;
―	Vollständige Aufnahme der Lieferkosten in die französischen B2C-Retail-Tarife.

Fortschritte bei der Umsetzung des Strategieplans festigen das Fundament für ein langfristiges Wachstum von ENGIE, um die Klimaneutralität zu erreichen.

Die Gruppe erwartet ein mittelfristiges Wachstum primär durch Investitionen bei Renewables und durch bessere Ergebnisse bei Energy Solutions, einschließlich eines stabilen Beitrags von Networks. GEMS soll das integrierte Geschäftsmodell intensivieren, das die Energieversorgung sichert und Risiken für ENGIE und Dritte optimiert und handhabt. Wegen des laufenden Ausstiegsplans aus der Kernenergiekapazität in Belgien spielt der Beitrag von Nuclear bei der EBIT-Angabe keine Rolle.

Annahme für europäische Commodity-Preise bei den Vorgaben für das verbleibende Händlerrisiko: Die Preisannahme von heute für die Vorgaben für 2023 - 2025 basiert auf den europäischen Terminpreisen vom 31. Dezember 2022.

Ausblick auf 2023 bis 2025 für ENGIE:

In Milliarden Euro	Ergebnisse 2023	Ergebnisse 2024	Ergebnisse 2025
EBIT ohne Nuclear	6,6 - 7,6	7,2 - 8,2	7,5 - 8,5
Zielvorgabe für NRIgs	3,4 - 4,0	3,8 - 4,4	4,1 - 4,7

ENGIE setzt weiter auf ein Rating mit einem "starken Investment Grade" und strebt weiterhin einen Verschuldungsgrad von kleiner oder gleich 4,0x wirtschaftliche Nettoschuld zu EBITDA an.

6.1.1.1.2.2 Überblick über die wichtigsten Finanzziele

Die Gruppe hat sich vorgenommen, ihr Wachstum zu beschleunigen, indem sie sich auf die zweite Stufe ihres Strategieplans konzentriert:

Beschleunigtes Wachstum bei Renewables

Eine zunehmende Zahl ausgewogener Vorhaben in der Warteschleife sollen Renewables in Schwung bringen. In den letzten beiden Jahren nahm die Gruppe 7 GW erneuerbarer Kapazität in Betrieb, so dass die installierte Gesamtkapazität 38 GW ist. Trotz der Herausforderungen bei der Lieferkette beschleunigt ENGIE weiterhin die Zuwächse bei der durchschnittlichen jährlichen erneuerbaren Kapazität bis auf 4 GW bis 2025. Der nächste Schritt sind 6 GW zwischen 2026 und 2030. Damit steigt die installierte Gesamtkapazität 2025 auf 50 GW und 2030 auf 80 GW.

Befeuert wird dieser Ehrgeiz durch Vorhaben von 80 GW Ende 2022 (gegenüber 56 GW Ende 2020), die sich durch einen guten Mix von Windparks onshore und offshore und Solaranlagen auszeichnen. Über die Hälfte dieses Vorhabens besteht aus Projekten, die bereits gebaut oder abgesichert oder in ihrer Planung weit fortgeschritten sind. Geografisch bleiben die Schwerpunkte in Europa, Nordamerika und Lateinamerika mit Offshore-Windparks mit einem breiteren geografischen Fußabdruck. Insgesamt wird ENGIE von 2023 - 2025 13 Mrd. € bis 14 Mrd. € in ein ausgewogenes Portfolio mit begrenztem Händlerrisiko bei Renewables investieren.

Die Bindung von Molekül und Elektron im Zentrum des ENGIE-Modells sorgt für Flexibilität und Liefersicherheit

Als Eigentümer, Betreiber und Lieferant von Gasinfrastruktur spielt ENGIE eine entscheidende Rolle in Europa. Die Gasinfrastruktur (Netze, Speicherkapazität, LNG-Terminals) war in der Energiekrise von großer Bedeutung. Das wird auch für die Energiewende gelten, wenn es darum geht, die Liefersicherheit und die Resilienz des Systems insgesamt zu sichern. Gasnetze begünstigen auch die Entwicklung erneuerbarer Gase und tragen so zur Dekarbonisierung bei.

Das Gasnetzgeschäft von ENGIE ist weitgehend reguliert, das sorgt für Stabilität und Sichtbarkeit. Die Netze von ENGIE haben durchgehend eine starke operative Leistungsfähigkeit bewiesen und genügen den höchsten Sicherheitsstandards. Sie generieren einen erheblichen Cashflow, so dass die Gruppe Sicherheit und Zuverlässigkeit wahren und den Wachstums-Capex finanzieren kann, wie den Ausbau der erneuerbaren Gase.

Insgesamt gehen wir davon aus, dass die regulatorische Kapitalbasis (regulated asset base - RAB) in Frankreich und international 2025 39 Mrd. € erreicht im Vergleich zu 36 Mrd. € 2022.

Ein ausgewogenes Portfolio ist der Schlüssel zur Sicherung von Flexibilität und Effizienz des Energiesystems. In einem Kontext starken Wachstums bei Renewables profitiert ENGIE von dem umfangreichen Portfolio flexibler Energieerzeugungsanlagen und Energiespeicher, einschließlich der kombinierten Gasturbinen (51 GW) und Pumpspeicherwerke (ca. 4 GW), die angesichts der intermittierenden erneuerbaren Energien gänzlich unabdingbar sind.

ENGIE wird die Flotte weiter anpassen, so dass das Verteilnetz und das eigene Energieerzeugungsportfolio flexibler werden und mehr Optionen bieten, und sie schlanker, reaktionsschneller, effizienter und weniger CO2 -intensiv gestalten. Das Geschäftsmodell für kombinierte Gasturbinen wird sich zunehmend Richtung Kapazitätsvergütungsmechanismus und Nebenleistungen verlagern.

Die Gruppe will die Batteriespeicherkapazität deutlich schneller vergrößern, um die gasbetriebene Stromerzeugung und die Pumpspeicherwerke zu ergänzen. Ihr ambitioniertes Ziel sind ca. 10 GW Batteriekapazität bis 2030 vor allem in Europa und den USA.

Aufschwung für erneuerbare Gase

Erneuerbare Gase werden dank der vorhandenen Infrastruktur entwickelt und tragen zur Liefersicherheit bei. Die Gruppe setzt auf die vorhandenen Netze, um erneuerbare Gase zu entwickeln, und investiert für dekarbonisierte Gase bis 2030 3,5 Mrd. €.

Der Markt für erneuerbare und kohlenstoffarme Gase wird in den kommenden zehn Jahren schnell wachsen, angekurbelt durch die Dekarbonisierungsverpflichtungen von Regierungen und Unternehmen als Abnehmer.

ENGIE hat sich das Ziel einer Produktion von ca. 10 TWh Biomethan pro Jahr bis 2030 gesetzt.

ENGIE wird sich auf kohlenstoffarmen Wasserstoff als Schlüssel für die Branchen fokussieren, die Emissionen nur schwer senken können und bei denen Strom eine unrealistische Option zur Dekarbonisierung ist.

ENGIE profitiert in einer guten Ausgangsposition von dem herausragenden Wachstum bei grünem Wasserstoff, denn es kann auf die weltweit führenden Fähigkeiten zur erneuerbaren Energieerzeugung und die Expertise beim Management komplexer industrieller Abläufe setzen. ENGIE hat auch die Fähigkeiten zum globalen Energiemanagement, um mit Wasserstoff und e-Molekülen zu handeln.

Als ambitioniertes Ziel hat sich ENGIE bis 2030 gesetzt:


―	eine Produktionskapazität von 4 GW grünem Wasserstoff zu entwickeln;
―	über 700 km spezieller Wasserstoffnetze und eine Speicherkapazität von 1 TWh zu verfügen;
―	über 100 Ladestationen zu betreiben.

Als Gesamt-CAPEX für Wasserstoff sind für den Zeitraum 2023 - 2030 ca. 4 Mrd. € vorgesehen.

Dank dezentraler Infrastruktur spielt ENGIE eine wichtige Rolle bei den Dekarbonisierungsbemühungen der Kunden

Energy Solutions ist ideal positioniert, um am Wachstum des Marktes teilzuhaben, das durch die starke Nachfrage der Kunden nach Dekarbonisierungslösungen und Unabhängigkeit bei der Energie sowie zunehmend aufgrund der Unterstützung durch staatliche Behörden angetrieben wird.

Energy Solutions hat sich mit drei Geschäftszweigen verschlankt: lokale Energienetze, Energieerzeugung am Ort und Dienstleistungen für energetische Leistungsfähigkeit.

In Bezug auf die ersten zwei Plattformen, die von langfristigen infrastrukturähnlichen Verträgen mit stabilen wiederkehrenden Einnahmen und von langfristig vertraglich gebundenen Cashflows profitieren, investiert ENGIE in Infrastruktur und betreibt sie als Teil eines assetbasierten Geschäftsmodells. Durch das Nutzen langfristiger Wachstumschancen, das Abschließen zielgenauerer Verträge und auf einer effizienteren Basis sollte der jährliche Zuwachs aus der dezentralen Energieinfrastruktur beim EBIT im Zeitraum 2022 - 2025 im Durchschnitt im hohen einstelligen Bereich liegen.

Beim Energiemanagement ist davon auszugehen, dass die Spanne beim EBIT in den Jahren 2022 - 2025 über 200 bps bis 5 % zulegt.

ENGIE strebt weiterhin nach zusätzlichen 8 GW dezentraler Energieinfrastruktur bis 2025 (verglichen mit 2020), was einen Capex-Zuwachs von etwa 3 Mrd. € für 2023 - 2025 bedeutet.

Mit GEMS die umfassende Marktkenntnis von ENGIE nutzen

GEMS ist das Zentrum des integrierten Geschäftsmodells von ENGIE. Auf der Upstream-Seite hat GEMS den Auftrag, Mehrwert aus technischen Unterschieden, Ergänzungsfähigkeit, Flexibilität und Nutzen von Optionen im Asset-Portfolio von ENGIE und Partnern zu generieren. Auf der Downstream-Seite stellt GEMS den Kunden von ENGIE Risikomanagementleistungen und maßgeschneiderte Energielieferverträge bereit.

Das EBIT von GEMS liegt für 2023 - 2025 eher unter dem außerordentlichen Niveau von 2022, sollte aber vor allem wegen des kommerziellen Zuwachses und der weiter bestehenden Herausforderungen der Energiemärkte mit ihrer Optionalität und Volatilität sowie wegen des stärker nachgefragten Risikomanagements durch die Kunden über dem historischen Niveau von 2020 - 2021 liegen.

Kapitalverteilung und mittelfristiger finanzieller Ausblick

ENGIE setzt den Wachstums-Capex für 2023 bis 2025 auf 22 Mrd. € -25 Mrd. € an. Das ist ein Anstieg um 50 % gegenüber dem Plan für 2021 - 2023, wovon 40 % bereits bewilligt sind. Davon sind 55 % - 65 % für Renewables, 10 % - 15 % für Networks und 10 % - 15 % für Energy Solutions. Mit etwa 10 % sollen erneuerbare Gase und Batterien aufgestockt werden. Die Kapitalzuweisung basiert auf der strikten Einhaltung finanzieller und ESG-bezogener Kriterien. Der Beitrag der in Betrieb genommenen neuen Kapazitäten zum EBIT 2023 - 2025 sollte 1,5 Mrd. € ausmachen.

Die Rentabilität des durchschnittlich eingesetzten Kapitals (ROACE) ohne Nuclear sollte von diesem rigorosen Streben nach Generierung von Mehrwert profitieren: Für den ROACE der Gruppe ohne Nuclear wird ein nachhaltiger Anstieg von 6 % im Jahr 2021 auf 7 % bis 9 % erwartet. Der Instandhaltungs-Capex sollte 2023 bis 2025 bei 7 Mrd. € bis 8 Mrd. € liegen, von denen etwa 50 % in die regulierten Infrastrukturgeschäfte in Frankreich gehen.

Etwa 9 Mrd. € sind für die Finanzierung der Kernenergierückstellungen für 2023 - 2025 in Belgien.

Durch strikte Kontrolle der allgemeinen und Verwaltungskosten steigert ENGIE die Effizienz weiter, indem Supportfunktionen leistungsfähiger und Bereiche, die hinter den Erwartungen zurückbleiben, auf den richtigen Weg gebracht werden. Für 2023 - 2025 strebt die Gruppe eine positive Nettowirkung auf das EBIT von 0,6 Mrd. € an.

Die wichtigsten Treiber der EBIT-Entwicklung 2022 - 2025 nach Geschäftsfeld

2022	Geschäftstätigkeit	Erwartungen an die wichtigsten Treiber der EBIT-Entwicklung gegenüber 2022		2025
	Renewables	Investitionsbeitrag, höhere Preise	+ +
	Networks	Inflation, Normalisierung der Temperatur, Investitionen und Portfoliomanagement, regulatorische Überprüfungen in Frankreich	\= -
EBIT ohne Nuclear	Energy Solutions	Investitionsbeitrag, höherer Beitrag von EVBox und kontinuierliche Leistungsverbesserung	\= +	EBIT ohne Angabe zu Nuclear
8,0 Mrd. €	FlexGen (ohne Thermal)	Verwässerung, Normalisierung bei Spreads, bessere Flottenverfügbarkeit	\=	7,5 Mrd. € bis 8,5 Mrd. €
	Retail (ohne Supply)	Normale Temperatur, größere Marge, Wachstum bei B2C-Leistungen und Stromkundenportfolio	\= +
	GEMS	Rückgang bei Preisen und Volatilität, aber immer noch hoch	- - -
	Nuclear	Höhere Preise, geringere Volumen	\= +

Erläuterung: jedes "+"-Zeichen steht für ca. +500 Tsd. €, jedes "-"Zeichen für ca. -500 Tsd. €, ein "=+"-Zeichen bedeutet einen Betrag zwischen 0 und +250 Tsd. €, ein "=-"-Zeichen bedeutet einen Betrag zwischen -250 Tsd. € und 0 Tsd. €.

6.1.1.1.3 Dividendenpolitik bekräftigt und Vorschlag von 1,40 € je Aktie für 2022

ENGIE setzt darauf, den Aktionären eine steigende und nachhaltige Dividende zu bieten.

Der Verwaltungsrat hat die Dividendenpolitik der Gruppe mit einer Ausschüttungsquote von 65 - 75 % des Konzernanteils am periodischen Jahresüberschuss und einer Untergrenze von 0,65 € je Aktie für die Jahre 2023 bis 2025 bekräftigt.

Für 2022 hat der Verwaltungsrat eine Ausschüttungsquote von 65 % angeboten. Das bedeutet eine Dividende von 1,40 € je Aktie, die den Aktionären auf der Hauptversammlung am 26. April 2023 zur Genehmigung vorgelegt wird.

6.1.1.1.4 ENGIE ist führend bei der Liefersicherheit und trägt dazu bei, dass Energie bezahlbar bleibt

Als Eigentümer und Betreiber von Gasinfrastruktur und als Gaslieferant spielt ENGIE eine entscheidende Rolle in Europa.

In Frankreich liefen die Netzgeschäfte von ENGIE mit rekordverdächtigen Auslastungsquoten, LNG-Terminals arbeiteten fast am Rand ihrer Kapazität, der Durchfluss bei GRTgaz verdoppelte sich, einschließlich der Rückflüsse von Frankreich nach Deutschland, und die Gasspeicher waren am 31. Dezember 2022 zu 82 % gefüllt im Vergleich zu ca. 53 % am 31. Dezember 2021. 2022 hat ENGIE 1,1 Mrd. € zu Gewinnbeteiligungsmechanismen der Regierung für Kernkraft in Belgien (ein spezieller steuerlicher Rahmen) und Wasserkraft in Frankreich (CNR) beigetragen.

ENGIE hat sich verpflichtet, die französischen Kunden mit 90 Mio. € für Maßnahmen für vulnerable Kunden und mit einem Fonds von 60 Mio. € für Industrie- und Gewerbekunden zu unterstützen, die von steigenden Energiepreisen betroffen sind. ENGIE hat auch Plattformen für Einzelhandelskunden und für kleine und mittlere Unternehmen zum Beobachten und Einsparen von Energie eingerichtet.

ENGIE leistet einen Beitrag zu Maßnahmen staatlicher Behörden, um mit den hohen Energiepreisen umzugehen. In Frankreich hat ENGIE das Working Capital zur Stützung des Tarifschutzmechanismus erhöht, der nun kleine und mittlere Unternehmen und auch Kunden unter Marktpreis einbezieht (indem ihre Verträge an den regulierten Tarif gekoppelt werden). Die meisten B2C-Gas- und Stromverträge von ENGIE in Frankreich sind durch diesen Tarifschutzmechanismus oder Festpreise über die Laufzeit des Vertrags vor Preiserhöhungen geschützt.

Die Gruppe unterstützt die Anwendung von Sozialtarifen in Belgien und einen Mechanismus für eine Preisobergrenze in Rumänien und Chile. Außerdem hat sich die Gruppe mit lokalen Behörden abgestimmt, um über Zahlungserleichterungen Hilfe zu leisten. Die Gesamtauswirkung von Zahlungsverzug weltweit macht fast 1,0 Mrd. € aus. Die Gruppe setzt bei Energieeffizienz mehr denn je auf die Zusammenarbeit mit Kunden, damit sie ihre Energierechnung senken und ihre Dekarbonisierungsziele erreichen.

ENGIE hat auch das Engagement der Mitarbeiter weltweit mit einem Sonderbonus von 1.500 € für jeden Beschäftigten in einer Energiesituation anerkannt, wie es sie nie zuvor gegeben hat, um angesichts der hohen Inflation zu helfen.

6.1.1.1.5 ENGIE leistet einen Beitrag zu Maßnahmen staatlicher Behörden, um mit den hohen Energiepreisen umzugehen

In Frankreich hat ENGIE das Working Capital zur Stützung des Tarifschutzmechanismus erhöht, der nun kleine und mittlere Unternehmen und auch Kunden unter Marktpreis einbezieht (indem ihre Verträge an den regulierten Tarif gekoppelt werden). Die meisten B2C-Gas- und Stromverträge von ENGIE in Frankreich sind durch diesen Tarifschutzmechanismus oder Festpreise über die Laufzeit des Vertrags vor Preiserhöhungen geschützt.

6.1.1.1.6 Neues zu den europäischen Vorschlägen zu Steuern auf Zufallsgewinne

Im Dezember 2022 haben die Regierungen in Belgien und Frankreich, die die beiden wichtigsten Stromerzeugungsländer in der EU für ENGIE sind, neue Maßnahmen als Gesetze verabschiedet, die sich mit "inframarginal rent" [Abschöpfung von Gewinnen, die sich durch die hohen Energiepreise für solche Erzeuger ergeben, die weiterhin geringere Erzeugungskosten haben - Anm. d. Übers.] im Zusammenhang mit den Strompreisen befassen.

In Belgien wurde rückwirkend vom 1. August 2022 bis 30. Juni 2023 eine Obergrenze für Markterlöse inframarginaler Erzeuger eingeführt, deren Höhe von der für die Stromerzeugung genutzten Technologie abhängt. Im kommenden April soll es um eine mögliche Verlängerung dieses Zeitraums gehen. Die Kernkraftwerke von ENGIE, die die Tochtergesellschaft Electrabel besitzt und betreibt, fallen unter diese Maßnahme: Normative Erlöse, die 130 €/MWh überschreiten, unterliegen der neuen Abgabe, wobei ein Mechanismus eine mögliche Doppelbesteuerung im Zusammenhang mit der Kernenergiesteuer begrenzt.

In Frankreich sieht das Finanzgesetz für 2023 eine Erlösobergrenze für die Dauer von achtzehn Monaten vor (vom 1. Juli 2022 bis 31. Dezember 2023). Die Deckelung geht von 40 €/MWh bis 175 €/MWh je nach der für die Stromerzeugung genutzten Technologie. Der Übergewinn wird mit 90 % besteuert. Auf ENGIE wirkt sich das vor allem durch die Entnahmerechte für die beiden Kernkraftwerke von EDF aus (Chooz B und Tricastin, 1,2 GW, 9 TWh Jahresproduktion bei einer Verfügbarkeit von 85 %), die einer Deckelung bei 90 €/MWh unterliegen, und durch die Gaskraftwerke (Kapazität 1,4 GW) mit einer Deckelung bei 40 €/MWh auf den Clean Spark Spread.

In Italien hat die Regierung bereits einen "außerordentlichen Solidaritätsbeitrag" der Energieunternehmen erhoben, der nach einer Variante der mehrwertsteuerpflichtigen Bemessungsgrundlage von Oktober 2021 bis April 2022 im Vergleich zum selben Zeitraum ein Jahr zuvor in Höhe von 25 % berechnet wurde. ENGIE ist dadurch erheblich benachteiligt, denn die Methode ist schlecht konzipiert und nicht für den Übergewinn über den Zeitraum repräsentativ.

Die Gesamtauswirkung von Sondersteuern in Europa macht 2022 fast 0,9 Mrd. € aus, 85 % beim EBIT und 15 % bei der Körperschaftsteuer.

6.1.1.1.7 Deutliche Fortschritte bei der Umsetzung des Strategieplans

Mehr Tempo bei Renewables, Infrastrukturen und erneuerbaren Gasen

2022 kamen bei ENGIE 3,9 GW an erneuerbarer Kapazität hinzu, einschließlich 1,8 GW aus Onshore-Windparks, 1,2 GW aus Solarparks und 1,0 GW aus Offshore-Windparks, so dass die installierte Gesamtkapazität an erneuerbarer Energie bei 100 % Ende 2022 ca. 38 GW erreicht hat. Geografisch verteilt sich der Zuwachs von 3,9 GW mit 2,6 GW auf Europa (hauptsächlich Vereinigtes Königreich, Spanien und Frankreich), mit 0,8 GW auf die USA und mit 0,4 GW auf Lateinamerika. Also liegt die Gruppe mit ihrem Ziel, durchschnittlich 4 GW an erneuerbarer Kapazität im Jahr bis 2025 zuzulegen, gut im Plan. Dieser Ehrgeiz wird durch eine wachsende Zahl von Vorhaben befördert, die sich Ende Dezember 2022 auf 80 GW beliefen, 14 GW Zuwachs im Vergleich zu Dezember 2021.

Ocean Winds als Joint Venture für Offshore-Windparks von ENGIE und EDPR legt noch immer kräftig zu. Im Dezember erhielt Ocean Winds ein geleastes Gebiet für einen schwimmenden Offshore-Windpark mit einer Leistung von 2 GW in Kalifornien.

2022 unterstützte die Gruppe ihre Kunden weiter bei deren Dekarbonisierungsbemühungen, indem sie grüne Strombezugsvereinbarungen (PPAs) im Umfang von 2,0 GW unterzeichnete.

Energy Solutions erzielte 2022 größere Gewinne in den Bereichen Fernwärme- und -kälte (District Heating and Cooling - DHC) und nachhaltige Mobilität, einschließlich 12.000 Ladestationen für Elektrofahrzeuge vor allem in Belgien und Singapur. 2022 kam ca. 1 GW installierter Nettokapazität bei dezentralen Energieinfrastrukturen hinzu.

In Brasilien wurde die Internalisierung der O&M-Geschäfte von TAG erfolgreich abgeschlossen, und die beiden Stromübertragungsleitungen Gralha Azul und Novo Estado sind jetzt fast fertig.

ENGIE sondiert weiterhin das Potenzial erneuerbarer Gase: In Frankreich sind 492 Produktionseinheiten für Biomethan mit einer Jahresproduktion von bis zu 8,3 TWh an die Netze von ENGIE angeschlossen. Für Wasserstoff hat die Europäische Kommission bis zu 5 Mrd. € als staatliche Zuschüsse genehmigt. ENGIE hat fünf Projekte verteilt auf Belgien, Frankreich, die Niederlande und Spanien eingereicht, die alle genehmigt wurden.

Vereinfachung und Neuausrichtung

Das Finanzziel des Veräußerungsplans von mindestens 11 Mrd. € bis Ende 2023 ist mit bereits abgeschlossenen oder unterzeichneten Verträgen über 11 Mrd. € erreicht, wobei EQUANS den Hauptteil darstellte.

Im Hinblick auf die geografische Rationalisierung wird die Gruppe in 31 Ländern tätig sein - 2018 waren es 70 -, sobald die unterschriebenen Verträge in Kraft sind. Als Teil der Veräußerung von EQUANS hat ENGIE sieben Länder verlassen. Das Ziel sind weniger als 30 Länder am Ende von 2023.

Disziplinierte Kapitalzuweisung

2022 belief sich der Gesamt-CAPEX auf 7,9 Mrd. €. Der Wachstums-Capex erreichte 5,5 Mrd. €, von denen 58 % an Renewables, 20 % an Networks und 13 % an Energy Solutions gingen und somit völlig im Einklang mit der strategischen Ausrichtung von ENGIE stehen.

Erfüllung des Performance-Plans

Bei steigender Inflation bestand ENGIE weiter auf Kosteneffizienz und ist auf einem guten Weg, mit einem Nettobeitrag von 0,4 Mrd. € zum EBIT für 2022 das 3-Jahres-Ziel zu erreichen.

6.1.1.1.8 Neues zu den belgischen Kernkraftanlagen

Entsprechend dem geplanten Atomausstieg in Belgien wurde der Reaktor Doel 3 im September 2022 und der Reaktor Tihange 2 im Februar 2023 abgeschaltet.

Im Januar 2023 steckten ENGIE und die föderale Regierung Belgiens mit der Unterzeichnung der Vereinbarung über eine Laufzeitverlängerung "Heads of Terms and Commencement of LTO Studies Agreement" den Rahmen für den Weiterbetrieb der Kernreaktoren Doel 4 und Tihange 3 ab, die auf der am 21. Juli 2022 unterschriebenen Absichtserklärung aufbaut, mit dem Ziel, die Betriebsdauer beider Reaktoren für eine Gesamtproduktionskapazität von 2 GW zehn Jahre weiterlaufen zu lassen.

Diese Vereinbarung umfasst im Wesentlichen drei Bedingungen, zu denen die Schaffung einer Rechtsform für die beiden weiterhin betriebenen Blöcke gehört, die sich zu gleichen Teilen im Besitz des belgischen Staates und von ENGIE befinden, ein Rahmen für die Deckelung der zukünftigen Kosten für die Entsorgung radioaktiver Abfälle und eine Reihe von Garantien, die die ordnungsgemäße Erfüllung der Verpflichtungen des Atomkraftwerksbetreibers sicherstellen sollen. Mit dieser Vereinbarung bekräftigen beide Seiten ihr Ziel, angemessene Anstrengungen zu unternehmen, um die Atomkraftwerke Doel vier und Tihange drei im November 2026 wieder an das Netz zu bringen.

Im Dezember 2022 wurde ENGIE über die neuen Parameter informiert, die die Kommission für Kernenergierückstellungen (CPN) zur Berechnung der Kernenergierückstellungen für den Abbruch und das Management abgebrannter Brennelemente belgischer Kernkraftwerke nach der dreijährlichen Überprüfung ansetzt. Ausgehend von diesen Parametern wurden die Kernenergierückstellungen um 3,3 Mrd. € erhöht, von denen Synatom 2,9 Mrd. € trägt, im Vergleich zu dem ursprünglichen Vorschlag einer Erhöhung um 0,9 Mrd. € von ENGIE. ENGIE betrachtet den Anstieg um 2,9 Mrd. € als ungerechtfertigt und hat der CPN einen überarbeiteten Vorschlag eingereicht.

2022 wirkten sich das Wetter und eine geringere Nutzung unserer kombinierten Gasturbinen positiv auf die Resultate aus.

ENGIE hat Ende 2022 den Anteil erneuerbarer Energien im Portfolio auf 38 % gegenüber 34 % Ende 2021 aufgestockt und 3,9 GW erneuerbarer Energien hinzugefügt.

Mit der Unterzeichnung der Veräußerung von Pampa Sul in Brasilien im September und der Schließung von Tocopilla in Chile, was einer installierten Kapazität von 0,6 GW gleichkommt, führt ENGIE den Kohleausstieg fort. ENGIE hat sich zum Ausstieg aus allen Kohlekraftwerken in Kontinentaleuropa bis 2025 und weltweit bis 2027 verpflichtet, einschließlich der Kohleverstromung für Fernwärme- und -kältenetze. Ende 2022 hatte die Kohle bei ENGIE einen Anteil von 2,6 % am zentralisierten Stromerzeugungsportfolio.

Hinsichtlich der Geschlechterverteilung waren bei ENGIE Ende 2022 30 % Frauen im Management tätig. Mit Aktionsplänen soll erreicht werden, dass 40 % bis 60 % Männer und Frauen im Management vertreten sind.

6.1.1.1.10 Gesundheit und Sicherheit

2022 gab es bei ENGIE und Subunternehmern schwere Arbeitsunfälle, von denen vier tödlich verliefen, vor allem auf Baustellen. Die Konzernführung von ENGIE reagiert mit der Umsetzung eines konzernweiten umfassenden Aktionsplans, um alle Sicherheitsstandards und -verfahrensweisen für jede Tätigkeit und Region zu überprüfen, damit überall im Konzern und bei den Subunternehmern die höchsten Sicherheitsstandards angewendet werden.

6.1.1.1.11 Finanzlage im Geschäftsjahr 2022

6.1.1.1.11.1 Erträge

Erträge von 93,9 Mrd. € bedeuten ein Plus von 62,2 % auf Bruttobasis und von 60,4 % auf organischer Basis.

6.1.1.1.9 ESG

Wichtige ESG-Ziele

2022 wurden die Treibhausgasemissionen aus der Energieerzeugung auf 60 Millionen Tonnen gesenkt, ein Rückgang von 44 % gegenüber 2017 und im Einklang mit dem Ziel von 43 Millionen Tonnen bis 2030.

Beitrag zu Erträgen nach Eliminierung konzerninterner Geschäfte

In Millionen Euro	31. Dez. 2022	31. Dez. 2021	% Veränderung (auf Basis der Berichterstattung)	% Veränderung (auf organischer Basis)
Renewables	6.216	3.653	+70,1 %	+58,3 %
Networks	6.961	6.700	3,9 %	+2,9 %
Energy Solutions	11.552	9.926	16,4 %	+21,1 %
Thermal	7.129	4.089	74,3 %	+62,6 %
Supply	16.810	10.396	61,7 %	+61,3 %
Nuclear	35	56	-37,7 %	-37,7 %
Sonstige	45.163	23.046	96,0 %	+92,6 %
davon GEMS	45.137	22.870	97,4 %	+92,7 %
SUMME	93.865	57.866	+62,2 %	+60,4 %

Die Erlöse bei Renewables beliefen sich auf 6.216 Mio. €, ein Plus von 70,1 % auf Bruttobasis und von 58,3 % auf organischer Basis. Der Bruttoanstieg ist günstigen Wechselkurseffekten zu verdanken, hauptsächlich durch die Aufwertung des brasilianischen Real gegenüber dem Euro. Auf organischer Basis geht der Zuwachs bei den Erlösen vor allem auf die zusätzlichen Kapazitäten und höhere Preise für Strom aus Wasserkraft in Frankreich zurück.

Die Erlöse bei Networks beliefen sich auf 6.961 Mio. €, ein Plus von 3,9 % auf Bruttobasis und von 2,9 % auf organischer Basis. Der Bruttoanstieg ist günstigen Wechselkurseffekten vor allem in Lateinamerika und dem Scope-out-Effekt im Zusammenhang mit den Veräußerungen in der Türkei und Argentinien zu verdanken. Die Erlöse aus der Infrastruktur in Frankreich stiegen aufgrund der deutlich höheren transportierten Volumen, insbesondere durch den außergewöhnlichen Rückfluss von Westen nach Osten, aufgrund der Terminals sowie von Speichergeschäften als Tätigkeiten auf eigene Rechnung (im Vereinigten Königreich), die geringere abgesetzte Volumen und die erwartete Tarifentwicklung ausglichen. Außerhalb Frankreichs stiegen die Erlöse vor allem in Lateinamerika durch größere vertriebene Volumen. Geringere Erlöse in Brasilien spiegeln den Rückgang von Erlösen aus dem Bau wider, denn die Übertragungsleitungen werden schrittweise in Betrieb genommen.

Die Erlöse bei Energy Solutions beliefen sich auf 11.552 Mio. €, ein Plus von 16,4 % auf Bruttobasis und 21,1 % auf organischer Basis. Der Bruttoanstieg ist günstigen Wechselkurseffekten vor allem in Bezug auf den US-Dollar und Scope-out-Effekten zu verdanken. Auf organischer Basis sind die Erlöse in Frankreich in allen Geschäftsfeldern deutlich gestiegen: beim Management der Energieperformance, bei den lokalen Energienetzen und bei der Energieerzeugung vor Ort. Durch die Commodity-Preise in allen Regionen zogen die internationalen Geschäfte ebenfalls wesentlich an.

Die Erlöse bei Thermal beliefen sich auf 7.129 Mio. €, ein Plus von 74,3 % auf Bruttobasis und von 62,6 % auf organischer Basis. Der Bruttozuwachs profitierte von positiven Wechselkurseffekten vor allem in Chile, Peru und Pakistan. Die organische Performance wurde hauptsächlich durch die außergewöhnliche Höhe der Spreads und gestiegene Nebenleistungen in Europa beflügelt. Dank der Indexierung von PPA-Verträgen in einem Kontext steigender Commodity-Preise und von Inflation verzeichneten die Amerikas ein positives Wachstum.

Die Erlöse bei Supply beliefen sich auf 16.810 Mio. €, ein Plus von 61,7 % auf Bruttobasis und 61,3 % auf organischer Basis. Die Änderung beim Brutto geht auf günstige Wechselkurseffekte zurück. Organisch wurde der Anstieg vor allem wegen gestiegener Commodity-Preise vorangebracht, denen negative Volumeneffekte hauptsächlich aufgrund höherer Temperaturen gegenüberstanden.

Nuclear berichtete nahezu keine externen Erlöse nach Eliminierung konzerninterner Geschäfte, denn die Produktion wurde intern an andere ENGIE-Unternehmen verkauft.

Erlöse für Sonstige beliefen sich auf 45.163 Mio. €. Dieser Zuwachs gegenüber dem letzten Jahr ist vor allem GEMS (+45.137 Mio. €) zu verdanken, im Wesentlichen wegen gestiegener Commodity-Preise in Verbindung mit größeren Volumen.

6.1.1.1.11.2 EBITDA

Das EBITDA von 13,7 Mrd. € war ein Plus von 29,8 % auf Bruttobasis und von 27,0 % auf organischer Basis.

Darstellung nach Geschäftsfeld/Geografie

In Millionen Euro	Frankreich	Resteuropa	Lateinamerika	USA & Kanada	Naher Osten, Asien & Afrika	Sonstige
Renewables	535	370	1.003	313	17	(35)
Networks	3.396	96	731	(3)	-	(8)
Energy Solutions	605	240	(2)	34	70	(69)
Thermal	-	1.475	295	47	436	(17)
Supply	(8)	199	6	-	70	(9)
Nuclear	-	1.510	-	-	-	-
Sonstige	-	(16)	1	(1)	-	2.433
davon GEMS						2.837
SUMME EBITDA	4.528	3.875	2.033	390	592	2.295

In Millionen Euro	31. Dezember 2022
Renewables	2.202
Networks	4.212
Energy Solutions	879
Thermal	2.235
Supply	258
Nuclear	1.510
Sonstige	2.417
davon GEMS	2.837
SUMME EBITDA	13.713

In Millionen Euro	Frankreich	Resteuropa	Lateinamerika	USA & Kanada	Naher Osten, Asien & Afrika	Sonstige
Renewables	462	172	1.016	86	12	(47)
Networks	3.518	121	470	-	18	(7)
Energy Solutions	592	215	(3)	60	41	(119)
Thermal	-	743	424	43	448	(30)
Supply	356	114	-	-	48	(20)
Nuclear	-	1.403	-	-	-	-
Sonstige	-	2	1	10	-	412
davon GEMS						679
SUMME EBITDA	4.928	2.770	1.908	199	568	190

In Millionen Euro	31. Dezember 2021
Renewables	1.702
Networks	4.121
Energy Solutions	786
Thermal	1.628
Supply	498
Nuclear	1.403
Sonstige	426
davon GEMS	679
SUMME EBITDA	10.563

6.1.1.1.11.3 EBIT

Das EBIT von 9,0 Mrd. € war ein Plus von 47,2 % auf Bruttobasis und von 42,7 % auf organischer Basis.


―	Wechselkurs: eine absolut positive Auswirkung von 325 Mio. € auf das EBIT in erster Linie durch die Aufwertung des brasilianischen Real und des US-Dollar.
―	Konsolidierung: eine negative Nettoauswirkung von 115 Mio. € auf das EBIT, vor allem wegen der Ereignisse 2021, zu denen der Teilverkauf von GTT-Anteilen, der eine geänderte Konsolidierungsmethode mit sich brachte, der Verkauf von Vermögenswerten wegen der geografischen Neuausrichtung der Gruppe und die Ziele für den Kohleausstieg gehörten. Diese Effekte wurden nur teilweise durch den Erwerb von Eolia im Mai 2022 in Spanien aufgefangen.
―	Temperatur in Frankreich: Im Vergleich zum Mittelwert machte der Temperatureffekt negative 190 Mio. € aus, so dass es im Vergleich zu 2021 bei Networks, Supply und Sonstigen in Frankreich zu einer negativen Abweichung von 308 Mio. € kam.

Das EBIT-Wachstum ging im Wesentlichen auf GEMS, Thermal und Renewables zurück.

Darstellung nach Geschäftsfeld/Geografie

In Millionen Euro	Frankreich	Resteuropa	Lateinamerika	USA & Kanada	Naher Osten, Asien & Afrika	Sonstige
Renewables	375	313	796	172	9	(39)
Networks	1.675	49	658	(3)	-	(8)
Energy Solutions	311	148	(5)	23	58	(123)
Thermal	-	1.278	51	44	417	(22)
Supply	(164)	115	6	-	49	(13)
Nuclear	-	1.026	-	-	-	-
Sonstige	-	(16)	-	(11)	-	1.875
davon GEMS	-	-	-	-	-	2.618
SUMME EBIT	2.197	2.913	1.506	226	532	1.671

In Millionen Euro	31. Dezember 2022
Renewables	1.627
Networks	2.371
Energy Solutions	412
Thermal	1.768
Supply	(7)
Nuclear	1.026
Sonstige	1.848
davon GEMS	2.618
SUMME EBIT	9.045

In Millionen Euro	Frankreich	Resteuropa	Lateinamerika	USA & Kanada	Naher Osten, Asien & Afrika	Sonstige
Renewables	273	117	846	(6)	8	(47)
Networks	1.823	77	403	-	18	(7)
Energy Solutions	307	132	(5)	48	27	(159)
Thermal	-	564	189	41	421	(32)
Supply	202	28	-	-	25	(23)
Nuclear	-	959	-	-	-	-
Sonstige	-	2	-	(1)	-	(86)
davon GEMS	-	-	-	-	-	507
SUMME EBIT	2.605	1.880	1.433	82	498	(355)

In Millionen Euro	31. Dezember 2021
Renewables	1.191
Networks	2.314
Energy Solutions	350
Thermal	1.183
Supply	232
Nuclear	959
Sonstige	(85)
davon GEMS	507
SUMME EBIT	6.145

EBIT-Beitrag nach Geschäftstätigkeit

In Millionen Euro	31. Dez. 2022	31. Dez. 2021	Veränderung in % (auf Basis der Berichterstattung)	Veränderung in % (auf organischer Basis)	davon Temp.-Effekt (Frankreich) gegenüber 2021
Renewables	1.627	1.191	+36,6 %	+19,1 %	-
Networks	2.371	2.314	2,5 %	+0,5 %	(197)
Energy Solutions	412	350	17,7 %	+16,6 %	-
Thermal	1.768	1.183	49,4 %	46,6 %	-
Supply	(7)	232			(87)
Nuclear	1.026	959	+6,9 %	+6,9 %	-
Sonstige	1.848	(85)			(24)
davon GEMS	2.618	507			(24)
SUMME	9.045	6.145	+47,2 %	+42,7 %	(308)
SUMME OHNE NUCLEAR	8.019	5.185	+54,7 %	+49,1 %	(308)

Renewables: Beitrag durch neu in Betrieb genommene Anlagen und Verbesserungen der Produktivität

In Millionen Euro	31. Dez. 2022	31. Dez. 2021	% Veränderung (auf Basis der Berichterstattung)	% Veränderung (auf organischer Basis)
EBIT	1.627	1.191	+36,6 %	+19,1 %
Summe CAPEX	3.333	1.881	+77,2 %	-
von CNR erzielte Preise (in €/MWh)	60	56	+7,0 %	-
Margen bei DBSO (1) (auf EBIT-Ebene)	102	31		-
Operative KPIs
Inbetriebnahme (GW bei 100 %)	3,9	3,0	+30,0 %	-
Volumen aus Wasserkraft, Frankreich (TWh bei 100%)	12,8	15,2	-2,4	-

(1) Develop, Build, Share and Operate.

Renewables berichtete ein organisches EBIT-Wachstum von 19,1 %, indem es vom Beitrag neuer Kapazitäten in den wichtigsten Regionen und von den wichtigsten Technologien der Gruppe (+268 Mio. €), dem Performance-Plan (+87 Mio. €), positiven Volumeneffekten (+69 Mio. € hauptsächlich aus der Aufholung der -90 Mio. € wegen der extremen Wetterereignisse in Texas in Q1 2021) und positiven Preiseffekten (+55 Mio. € vor allem durch höhere Preise für Energie aus Wasserkraft in Frankreich, teilweise aufgebraucht durch Rückkäufe von Wasserkraftwerken in Frankreich und Portugal aufgrund der niedrigen Wasserstände in Europa) profitierte. Das Wachstum insgesamt war mehr als ein Ausgleich für den Einmaleffekt im Zusammenhang mit der GFOM-Regelung in Brasilien (-300 Mio. €).

Der Mechanismus der Gewinnbeteiligung an der Energieerzeugung aus Wasserkraft durch die CNR in Frankreich griff nach der Verabschiedung des Gesetzes "Aménagement du Rhône" im Februar 2022, wonach sich die Höhe der Abgabe nach den erzielten Preisen richtet: zwischen 10 % für Mengen bis 26,5 €/MWh und 80 % für Mengen von mehr als 80 €/MWh. Die Auswirkung auf das EBIT der Gruppe belief sich 2022 auf -176 Mio. €.

Networks: starke Performance in Lateinamerika, der teilweise wärmere Temperaturen in Europa gegenüberstanden

In Millionen Euro	31. Dez. 2022	31. Dez. 2021	% Veränderung (auf Basis der Berichterstattung)	% Veränderung (auf organischer Basis)
EBITDA	4.212	4.121	+2,2 %	+1,0 %
EBIT	2.371	2.314	+2,5 %	+0,5 %
Summe CAPEX	2.321	2.524	-8,0 %
Operative KPIs
Temperatureffekt - Frankreich (EBIT in Mio. €)	(122)	75,0	(197)	-
Intelligente Zähler (Mio.)	10,9	9,2	1,7	-

Das EBIT belief sich auf 2.371 Mio. €, ein Plus von 0,5 % auf organischer Basis.

Da wegen der höheren Temperaturen geringere Volumen als im letzten Jahr abgesetzt wurden, und wegen geringerer Erlöse aus Tarifen aufgrund der regulatorischen Überprüfungen (die sich über den regulatorischen 4-Jahres-Zeitraum ausgeglichen haben) sank das EBIT für die Infrastrukturen in Frankreich um 148 Mio. €. Diese Effekte wurden teilweise durch das signifikante Wachstum der kurzfristigen Erlöse aus Transport, einschließlich der Rückflüsse von Frankreich nach Deutschland, sowie aus Terminals und Speicherstätten aufgefangen.

Außerhalb Frankreichs bewies die Gruppe mit einem um 160 Mio. € gestiegenen EBIT eine starke Performance, hauptsächlich durch den höheren Beitrag Lateinamerikas als Resultat spezieller Wachstums- und Inflationsindexierungen.

Energy Solutions: höhere Energiepreise und starke kommerzielle Performance trotz wärmeren Wetters

In Millionen Euro	31. Dez. 2022	31. Dez. 2021	% Veränderung (auf Basis der Berichterstattung)	% Veränderung (auf organischer Basis)
Erlöse	11.552	9.926	+16,4 %	+21,1 %
EBIT	412	350	+17,7 %	+16,6 %
Summe CAPEX	886	903	-1,8 %	-
Operative KPIs
Kap. install. dezentr. Infra. (in GW	24,9	24,1(1)	+3,8 %	-
EBIT-Marge (ohne EVBox)	4,6 %	5,0 %	-47 bps	-
Rückstand - Konzessionen in Frankreich (in Mrd. €)	18,4	16,8	+1,6	-

(1) Daten wurden neu berechnet, um die Länder auszuschließen, die ENGIE infolge der geografischen Rationalisierung, wie im Mai 2021 dargestellt, verlassen oder deren Erschließung das Unternehmen gestoppt hat.

Das EBIT belief sich auf 412 Mio. €, ein Plus von 16,6 % auf organischer Basis.

Das organische Wachstum geht auf den positiven Einfluss der Energiepreise, die positive Auswirkung des Performance-Plans bei Energieeffizienzleistungen, die Dynamik der Handelsmärkte, insbesondere bei Kraft-Wärme-Kopplung und Fernwärme und -kälte sowie den Aufschwung der Produktion und die Prozessoptimierung bei EVBox zurück, trotz des langsameren Wachstums des Elektrofahrzeugmarkts. Dem standen teilweise höhere Temperaturen und positive Einmaleffekte bei der Energieerzeugung vor Ort 2021 gegenüber.

Thermal: größere Spreads und mehr Nebenleistungen dank flexibler Assets in Europa

In Millionen Euro	31. Dez. 2022	31. Dez. 2021	% Veränderung (auf Basis der Berichterstattung)	% Veränderung (auf organischer Basis)
EBITDA	2.235	1.628	+37,3 %	+33,7 %
EBIT	1.768	1.183	+49,4 %	+46,6 %
Operative KPIs
Durchschnittlich erzielte CSS in Europa (in €/MWh)	28,0	19,0	+50 %	-
Installierte Leistung (GW bei 100 %)	59,5	59,9	(0,4)	-

Das EBIT von Thermal belief sich auf 1.768 Mio. €, ein Plus von 46,6 % auf organischer Basis.

Grund für das organische Wachstum waren vor allem Preiseffekte (+922 Mio. € vor allem durch größere Spreads bei europäischen Assets, denen teilweise eine negative Wirkung durch höhere Spotpreise für die Beschaffung in Chile und eine ungünstige Position beim Gasgroßhandel in Australien gegenüberstehen) sowie Nebenleistungen und Kapazitätsmechanismen (+175 Mio. €). Diesen Effekten stehen teilweise geringere Volumen (-440 Mio. €) vor allem in Europa durch Ausfälle und Streiks und in Italien die Steuer auf Zufallsgewinne entgegen, die ENGIE anficht.

Supply: Zeitliche Effekte, wärmeres Wetter in Europa, Preisdeckel und Unterstützungsmaßnahmen

In Millionen Euro	31. Dez. 2022	31. Dez. 2021	% Veränderung (auf Basis der Berichterstattung)	% Veränderung (auf organischer Basis)
EBITDA	258	498	-48,2 %	-47,3 %
EBIT	(7)	232	-	-
Temperatureffekt in Frankreich (EBITin Mio. €)	(53)	34	(87)	-

Das EBIT betrug -7 Mio. €. Organisch entstand der Rückgang (-230 Mio. €) durch geringere Energiemengen vor allem in Frankreich und Belgien, negative Preiseffekte in Frankreich und Unterstützungsmaßnahmen für Kunden. Dem standen teilweise eine bessere Performance und höhere Ergebnisse in den meisten anderen europäischen Ländern gegenüber. Das EBIT sank im letzten Quartal des Jahres um 626 Mio. € vor allem wegen der erwarteten Aufholung von zeitlichen Effekten -zumeist im Zusammenhang mit dem bestehenden ARENH-Mechanismus -wie auch der negativen Klima-Auswirkungen.

Nuclear: Höhere Preise sorgten für eine größere Gewinnbeteiligung aufgrund der speziellen Kernenergieabgabe in Belgien und für die Obergrenze für Markterlöse inframarginaler Erzeuger

In Millionen Euro	31. Dez. 2022	31. Dez. 2021	% Veränderung (auf Basis der Berichterstattung)	% Veränderung (auf organischer Basis)
EBITDA	1.510	1.403	+7,6 %	+7,6 %
EBIT	1.026	959	+6,9 %	+6,9 %
Gesamt CAPEX	229	201	+14,2 %
Operative KPIs
Produktion (BE + FR, anteilig, TWh)	42,1	47,4	-5,4 TWh	-
Verfügbarkeit (Belgien bei 100 %)	83,6 %	91,8 %	-820 bps	-

Das EBIT für Nuclear belief sich auf 1.026 Mio. €, ein Plus von 6,9 % auf organischer Basis.

Das organische Wachstum ergab sich aus erzielten höheren Preisen (+1.694 Mio. € bei 97 €/MWh 2022 gegenüber 60 €/MWh 2021), was zu einer höheren Kernenergieabgabe auf Blöcke der zweiten Generation (-759 Mio. €) und der Obergrenze für Markterlöse inframarginaler Erzeuger führte. Hinzu kommt ein negativer Volumeneffekt (-494 Mio. €) aufgrund größerer Ausfälle in Belgien (Verfügbarkeit von 83,6 %, -820 bps im Vergleich zu 2021) und Frankreich.

Sonstige: ein Beitrag ohnegleichen von GEMS unter extremen Marktbedingungen

Das EBIT für GEMS betrug 2.618 Mio. €: ein organisches Wachstum von 2.087 Mio. € gegenüber 2021.

Als integrierter Player ist ENGIE über GEMS in den Energiemärkten tätig. Hier wird Energie beschafft, die eigene Produktion verkauft und werden Upstream- und Downstream-Positionen besichert, um den Bedarf der Kunden nach Risikomanagement und Dekarbonisierung zu befriedigen und die Belieferung in Europa zu sichern. In einem Umfeld außergewöhnlich volatiler Preise brach GEMS mit der Tätigkeit in allen Geschäftsfeldern alle Rekorde und optimierte langfristige Verträge durch Einführung der Optionalität in die kommerzielle Vertragsbasis bei ENGIE.

6.1.1.1.11.4 Analyse des organischen Wachstums auf vergleichbarer Basis

In Millionen Euro	31. Dez. 2022	31. Dez. 2021	% Veränderung (berichtet/auf organischer Basis)
Erträge	93.865	57.866	+62,2 %
Auswirkung auf Konsolidierung	(21)	(807)	-
Wechselkurseffekt	-	1.462	-
Vergleichbare Daten	93.844	58.523	+60,4 %

In Millionen Euro	31. Dez. 2022	31. Dez. 2021	% Veränderung (berichtet/auf organischer Basis)
EBITDA	13.713	10.563	+29,8 %
Auswirkung auf Konsolidierung	(48)	(219)	-
Wechselkurseffekt	-	418	-
Vergleichbare Daten	13.665	10.762	+27,0 %

In Millionen Euro	31. Dez. 2022	31. Dez. 2021	% Veränderung (berichtet/auf organischer Basis)
EBIT	9.045	6.145	+47,2 %
Auswirkung auf Konsolidierung	(47)	(163)	-
Wechselkurseffekt	-	325	-
Vergleichbare Daten	8.998	6.307	+42,7 %

Die Berechnung des Wachstums auf organischer Basis will vergleichbare Angaben sowohl zu den Wechselkursen für die Umrechnung von Abschlüssen ausländischer Unternehmen als auch zu den beitragenden Gesellschaften darstellen (Konsolidierungsmethode und Beitrag in einer vergleichbaren Zahl von Monaten). Das organische Wachstum in Prozent ist das Verhältnis von Angaben zum laufenden Jahr (N) und zum Vorjahr (N-1), umgerechnet wie folgt:


―	die Zahlen von N-1 werden korrigiert, indem man die Beiträge von Gesellschaften herausrechnet, die im Zeitraum N-1 transferiert wurden, oder anteilig für die Zahl der Monate nach dem Transfer in N;
―	die Angaben zu N-1 rechnet man zum Wechselkurs für den Zeitraum N um;
―	die Angaben zu N werden um das Erwerbsdatum oder anteilig um die Zahl der Monate vor dem Erwerb N-1 korrigiert.

6.1.1.2 Sonstige Posten der Gewinn- und Verlustrechnung

Die Überleitung vom EBIT auf Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) wird hier dargestellt:

In Millionen Euro	31. Dez. 2022	31. Dez. 2021	% Veränderung (auf Basis der Berichterstattung)
EBIT	9.045	6.145	+47,2 %
(+) Marktbewertung von Commodity-Kontrakten, die keine Handelsinstrumente sind	(3.661)	721
(+) Einmaliger Anteil am Jahresüberschuss von Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden	(17)	50
Kurzfristiges Betriebsergebnis, einschließlich operativer Marktbewertung und Anteil am Jahresüberschuss von Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden	5.367	6.916	-22,4 %
Wertminderungsaufwendungen	(2.774)	(1.028)
Umstrukturierungskosten	(230)	(204)
Änderungen des Konsolidierungskreises	91	1.107
Sonstige Einmaleffekte	(1.328)	(69)
Ergebnis der betrieblichen Tätigkeit	1.127	6.722	-83,2 %
Nettofinanzerträge/(-aufwendungen)	(3.003)	(1.350)
Ertragsteuerertrag/(-aufwand)	83	(1.695)
JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG)	390	3.758	-89,6 %
Periodischer Jahresüberschuss /(-fehlbetrag) aus fortgeführten Geschäftsbereichen, Konzernanteil	5.223	2.927
Konzernanteil am periodischen Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) je Aktie	2,24	1,26
Konzernanteil am Jahresüberschuss/(-fehlbetrag)	216	3.661
Nicht beherrschende Beteiligungen	173	97

Die Überleitung vom Konzernanteil am periodischen Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) auf den Konzernanteil am Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) wird hier dargestellt:

In Millionen Euro	31. Dez. 2022	31. Dez. 2021
Periodischer Jahresüberschuss /(-fehlbetrag) aus fortgeführten Geschäftsbereichen, Konzernanteil	5.223	2.927
Wertminderungsaufwand und Sonstige	(1.494)	(970)
Umstrukturierungskosten	(230)	(204)
Änderungen des Konsolidierungskreises	91	1.107
Marktbewertung von Commodity-Kontrakten, die keine Handelsinstrumente sind	(3.661)	721
Periodischer Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) aus aufgegebenen Geschäftsbereichen, Konzernanteil	287	231
Konzernanteil am Jahresüberschuss/(-fehlbetrag)	216	3.582

Das Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit betrug 1.127 Mio. €. Im Vergleich zum 31. Dezember 2021 ist das ein Rückgang, der im Wesentlichen auf nicht realisierte Verluste bei Commodity-Besicherungen aufgrund des Preisanstiegs, vor allem bei bestimmten wirtschaftlichen Besicherungen für Gas und Strom, die nicht als Cashflow-Sicherungsinstrumente designiert sind, höhere Wertminderungsaufwendungen, geringere Gewinne aus Asset-Veräußerungen, den Ansatz zusätzlicher Kosten aufgrund der dreijährlichen Überprüfung der Kernenergierückstellungen in Belgien zurückzuführen ist. Er wird teilweise durch das EBIT-Wachstum aufgefangen.

Das Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit wurde beeinflusst durch:


―	Nettowertminderungsaufwendungen von 2.774 Mio. € (gegenüber 1.028 Mio. € 2021) (vgl. Anhang 9.1);
―	Umstrukturierungskosten von 230 Mio. € (gegenüber 204 Mio. € 2021) (vgl. Anhang 9.2);
―	positive Auswirkungen des Konsolidierungskreises von 91 Mio. € (gegenüber positiven 1.107 Mio. € 2021). Dieser Betrag beinhaltete insbesondere den Gewinn aus der Veräußerung der Beteiligung der Gruppe an Gaztransport et Technigaz (GTT), die etwa 24,6 % ihres Aktienkapitals ausmachte (positive 280 Mio. €), Geothermieanlagen für erneuerbare Energie in Indonesien (positive 111 Mio. €), Geschäfte von Energy Solutions in Afrika und Frankreich (negative 127 Mio. €) und den Erwerb von Anteilen an Anlagen für erneuerbare Energie in Indien mit Refinanzierungsverpflichtungen für 2023 (negative 110 Mio. €) (vgl. Anhang 9.3);
―	sonstige Einmaleffekte in Höhe von negativen 1.328 Mio. € (gegenüber negativen 69 Mio. € 2021), die im Wesentlichen den Nettoaufwand von 979 Mio. € als Zufluss zu Rückstellungen für die Back-End-Kosten des Kernbrennstoffkreislaufs als Teil der dreijährlichen Überprüfung von Kernenergierückstellungen in Belgien enthalten (vgl. Anhang 9.4).

Der Nettofinanzaufwand betrug 2022 3.003 Mio. € im Vergleich zu 1.350 Mio. € 2021 (vgl. Anhang 10). Diese Veränderung ist vor allem dem Wertminderungsaufwand, der für das Nord-Stream-2-Darlehen angesetzt wurde (987 Mio. €), und den negativen Auswirkungen der Änderungen des beizulegenden Zeitwerts von von Synatom gehaltenen Geldmarktfonds (280 Mio. €) geschuldet. Bereinigt um Einmaleffekte, betrug der Finanzaufwand 2022 1.819 Mio. €, verglichen mit 1.494 Mio. € für 2021. Diese Verschlechterung geht auf gestiegene sonstige finanzielle Aufwendungen sowie auf erhöhte Kosten der Nettoschuld zurück, insbesondere wegen höherer Leasingverbindlichkeiten im Zusammenhang mit der Verlängerung der Konzession für die Compagnie Nationale du Rhône. Den höheren durchschnittlichen Kosten der Bruttoschuld, die vor allem aus gestiegenen Zinssätzen resultieren, standen gestiegene Zinsen für Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente und liquide Schuldinstrumente gegenüber.

Die Ertragsteuer belief sich 2022 auf ein Guthaben 83 Mio. € (gegenüber einem Ertragssteueraufwand von 1.695 Mio. € 2021). Sie beinhaltet ein Steuerguthaben von 1.474 Mio. € für steuerpflichtige Einmalposten (gegenüber einem Steueraufwand von 552 Mio. € 2021): hauptsächlich von ENGIE SA angesetzte Verluste bei der Marktbewertung.

Bereinigt um diese Einmaleffekte, lag der wiederkehrende Effektivsteuersatz per 31. Dezember 2022 bei 22,6 % im Vergleich zu 29,3 % am 31. Dezember 2021. Ursachen waren vor allem:


―	eine günstige Änderung der Steuersituation in bestimmten Ländern, die die latenten Steueransprüche nur teilweise ansetzen, vor allem in Europa, den Vereinigten Staaten und Australien -etwa -7,6 Punkte;
―	der Effekt eines künftig höheren Ertragsteuersatzes auf latente Steuerverbindlichkeiten, der 2021 im Vereinigten Königreich beschlossen wurde -etwa -2,1 Punkte;
―	die ungünstige Auswirkung der fehlenden Abzugsfähigkeit der Steuer für Einmalposten, die 2022 in Italien beschlossen und von der Gruppe als betriebliche Aufwendungen angesetzt wurde -etwa +1,2 Punkte;
―	der einmalige Solidaritätszuschlag, der 2022 in Italien festgelegt wurde und die Ertragsteuerlast erhöht -um etwa +2,1 Punkte.

Der Konzernanteil am periodischen Jahresüberschuss betrug bei den fortgeführten Geschäftsbereichen 5.223 Mio. €, im Vergleich zu 2021 mit 2.927 Mio. €. Der Zuwachs entstand hauptsächlich aus dem deutlich gestiegenen EBIT und dem von 29,3 % auf 22,6 % gesunkenen wiederkehrenden Effektivsteuersatz. Dem standen teilweise höhere wiederkehrende Finanzaufwendungen gegenüber.

Der Jahresüberschuss (Konzernanteil) lag bei 216 Mio. € und damit 3.445 Mio. € unter dem von 2021. Grund dafür sind im Wesentlichen Wertminderungsaufwendungen, der Ansatz zusätzlicher Kosten aufgrund der dreijährlichen Überprüfung der Kernenergierückstellungen in Belgien, die negative Auswirkung von Marktbewertungen für Commodity-Verträge, die keine Trading-Instrumente sind, und das Ansetzen des Kreditausfalls für Nord Stream 2. Dem stand teilweise der Kapitalgewinn aus dem Verkauf von EQUANS gegenüber.

Der Nettoertrag aus nicht beherrschenden Beteiligungen belief sich auf 173 Mio. € im Vergleich zu 97 Mio. € 2021 wegen der relativ guten Performance von Unternehmen mit Minderheitsaktionären, insbesondere bei Renewables in den Vereinigten Staaten und bei Networks in Frankreich.

Der Kapitalertrag (ROCE) verbesserte sich im Laufe des Jahres 2022 von ca. 9,1 % 2021 auf 12,6 % 2022 vor allem durch ein besseres EBIT und einen niedrigeren Effektivsteuersatz.

6.1.1.3 Änderung der Nettofinanzverschuldung

Die Nettofinanzverschuldung betrug 24,1 Mrd. €. Das ist ein Minus von 1,3 Mrd. € im Vergleich zum 31. Dezember 2021. Gründe für den Rückgang waren hauptsächlich:


―	Cashflow aus betrieblicher Tätigkeit von 8,0 Mrd. €;
―	Veräußerungen für 9,0 Mrd. €, insbesondere die Veräußerung von EQUANS.

Diesen positiven Aspekten standen teilweise gegenüber:


―	Investitionsausgaben von 7,9 Mrd. € über die Periode;
―	an Aktionäre von ENGIE SA und von nicht beherrschenden Beteiligungen gezahlte Dividenden von 2,7 Mrd. €;
―	die Finanzierung und Aufwendungen(1) für den Ausstieg Belgiens aus der Kernenergie von 2,0 Mrd. €;
―	neue Nutzungsrechte für 1,2 Mrd. €, vor allem nach der Verlängerung der Wasserkraftwerkskonzession für CNR;
―	sonstige Elemente für 1,9 Mrd. €, hauptsächlich im Zusammenhang mit Wechselkursen.

1 Finanzströme in Bezug auf Synatom wurden früher im Brutto-Capex und Aufwendungen für Abfallmanagement/Abbruch bei CFFO erfasst.

Änderungen der Nettofinanzverschuldung gliedern sich wie folgt: In Millionen Euro

(1) Investitionsausgaben, abzüglich der Erlöse aus DBSO-Projekten, und Änderungen bei der Nettofinanzschuld erworbener Unternehmen.

(2) Hauptsächlich wegen der Verlängerung der Konzession für die CNR

(3) Ohne Erlöse aus DBSO-Projekten

(4) Hauptsächlich Derivate und Marktbewertung

Die wirtschaftliche Nettoschuld belief sich auf 38,8 Mrd. €. Das sind 0,5 Mrd. € mehr als am 31. Dezember 2021, insbesondere wegen größerer Rückstellungen für die aus der Stilllegung von Anlagen entstehenden Verpflichtungen (+3,9 Mrd. €, hauptsächlich wegen der erhöhten Kernenergierückstellungen von +3,3 Mrd. € infolge der dreijährlichen Überprüfung) und sonstiger Veränderungen (+1,1 Mrd. €, einschließlich Änderung des beizulegenden Zeitwerts spezieller Vermögenswerte im Zusammenhang mit Kernenergierückstellungen und zugehörigen derivativen Finanzinstrumenten). Dem standen teilweise Mittel von Synatom und Aufwendungen für Entsorgung/Abbruch (2,0 Mrd. €), eine geringere Nettofinanzverschuldung (1,3 Mrd. €) und Rückstellungen für Arbeitgeberleistungen (-1,2 Mrd. €) gegenüber.

Änderungen der wirtschaftlichen Nettoverschuldung gliedern sich wie folgt: In Millionen Euro

(1) Änderung des beizulegenden Zeitwerts spezieller Vermögenswerte im Zusammenhang mit Kernenergierückstellungen und zugehörigen derivativen Finanzinstrumenten

Die Kennzahl Nettofinanzschuld zu EBITDA betrug 1,7x, eine Verringerung von 0,6x gegenüber dem 31. Dezember 2021.

Die durchschnittlichen Kosten der Bruttoschuld betrugen 2,73 %. Damit sind sie 8 bps höher als am 31. Dezember 2021.

In Millionen Euro	31. Dez. 2022	31. Dez. 2021
Nettofinanzschuld	24.054	25.350
EBITDA	13.713	10.563
NETTOVERSCHULDUNGSQUOTE	1,75	2,40

Die wirtschaftliche Nettoschuld betrug im Verhältnis zum EBITDA 2,8x, also 0,8x weniger als am 31. Dezember 2021. Das entspricht dem Zielverhältnis von weniger oder gleich 4,0x.

In Millionen Euro	31. Dez. 2022	31. Dez. 2021
Wirtschaftliche Nettoschuld	38.808	38.300
EBITDA	13.713	10.563
WIRTSCHAFTLICHE NETTOVERSCHULDUNGSQUOTE	2,83	3,63

6.1.1.3.1 Cashflow aus betrieblicher Tätigkeit (CFFO)

Der Cashflow aus der betrieblichen Tätigkeit betrug 8,0 Mrd. €. Das sind 1,6 Mrd. € mehr als 2021. Dieser Anstieg ging hauptsächlich auf einen höheren operativen Cashflow (+2,6 Mrd. €) zurück. Triebkraft war ein höheres EBITDA (+3,1 Mrd. €).

Der Working-Capital-Bedarf lag wegen negativer Nettopreiseffekte (-4,8 Mrd. €) kaum verändert zum Vorjahr bei negativen 2,4 Mrd. €. Gründe dafür sind hauptsächlich die höhere Bewertung der Gasvorräte (-1,8 Mrd. €), Nettoforderungen (-2,3 Mrd. €) und nicht in Rechnung gestellte Volumen (-0,5 Mrd. € für Energie auf dem Zähler) und Schutzmechanismen für Liefertarife in Europa (-1,0 Mrd. €): eingefrorene Tarife für Gas und Strom in Frankreich (-1,7 Mrd. €), ein Tarifschutzmechanismus in Rumänien und Sozialtarife in Belgien (-0,6 Mrd. €). Das wurde durch die Monetarisierung eingefrorener Gastarife in Frankreich teilweise ausgeglichen (+1,4 Mrd. €). Diese Effekte wurden dank positiver Auswirkungen von Einschussforderungen (+4,0 Mrd. €) und Kernenergiegeschäften (+1,5 Mrd. €, vor allem durch die G2-Steuer, die Obergrenze für Markterlöse inframarginaler Erzeuger und die Tarifüberprüfung der ONDRAF) aufgefangen.

6.1.1.3.2 Liquidität

Die Liquidität lag bei 20,9 Mrd. €, einschließlich 15,7 Mrd. € an Barmitteln(1). Die Gruppe wahrte einen hohen Grad an Liquidität, denn spezielle Managementaktionen befassten sich mit dem Druck auf die Liquidität, der hauptsächlich durch Commodity-Preise in ungeahnter Höhe entstand.

6.1.1.3.3 Nettoinvestitionen

Der Gesamt-Capex betrug 7,9 Mrd. €. Davon sind 5,5 Mrd. € ein Wachstums-Capex.

Investitionsausgaben (CAPEX) nach Geschäftsfeld

In Millionen Euro

1 Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente zuzüglich liquider Schuldinstrumente, die für Bareinlagen gehalten werden, abzüglich Kontokorrentkredite.

Die Investitionsausgaben für Wachstum betrugen 5,5 Mrd. € und verteilen sich auf die Geschäftstätigkeit wie folgt:

Die wichtigsten Projekte

(in Mrd. €)


Renewables	3,2
Spanien - Erwerb von EOLIA Renovables	0,5
Vereinigte Staaten - Saturn-Projekte	0,5
Ocean Winds - Liquiditätsspritze	0,5
Vereinigte Staaten - Pluto-Projekte	0,4
Lateinamerika W&S - Brasilien, Chile, Peru und Mexiko	0,4
ENGIE Green W&S	0,2
Vereinigte Staaten - Erwerb von Photosol und Libra BESS	0,1
Vereinigte Staaten - Mercury-Projekt	-0,6
Networks	1,1
GRDF - Intelligente Zähler + Netzausbau	0,4
Brasilien - Stromübertragungsleitungen	0,1
GRTgaz	0,1
Energy Solutions	0,7
Verschiedene Projekte (hauptsächlich Energieverteilnetze)	0,2
Verschiedene internationale Projekte (hauptsächlich Solaranlagen in den Vereinigten Staaten, Fernkühl- und -wärmenetze in Europa und Performance)	0,2

(1) Abzüglich DBSO und Erträge aus US-Tax Equity, einschließlich erworbener Nettoschuld

Darstellung von Investitionsausgaben für Wachstum nach Geografie/Geschäftstätigkeit:

In Millionen Euro	Frankreich	Resteuropa	Lateinamerika	USA & Kanada	Naher Osten, Asien & Afrika	Sonstige
Renewables	361	1.094	876	648	214	10
Networks	779	63	245	-	-	-
Client Solutions	354	122	19	66	75	80
Thermal	-	181	9	34	(9)	6
Supply	62	42	-	-	7	63
Nuclear	-	-	-	-	-	-
Sonstige	-	4	-	-	-	80
davon GEMS	-	-	-	-	-	63
SUMME CAPEX	1.556	1.506	1.148	748	287	240

In Millionen Euro	31. Dez. 2022
Renewables	3.202
Networks	1.087
Client Solutions	716
Thermal	220
Supply	174
Nuclear	-
Sonstige	85
davon GEMS	63
SUMME CAPEX	5.485

In Millionen Euro	Frankreich	Resteuropa	Lateinamerika	USA & Kanada	Naher Osten, Asien & Afrika	Sonstige
Renewables	244	224	462	767	183	2
Networks	812	68	440	-	-	-
Client Solutions	209	118	15	305	29	40
Thermal	-	8	26	-	(52)	1
Supply	74	46	-	-	11	24
Nuclear	-	-	-	-	-	-
Sonstige	-	4	-	(1)	-	218
davon GEMS	-	-	-	-	-	(31)
SUMME CAPEX	1.338	468	942	1.071	171	285

In Millionen Euro	31. Dez. 2021(1) (2)
Renewables	1.881
Networks	1.320
Client Solutions	715
Thermal	(17)
Supply	154
Nuclear	-
Sonstige	221
davon GEMS	(31)
SUMME CAPEX	4.275

(1) Investitionsausgaben für Wachstum (CAPEX) beinhalten jetzt Änderungen bei der Nettofinanzschuld erworbener Unternehmen. Die Angaben per 31. Dezember 2021 wurden entsprechend angepasst.

(2) Per 31. Dezember 2021 gab es bei den Unternehmenssparten bestimmte interne Reklassifizierungen ohne Auswirkung auf den Gesamtbetrag. Die wichtigsten internen Reklassifizierungen betreffen die Übertragung der internationalen Geschäfte von Energy Supply zu Sonstige, der Geschäfte von North American Renewable Energies zu Energy Solutions und die Umverteilung von Konzernaufwendungen auf die Unternehmenssparten.

Die Nettoinvestitionen in der Periode beliefen sich auf 0,2 Mrd. € und beinhalten:


―	Investitionsausgaben für Wachstum in Höhe von 5,5 Mrd. € (siehe oben);
―	Bruttoinvestitionsausgaben für Instandhaltung von 2,4 Mrd. €;
―	neue Vermögenswerte aus einem Nutzungsrecht, die über die Periode angesetzt wurden, für 1,2 Mrd. €;
―	die Auswirkungen der Verringerung der Nettofinanzschuld, die nach IFRS 5 als Zur Veräußerung gehaltene langfristige Vermögenswerte und aufgegebene Geschäftsbereiche mit negativen 0,9 Mrd. € angesetzt wurden;
―	Erlöse aus Veräußerungen als Zufluss von -7,9 Mrd. €.

6.1.1.3.4 Dividenden und Bewegungen der eigenen Anteile

Dividenden und Bewegungen der eigenen Anteile über die Periode betrugen 3,1 Mrd. €: die Dividendenzahlung von ENGIE für das Geschäftsjahr 2021 im Mai 2022 mit 2,1 Mrd. € und Dividenden, die verschiedene Tochterunternehmen ihren nicht beherrschenden Beteiligungen gezahlt haben, in Höhe von 0,5 Mrd. €, der Rückkauf von Hybrid-Schulden und Zinszahlung mit 0,5 Mrd. € und Kapitalbewegungen im Zusammenhang mit dem globalen Share-Ownership-Plan Link 2022 für Mitarbeiter mit 0,1 Mrd. €.

6.1.1.3.5 Nettofinanzschuld per 31. Dezember 2022

Nimmt man die fortgeführten Anschaffungskosten heraus, schließt aber die Auswirkung von Devisenderivaten ein, waren per 31. Dezember 2022 insgesamt 83 % der Nettofinanzschuld in Euro, 11 % in US-Dollar und 10 % in brasilianischen Real denominiert.

Mit dem Beitrag von Finanzinstrumenten sind 90 % der Nettoschuld festverzinslich.

Die durchschnittliche Fälligkeit der Nettoschuld der Gruppe liegt bei 12,5 Jahren.

Per 31. Dezember 2022 besaß die Gruppe nicht in Anspruch genommene bestätigte Kreditlinien von insgesamt 12,5 Mrd. €.

6.1.1.3.6 Rating

Am 17. August 2022 bestätigte S&P das langfristige Emittentenrating mit BBB+ und das kurzfristige Emittentenrating mit A-2, mit stabilem Ausblick.

Am 1. September 2022 bekräftigte Moody's erneut sein Rating für vorrangige unbesicherte Verpflichtungen mit Baa1/P-2 mit stabilem Ausblick.

Am 19. Oktober 2022 bestätigte Fitch das langfristige Emittentenrating mit A- und das kurzfristige Rating mit F1, mit stabilem Ausblick.

6.1.1.4 Sonstige Posten der Bilanz

In Millionen Euro	31. Dez. 2022	31. Dez. 2021	Nettoänderung
Langfristige Vermögenswerte	131.521	117.418	14.102
davon Goodwill	12.854	12.799	55
davon Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte, zu Buchwerten	62.853	57.863	4.990
davon derivative Instrumente	33.134	25.616	7.517
davon Investitionen in Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden	9.279	8.498	780
Kurzfristige Vermögenswerte	103.969	107.915	(3.946)
davon Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten	31.310	32.556	(1.245)
davon derivative Instrumente	15.252	19.373	(4.120)
davon als zum Verkauf gehalten klassifizierte Vermögenswerte	428	11.881	(11.452)
Gesamteigenkapital	39.285	41.980	(2.695)
Rückstellungen	27.027	25.459	1.568
Fremdkapital	40.591	41.048	(457)
Derivative Finanzinstrumente	51.276	46.931	4.346
Sonstige Verbindlichkeiten	77.311	69.916	7.395
davon Verbindlichkeiten, die direkt mit Vermögenswerten verbunden sind, die als veräußerungsfähig klassifiziert sind	371	7.415	(7.045)

Der Buchwert von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten lag bei 62,9 Mrd. €, einem Plus von 5,0 Mrd. € gegenüber dem 31. Dezember 2021. Dieser Anstieg war im Wesentlichen das Resultat von Investitionen in der Periode (Positivwirkung 8,7 Mrd. €) und Umrechnungsdifferenzen, (Positivwirkung 1,0 Mrd. €, in erster Linie wegen der Aufwertung des US-Dollar und des brasilianischen Real). Er wurde teilweise aufgezehrt durch Abschreibung (Negativwirkung 4,6 Mrd. €) und Wertminderungsaufwendungen (Negativwirkung 2,3 Mrd. €).

Der Goodwill betrug 12,9 Mrd. €. Damit ist er im Vergleich zum 31. Dezember 2021 stabil geblieben.

Investitionen in Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, stiegen hauptsächlich wegen des Erwerbs von Eolia Renovables um 0,8 Mrd. € (vgl. Anhang 4.3).

Das Gesamteigenkapital belief sich auf 39,3 Mrd. €, eine Verringerung um 2,7 Mrd. € gegenüber dem 31. Dezember 2021, im Wesentlichen bedingt durch die Dividendenzahlung (Negativwirkung 2,6 Mrd. €), Geschäfte mit tief nachrangigen, ewig laufenden Anleihen (Negativwirkung 0,5 Mrd. €) und das sonstige Gesamtergebnis (Negativwirkung 0,2 Mrd. €, einschließlich negativer 4,7 Mrd. € Cashflow-Sicherungen für Commodities, positiver 2,7 Mrd. € durch versicherungsmathematische Gewinne und Verluste, positiver 0,9 Mrd. € Anteil an Unternehmen, die nach der Equity-Methode konsolidiert werden, und positiver 0,8 Mrd. € durch Umrechnungsdifferenzen), aufgerechnet mit dem Jahresüberschuss für die Periode (positive Wirkung von 0,4 € Mrd. €).

Die Rückstellungen stiegen im Vergleich zum 31. Dezember 2021 um 1,6 Mrd. € auf 27,0 Mrd. €. Diese Erhöhung ging hauptsächlich auf die gestiegenen Rückstellungen für die Stilllegung von Kernkraftwerken und für das Management des Back-Ends des Kernbrennstoffkreislaufs durch Synatom zurück (vgl. Anhang 17), teilweise gegengerechnet mit versicherungsmathematischen Gewinnen bei Rückstellungen für Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstige langfristige Leistungen (durch die sich die Höhe der Rückstellung um 2,8 Mrd. € verringerte). Grund dafür war ein drastischer Anstieg der Abzinsungssätze über die Periode (vgl. Anhang 18).

Die Erhöhung bei den derivativen Instrumenten ist vor allem der extremen Volatilität der Commodity-Preise im Laufe des Jahres geschuldet.

Die "zum Verkauf gehaltenen Vermögenswerte" und die "Verbindlichkeiten im direkten Zusammenhang mit zur Veräußerung gehaltenen Vermögenswerten" beziehen sich nur auf ein Wärmekraftwerk in Brasilien nach der Veräußerung von EQUANS im Oktober 2022.

6.1.1.5 Jahresabschluss der Muttergesellschaft

Die hier 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 2022 auf insgesamt 68.500 Mio. €. Sie sind im Vergleich zu 2021 (36.224 Mio. €) sowohl auf dem Gasmarkt als auf dem Strommarkt gestiegen.

Das Nettobetriebsergebnis belief sich 2022 auf 1.051 Mio. €, eine Verbesserung um 1.897 Mio. € gegenüber einem Verlust von 846 Mio. € 2021. Die Marge für Energie verringerte sich um 152 Mio. €.

Die Nettofinanzerträge beliefen sich auf 1.786 Mio. € und stiegen wegen der höheren vereinnahmten Dividenden somit um 1.405 Mio. € im Vergleich zu 2021.

Einmaleffekte bewirkten einen Verlust von 1.461 Mio. €. Hier ging es vor allem um Wertentwicklungen von Eigenkapitalanteilen (einschließlich Electrabel) und Kapitalgewinne aus der Veräußerung von Aktien (einschließlich Gaztransport et Technigaz).

Der Ertragssteuerertrag betrug 321 Mio. € im Vergleich zu einem Ertragssteuerertrag von 474 Mio. € für 2021, einschließlich einer Entlastung aus Steuerkonsolidierung von 253 Mio. €.

Der Jahresüberschuss erreichte 1.697 Mio. €.

Das Aktienkapital belief sich Ende 2022 auf 31.117 Mio. €. Ende 2021 waren es 31.211 Mio. €. Die Verringerung um 94 Mio. € war vor allem dem Jahresüberschuss von 1.697 Mio. € im Jahr 2022 und der Dividendenzahlung 2021 von 2.093 Mio. € geschuldet.

Per 31. Dezember 2022 machten Fremdkapital und Schuld 40.885 Mio. € aus, Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente beliefen sich auf 16.809 Mio. € (von denen sich 10.105 Mio. € auf Kontokorrentkredite von Tochtergesellschaften bezogen).

Information zu Zahlungsfristen

Nach Artikel L.441-14 und D.441-6 des französischen Handelsgesetzbuches müssen Unternehmen, deren Jahresabschlüsse von einem Wirtschaftsprüfer geprüft werden, Informationen zu Zahlungsfristen für Lieferanten und Kunden veröffentlichen. Damit soll verdeutlicht werden, dass es keine maßgeblichen Versäumnisse bei der Einhaltung dieser Fristen gibt.

Information über Zahlungsfristen für Lieferanten und Kunden gemäß Artikel L.441-10 bis L.441-16 des französischen Handelsgesetzbuches

	Artikel L.441-10 bis L.441-16: Am Ende der Berichtsperiode eingegangene, unbezahlte und überfällige Rechnungen
In Millionen Euro	0 Tage (geschätzt)	1 bis 30 Tage	31 bis 60 Tage	61 bis 90 Tage	91 Tage oder (1 mehr	Summe Tag oder mehr)
---	---	---	---	---	---	---
(A) nach Fälligkeitsalter
Zahl der Rechnungen	-					46.998
Aggregierter Rechnungsbetrag (mit MwSt.)	-	53,7	130,1	8,0	799,8	991,5
Anteil am Gesamtbetrag der Einkäufe (mit MwSt.) für die Periode	-	0,06 %	0,16 %	0,01 %	0,96 %	1,19 %
Anteil an den Gesamterlösen (mit MwSt.) für die Periode
(B) Aus (A) ausgenommene Rechnungen aufgrund strittiger oder nicht erfasster Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen
Zahl der ausgeschlossenen Rechnungen						540
Aggregierter Betrag der ausgeschlossenen Rechnungen						(6,9)
(C) Angewandte Standardzahlungsfristen (vertraglich vereinbart oder gesetzlich vorgeschrieben - Artikel L.441-6 oder Artikel L.443-1 des französischen Handelsgesetzbuches)
Angewandte Zahlungsbedingungen, um Zahlungsverzug zu berechnen			Gesetzliche Zahlungsfristen: 30 Tage

	Artikel L.441-10 bis L.441-16: Am Ende der Berichtsperiode ausgestellte, unbezahlte und überfällige Rechnungen
In Millionen Euro	0 Tage (geschätzt)	1 bis 31 bis 30 Tage 60 Tage	61 bis 90 Tage	91 Tage oder mehr	Summe (1 Tag oder mehr)
---	---	---	---	---	---
(A) nach Fälligkeitsalter
Zahl der Rechnungen	-				4.221.959
Aggregierter Rechnungsbetrag (mit MwSt.)	-	287,8	208,3	918,5	1.561,8
		147,1
Anteil am Gesamtbetrag der Einkäufe (mit MwSt.) für die Periode
Anteil an den Gesamterlösen (mit MwSt.) für die Periode	-	0,36 %	0,26 %	1,14 %	1,93 %
		0,18 %
(B) Aus (A) ausgenommene Rechnungen aufgrund strittiger oder nicht erfasster Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen
Zahl der ausgeschlossenen Rechnungen					542
Aggregierter Betrag der ausgeschlossenen Rechnungen					0,8
(C) Angewandte Standardzahlungsfristen (vertraglich vereinbart oder gesetzlich vorgeschrieben - Artikel L.441-6 oder Artikel L.443-1 des französischen Handelsgesetzbuches)
Angewandte Zahlungsbedingungen, um Zahlungsverzug zu berechnen		Vertraglich vereinbarte Zahlungsfristen: 14 Tage Gesetzliche Zahlungsfristen: 30 Tage

6.1.2 Kapitalausstattung

6.1.2.1 Darlehenskonditionen und Finanzstruktur für den Darlehensgeber

6.1.2.1.1 Schuldenstruktur

Die Bruttoschuld betrug Ende 2022 ohne Kontokorrentkredite, fortgeführte Anschaffungskosten und derivative Finanzinstrumente 36,8 Mrd. €, weniger als Ende 2021. Sie bestand im Wesentlichen aus Anleiheemissionen für 23,6 Mrd. € und Bankkrediten für 5,5 Mrd. €. Sonstige Darlehen und Inanspruchnahmen von Kreditlinien summierten sich zu 0,4 Mrd. €. Kurzfristige Kredite (kurzfristige marktgängige Wertpapiere) hatten Ende 2022 einen Anteil von 20 % an Gesamtbruttoschuld.

84 % der Bruttoschuld wurden auf Finanzmärkten emittiert (Anleiheemissionen und kurzfristige marktgängige Wertpapiere). Die Nettoschulden ohne fortgeführte Anschaffungskosten, ohne den Effekt von derivativen Finanzinstrumenten und Barsicherheiten, beliefen sich Ende 2022 auf 21,0 Mrd. €. Ende 2022 war die Nettoschuld zu 66 % in Euro, zu 16 % in US-Dollar und zu 13 % in brasilianischen Real denominiert, ohne fortgeführte Anschaffungskosten und nach Auswirkung der Wechselkurse von Derivaten.

Nach der Auswirkung von Derivaten waren 90 % der Nettoschuld festverzinslich. Die durchschnittlichen Kosten der Bruttoschuld lagen bei 2,73 %. Die durchschnittliche Fälligkeit der Nettoschuld lag Ende 2022 bei 12,5 Jahren.

Die wichtigsten Verträge von ENGIE SA sind in Anhang 11 zu Abschnitt 6.4.2 "Anhänge zum Jahresabschluss der Muttergesellschaft" beschrieben.

6.1.2.1.2 Wichtige Transaktionen 2022

Die wichtigsten Transaktionen 2022 mit Einfluss auf die Finanzschuld sind in Anhang 14.3.3. zu Abschnitt 6.2.2 "Anhänge zum Konzernabschluss" beschrieben.

Als Reaktion auf die extrem volatilen Commodity-Märkte nahm die Gruppe im März 2022 eine bilaterale Kreditfazilität von 1,5 Mrd. € mit einer Swingline auf. Diese Linie ist im Oktober ausgelaufen.

Im November 2022 übte die Gruppe die Option zur Verlängerung ihrer im Dezember 2021 aufgenommenen Konsortialkreditlinie über 4 Mrd. € aus, die nun bis 17. Dezember 2027 läuft. Für diese Kreditlinie hat die Gruppe noch immer eine Verlängerungsoption von einem Jahr.

6.1.2.1.3 Ratings

ENGIE lässt sich von Standard & Poor's, Moody's und Fitch bewerten.

Im April 2022 bestätigte S&P das Emittentenrating für ENGIE SA mit BBB+/A-2 mit stabilem Ausblick.

Im September 2022 bestätigte Moody's das Emittentenrating für ENGIE SA mit -Baa1/P-2 mit stabilem Ausblick.

Im September 2022 bestätigte Fitch das Emittentenrating für ENGIE SA mit A-/F1 mit stabilem Ausblick.

6.1.2.2 Einschränkungen bei der Verwendung von Kapital

Per 31. Dezember 2022 besaß die Gruppe nicht in Anspruch genommene bestätigte Kreditlinien von insgesamt 12,5 Mrd. €. Diese Kreditlinien lassen sich unter anderem als Absicherung für die kurzfristigen marktgängigen Wertpapierprogramme einsetzen. Über 90 % dieser Linien werden zentral verwaltet, sie unterliegen keinen Financial Covenants oder sind mit einem Kreditrisiko-Rating verknüpft.

Die Gegenparteien dieser Linien sind weit diversifiziert, keine einzelne hält mehr als 10 % der Summe dieser zentralisierten Linien. Ende 2022 wurde keine zentralisierte Kreditfazilität genutzt.

Zudem hat die Gruppe Kreditlinien für einige Tochtergesellschaften eingerichtet, für die die Dokumentation Kennzahlen zu deren Jahresabschlüssen enthält. Für diese Kreditlinien bürgen weder ENGIE SA noch GIE ENGIE Alliance. Die Festlegung wie auch die Kennzahlgröße, die auch als Financial Covenants bezeichnet werden, sind mit den Kreditgebern vertraglich vereinbart und können während der Laufzeit des Kredits überprüft werden.

Die häufigsten Kennzahlen sind:


―	Schuldendienstdeckungsgrad = Free Cash Flow (Kapitalbetrag + Zinsaufwand) oder die Zinsleistung (Zinsdeckungsgrad = E-BITDA/Zinsaufwand);
―	Loan Life Cover Ratio (Anpassung der mittleren Kosten der künftigen Free-Cash-Flow-Schuld dividiert durch die Restschuld);
―	Statischer Verschuldungsgrad oder Wahrung eines Mindesteigenkapitals.

Per 31. Dezember 2022 erfüllten alle Unternehmen der Gruppe, deren Schulden konsolidiert sind, die bindenden Verpflichtungen und Zusicherungen aus ihrer Finanzdokumentation, mit Ausnahme weniger nicht maßgeblicher Gesellschaften, für die Maßnahmen zur Durchsetzung der Unternehmensrichtlinien 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 sehr spezielle Projekte aufgelegt werden.

Von den Finanzierungen der Gruppe werden 2023 insgesamt 3,4 Mrd. € fällig (ohne die Fälligkeit von 7,4 Mrd. € für kurzfristige marktgängige Wertpapiere). Zusätzlich besaß sie per 31. Dezember 2022 Zahlungsmittel von 15,7 Mrd. € (abzüglich Kontokorrentkredite) und insgesamt 12,5 Mrd. € aus verfügbaren Kreditlinien, einschließlich 1,3 Mrd. €, die 2023 auslaufen. Von der Höhe dieser verfügbaren Linien ist der Betrag der kurzfristigen marktgängigen Wertpapiere nicht abgezogen.

6.2 KONZERNABSCHLUSS

6.2.1 KONZERNABSCHLUSS

Gewinn- und Verlustrechnung

In Millionen Euro	Anhänge	31. Dez. 2022	31. Dez. 2021
ERLÖSE	6.2 & 7	93.865	57.866
Käufe und betriebsnotwendige Derivate	8.1	(74.535)	(38.861)
Personalkosten	8.2	(8.078)	(7.692)
Abschreibung und Rückstellungen	8.3	(5.187)	(4.840)
Steuern	8.4	(3.380)	(1.479)
Sonstige betriebliche Erträge		1.624	1.122
Kurzfristiges Betriebsergebnis mit operativer Marktbewertung		4.309	6.116
Anteil am Jahresüberschuss von Unternehmen, die nach der Equity-Methode bewertet werden	6.2	1.059	800
Kurzfristiges Betriebsergebnis, einschließlich operativer Marktbewertung, und Anteil am Jahresüberschuss von Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden	0	5.367	6.916
Wertminderungsaufwendungen	9.1	(2.774)	(1.028)
Umstrukturierungskosten	9.2	(230)	(204)
Änderungen des Konsolidierungskreises	9.3	91	1.107
Sonstige Einmaleffekte	9.4	(1.328)	(69)
NETTOERGEBNIS DER BETRIEBLICHEN TÄTIGKEIT	9	1.127	6.722
Finanzaufwand		(3.700)	(2.061)
Finanzertrag		697	711
NETTOFINANZERTRÄGE/(-AUFWENDUNGEN)	10	(3.003)	(1.350)
Ertragsteuerertrag/(-aufwand)	11	83	(1.695)
JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG) AUS FORTGEFÜHRTEN GESCHÄFTSBEREICHEN		(1.793)	3.678
JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG) AUS AUFGEGEBENEN GESCHÄFTSBEREICHEN		2.183	80
JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG)		390	3.758
Konzernanteil am Jahresüberschuss/(-fehlbetrag)		216	3.661
davon Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) aus fortgeführten Geschäftsbereichen, Konzernanteil		(1.965)	3.582
davon Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) aus aufgegebenen Geschäftsbereichen, Konzernanteil		2.182	79
Nicht beherrschende Beteiligungen		173	97
davon nicht beherrschende Beteiligungen an fortgeführten Geschäftsbereichen		172	96
davon nicht beherrschende Beteiligungen an aufgegebenen Geschäftsbereichen		1	1
UNVERWÄSSERTES ERGEBNIS JE AKTIE (EURO)	12	0,08	1,46
davon unverwässertes Ergebnis aus fortgeführten Geschäftsbereichen je Aktie		(0,84)	1,43
davon unverwässertes Ergebnis aus aufgegebenen Geschäftsbereichen je Aktie		0,93	0,03
VERWÄSSERTES ERGEBNIS JE AKTIE (EURO)	12	0,08	1,46
davon verwässertes Ergebnis aus fortgeführten Geschäftsbereichen je Aktie		(0,84)	1,42
davon verwässertes Ergebnis aus aufgegebenen Geschäftsbereichen je Aktie		0,93	0,03

Anmerkung: 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. 2022	31. Dez. 2021
JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG)		390	3.758
Schuldinstrumente	14.1	(378)	(21)
Sicherungen von Nettoinvestitionen	15	(15)	(215)
Cashflow-Sicherungen (ohne Commodity-Instrumente)	15	938	511
Cashflow-Sicherungen für Commodities	15	(4.719)	3.980
Latente Steuern auf umgliederbare oder umgegliederte Positionen		951	(1.333)
Anteil der nach der Equity-Methode bilanzierten Unternehmen an umgliederbaren Posten, nach Steuern		871	270
Umrechnungsdifferenzen		848	909
Umgliederbare Posten aus aufgegebenen Geschäftsbereichen, nach Steuern		(118)	114
SUMME UMGLIEDERBARER POSTEN		(1.622)	4.215
Eigenkapitalinstrumente	14.1	(685)	159
Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste		2.718	1.742
Latente Steuern auf nicht umgliederbare Posten		(613)	(451)
Anteil von nach der Equity-Methode bilanzierten Unternehmen an versicherungsmathematischen Gewinnen und Verlusten, nach Steuern		5	-
Nicht umgliederbare Posten aus aufgegebenen Geschäftsbereichen, nach Steuern		48	48
SUMME NICHT UMGLIEDERBARER POSTEN		1.472	1.499
SUMME UMGLIEDERBARER POSTEN UND NICHT UMGLIEDERBARER POSTEN		(150)	5.713
SUMME GESAMTERGEBNIS		240	9.471
davon Eigentümer des Mutterunternehmens		(257)	9.415
davon nicht beherrschende Beteiligungen		497	56

Anmerkung: 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. 2022	31. Dez. 2021
Langfristige Vermögenswerte
Goodwill	13.1	12.854	12.799
Immaterielle Vermögenswerte, zu Buchwerten	13.2	7.364	6.784
Sachanlagen, zu Buchwerten	13.3	55.488	51.079
Sonstige finanzielle Vermögenswerte	14	10.599	10.949
Derivative Instrumente	14	33.134	25.616
Vermögenswerte aus Verträgen mit Kunden	7	9	34
Investitionen in Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden	3	9.279	8.498
Sonstige langfristige Vermögenswerte	22	766	478
Latente Steueransprüche	11	2.029	1.181
SUMME LANGFRISTIGE VERMÖGENSWERTE		131.521	117.418
Kurzfristige Vermögenswerte
Sonstige finanzielle Vermögenswerte	14	2.394	2.495
Derivative Instrumente	14	15.252	19.373
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen, netto	7	31.310	32.555
Vermögenswerte aus Verträgen mit Kunden	7	12.575	8.344
Vorräte	22	8.145	6.175
Sonstige kurzfristige Vermögenswerte	22	18.294	13.202
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	14	15.570	13.890
Als zum Verkauf gehalten klassifizierte Vermögenswerte	4.2	428	11.881
SUMME KURZFRISTIGE VERMÖGENSWERTE		103.969	107.915
SUMME DER VERMÖGENSWERTE		235.490	225.333

Anmerkung: 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. 2022	31. Dez. 2021
Eigenkapital		34.253	36.994
Nicht beherrschende Beteiligungen	2	5.032	4.986
SUMME EIGENKAPITAL	16	39.285	41.980
Langfristige Verbindlichkeiten
Rückstellungen	17	24.663	23.394
Langfristiges Fremdkapital	14	28.083	30.458
Derivative Instrumente	14	39.417	24.228
Sonstige finanzielle Verbindlichkeiten	14	90	108
Verbindlichkeiten aus Verträgen mit Kunden	7	121	68
Andere langfristige Verbindlichkeiten	22	3.646	2.342
Latente Steuerverbindlichkeiten	11	6.408	7.738
SUMME LANGFRISTIGE VERBINDLICHKEITEN		102.427	88.336
Kurzfristige Verbindlichkeiten
Rückstellungen	17	2.365	2.066
Kurzfristiges Fremdkapital	14	12.508	10.590
Derivative Instrumente	14	11.859	22.702
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten	14	39.801	32.822
Verbindlichkeiten aus Verträgen mit Kunden	7	3.292	2.671
Sonstige kurzfristige Verbindlichkeiten	22	23.583	16.752
Verbindlichkeiten, die direkt mit Vermögenswerten verbunden sind, die als veräußerungsfähig klassifiziert sind	4.2	371	7.415
SUMME KURZFRISTIGE VERBINDLICHKEITEN		93.778	95.019
SUMME EIGENKAPITAL UND VERBINDLICHKEITEN		235.490	225.333

Anmerkung: 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	Aktienkapital	Kapitalrücklage	Konsolidierte Rücklagen	Tief nachrangige, ewig laufende Anleihen	Änderungen des beizulegenden Zeitwerts und sonstige	Umrechnungsdifferenzen
EIGENKAPITAL PER 31. DEZEMBER 2020	2.435	31.291	(3.874)	3.913	(1.719)	(2.850)
Jahresüberschuss (-fehlbetrag)			3.661
Sonstiges Gesamtergebnis			1.490		3.431	833
SUMME GESAMTERGEBNIS			5.151		3.431	833
Anteilsbasierte Vergütung			48
Dividendenauszahlung in bar(1)		(1.296)
Kauf/Veräußerung eigener Anteile			(52)
Geschäfte mit tief nachrangigen, ewig laufenden Anleihen(1)			(129)	(146)
Geschäftsvorfälle zwischen Eigentümern(1) (2)			324
Transaktionen mit Auswirkung auf nicht beherrschende Beteiligungen(1) (3)
Erhöhungen und Herabsetzungen von Aktienkapital
Normative Änderungen			43
Sonstige Änderungen(1) (4)		(3.937)	3.726
EIGENKAPITAL PER 31. DEZEMBER 2021	2.435	26.058	5.238	3.767	1.711	(2.017)

In Millionen Euro	Eigene Anteile	Eigenkapital	Nicht beherrschende Beteiligungen	Summe
EIGENKAPITAL PER 31. DEZEMBER 2020	(251)	28.945	4.911	33.856
Jahresüberschuss (-fehlbetrag)		3.661	97	3.758
Sonstiges Gesamtergebnis		5.753	(40)	5.713
SUMME GESAMTERGEBNIS		9.415	56	9.471
Anteilsbasierte Vergütung		48	1	49
Dividendenauszahlung in bar(1)		(1.296)	(410)	(1.706)
Kauf/Veräußerung eigener Anteile	52
Geschäfte mit tief nachrangigen, ewig laufenden Anleihen(1)		(275)		(275)
Geschäftsvorfälle zwischen Eigentümern(1) (2)		324	740	1.064
Transaktionen mit Auswirkung auf nicht beherrschende Beteiligungen(1) (3)			(312)	(312)
Erhöhungen und Herabsetzungen von Aktienkapital			(1)	(1)
Normative Änderungen		43	1	44
Sonstige Änderungen(1) (4)		(211)	1	(209)
EIGENKAPITAL PER 31. DEZEMBER 2021	(199)	36.994	4.986	41.980

(1) Die Geschäftsvorfälle in der Periode sind in Anhang 19 "Eigenkapital" zum Konzernabschluss für das am 31. Dezember 2021 beendete Jahr aufgeführt.

(2) Bezieht sich hauptsächlich auf die Veräußerung von 11,5 % von GRTgaz.

(3) Bezieht sich hauptsächlich auf den Teilverkauf der Gaztransport & Technigaz SA (GTT).

(4) Betrifft hauptsächlich die Streitigkeiten mit den französischen Steuerbehörden über die regresslose Abtretung der Quellensteuerforderung von SUEZ 2005. Dieser Rechtsstreit ist in Anhang 26.7.1 "Gerichts- und wettbewerbsrechtliche Verfahren" im Konzernabschluss für das am 31. Dezember 2021 beendete Geschäftsjahr dargestellt.

Anmerkung: 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	Aktien kapital	Kapitalrücklage	Konsolidierte Rücklagen	Tief nachrangige, ewig laufende Anleihen	Änderungen des beizulegenden Zeitwerts und sonstige	Umrechnungsdifferenzen
EIGENKAPITAL PER 31. DEZEMBER 2021	2.435	26.058	5.238	3.767	1.711	(2.017)
Jahresüberschuss (-fehlbetrag)			216
Sonstiges Gesamtergebnis			1.311		(2.379)	595
SUMME GESAMTERGEBNIS			1.527	-	(2.379)	595
Anteilsbasierte Vergütung		3	45
Dividendenauszahlung in bar(1)		(394)	(1.689)
Kauf/Veräußerung eigener Anteile			(43)
Geschäfte mit tief nachrangigen, ewig laufenden Anleihen(1)			(77)	(374)
Geschäftsvorfälle zwischen Eigentümern(1) (2)			154
Transaktionen mit Auswirkung auf nicht beherrschende Beteiligungen
Erhöhungen und Herabsetzungen von Aktienkapital
Normative Änderungen(3)			(116)
Sonstige Änderungen			(5)
EIGENKAPITAL PER 31. DEZEMBER 2022	2.435	25.667	5.036	3.393	(668)	(1.422)

In Millionen Euro	Eigene Anteile	Eigenkapital	Nicht beherrschende Beteiligungen	Summe
EIGENKAPITAL PER 31. DEZEMBER 2021	(199)	36.994	4.986	41.980
Jahresüberschuss (-fehlbetrag)		216	173	390
Sonstiges Gesamtergebnis		(474)	324	(150)
SUMME GESAMTERGEBNIS		(257)	497	240
Anteilsbasierte Vergütung		48		48
Dividendenauszahlung in bar(1)		(2.082)	(482)	(2.565)
Kauf/Veräußerung eigener Anteile	10	(33)		(33)
Geschäfte mit tief nachrangigen, ewig laufenden Anleihen(1)		(451)		(451)
Geschäftsvorfälle zwischen Eigentümern(1) (2)		154	56	210
Transaktionen mit Auswirkung auf nicht beherrschende Beteiligungen			(41)	(41)
Erhöhungen und Herabsetzungen von Aktienkapital			19	19
Normative Änderungen(3)		(116)	(6)	(121)
Sonstige Änderungen		(5)	3	(1)
EIGENKAPITAL PER 31. DEZEMBER 2022	(189)	34.253	5.032	39.285

(1) Die Geschäftsvorfälle in der Periode sind in Anhang 16 "Eigenkapital" aufgeführt.

(2) Bezieht sich hauptsächlich auf den Verkauf eines Teil des Portfolios an Anlagen für erneuerbare Energieträger in den Vereinigten Staaten (vgl. Anhang 16.2.4 "Sonstige Transaktionen")

(3) SaaS-Vereinbarung (vgl. Anhang 1.1.2 "Weiteres Papier")

Anmerkung: 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. 2022	31. Dez. 2021
JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG)		390	3.758
- Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) aus aufgegebenen Geschäftsbereichen		2.183	80
JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG) AUS FORTGEFÜHRTEN GESCHÄFTSBEREICHEN		(1.793)	3.678
- Anteil am Jahresüberschuss von Unternehmen, die nach der Equity-Methode bewertet werden		(1.059)	(800)
+ Erhaltene Dividenden von Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden		713	662
- Nettoabschreibung, Wertminderung und Rückstellungen		8.057	5.484
- Auswirkung von Änderungen des Konsolidierungskreises und sonstige Einmaleffekte		74	(1.039)
- Marktbewertung von Commodity-Kontrakten, die keine Handelsinstrumente sind		3.661	(721)
- Sonstige Posten, die sich nicht auf Zahlungsmittel auswirken		(157)	(501)
- Ertragsteueraufwand	11	(83)	1.695
- Nettofinanzergebnis	10	3.003	1.350
Zahlungsmittel aus betrieblicher Tätigkeit vor Ertragsteuern und Working-Capital-Bedarf		12.415	9.807
+ Gezahlte Steuern		(1.504)	(603)
Änderung des Working-Capital-Bedarfs	22.1	(2.424)	(2.377)
CASHFLOW AUS BETRIEBLICHER TÄTIGKEIT FORTGEFÜHRTER GESCHÄFTSBEREICHE		8.488	6.827
CASHFLOW AUS BETRIEBLICHER TÄTIGKEIT AUFGEGEBENER GESCHÄFTSBEREICHE		98	486
CASHFLOW AUS BETRIEBLICHER TÄTIGKEIT		8.586	7.313
Erwerbe von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten	13.2 & 13.3	(6.379)	(5.990)
Erwerbe von beherrschenden Beteiligungen an Gesellschaften, abzüglich erworbener Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	4 & 14	(289)	(392)
Erwerbe von Investitionen in Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, und in gemeinschaftliche Tätigkeit	4 & 14	(407)	(369)
Erwerbe von Eigenkapital- und Schuldinstrumenten	14	175	(1.548)
Veräußerungen von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten	13.2 & 13.3	173	88
Verlust von beherrschenden Beteiligungen an Gesellschaften, abzüglich verkaufter Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	4 & 14	6.728	(173)
Veräußerungen von Investitionen in Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, und in gemeinschaftliche Tätigkeit	4 & 14	1.461	62
Veräußerungen von Eigenkapital- und Schuldinstrumenten	14	268	73
Vereinnahmte Zinsen auf finanzielle Vermögenswerte		(37)	32
Aus Eigenkapitalinstrumenten erhaltene Dividenden		18	57
Änderung bei Krediten und Forderungen, ausgereicht von der Gruppe und anderen	5.6	(2.877)	121
CASHFLOW AUS (VERWENDET FÜR) INVESTITIONSTÄTIGKEIT IN FORTGEFÜHRTE GESCHÄFTSBEREICHE		(1.167)	(8.039)
CASHFLOW AUS (VERWENDET FÜR) INVESTITIONSTÄTIGKEIT IN AUFGEGEBENE GESCHÄFTSBEREICHE		(3.123)	(3.003)
CASHFLOW AUS (VERWENDET FÜR) INVESTITIONSTÄTIGKEIT		(4.290)	(11.042)
Gezahlte Dividenden(1 >		(2.665)	(1.859)
Tilgung von Finanzschulden		(10.972)	(5.054)
Änderung bei finanziellen Vermögenswerten, die für Investitions- und Finanzierungszwecke gehalten werden		188	464
Gezahlte Zinsen		(822)	(719)
Vereinnahmte Zinsen auf Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente		194	52
Kapitalfluss aus Derivaten, die als Sicherung von Nettoinvestitionen qualifizieren, und Kompensationszahlungen auf Derivate und frühzeitig zurückgekauftes Fremdkapital		(216)	(219)
Erhöhung von Fremdkapitalaufnahmen		8.669	8.353
Erhöhung/Senkung von Kapital		(259)	226
Kauf bzw. Verkauf eigener Anteile		(115)	-
Änderungen bei Eigentumsanteilen an beherrschten Unternehmen	5.6	-	1.085
CASHFLOW AUS (VERWENDET FÜR) FINANZIERUNGSTÄTIGKEIT IN FORTGEFÜHRTE GESCHÄFTSBEREICHE		(5.997)	2.329
CASHFLOW AUS (VERWENDET FÜR) FINANZIERUNGSTÄTIGKEIT IN AUFGEGEBENE GESCHÄFTSBEREICHE		3.019	2.519
CASHFLOW AUS (VERWENDET FÜR) FINANZIERUNGSTÄTIGKEIT		(2.979)	4.848
Auswirkungen von Änderungen von Wechselkursen und Sonstigen auf fortgeführte Geschäftsbereiche		356	223
Auswirkungen von Änderungen von Wechselkursen und Sonstigen auf aufgegebene Geschäftsbereiche		7	10
Auswirkungen von Änderungen bei Wechselkursen und Sonstigen		363	233
SUMME CASHFLOW FÜR DIE PERIODE		1.680	1.352
Reklassifizierung von Zahlungsmitteln und Zahlungsmitteläquivalenten aufgegebener Geschäftsbereiche			(440)
ZAHLUNGSMITTEL UND ZAHLUNGSMITTELÄQUIVALENTE ZU PERIODENBEGINN		13.890	12.980
ZAHLUNGSMITTEL UND ZAHLUNGSMITTELÄQUIVALENTE ZU PERIODENENDE		15.570	13.890

(1) Die Zeile "Gezahlte Dividenden" beinhaltet die Kupons, die an die Besitzer tief nachrangiger, ewig laufender Anleihen gezahlt wurden (vgl. Anhang 16 "Eigenkapital").

Anmerkung: 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


ANHANG 1	Bilanzierungsrahmen und Grundlage für die Vorbereitung des Konzernabschlusses	253
ANHANG 2	Die wichtigsten Tochtergesellschaften per 31. Dezember 2022	256
ANHANG 3	Investitionen in Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden	263
ANHANG 4	Wichtige Änderungen der Konzernstruktur	270
ANHANG 5	In den Finanzinformationen verwendete Finanzkennzahlen	274
ANHANG 6	Segmentinformation	279
ANHANG 7	Erträge	283
ANHANG 8	Betriebliche Aufwendungen	286
ANHANG 9	Sonstige Posten des Ergebnisses der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit	287
ANHANG 10	Nettofinanzergebnis	289
ANHANG 11	Ertragsteueraufwand	290
ANHANG 12	Ergebnis je Aktie	294
ANHANG 13	Sachanlagen	295
ANHANG 14	Finanzinstrumente	306
ANHANG 15	Risiken durch Finanzinstrumente	320
ANHANG 16	Eigenkapital	337
ANHANG 17	Rückstellungen	339
ANHANG 18	Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und andere langfristige Leistungen	346
ANHANG 19	Anteilsbasierte Vergütungen	352
ANHANG 20	Geschäfte zwischen nahe stehenden Unternehmen und Personen	354
ANHANG 21	Vergütung von Führungskräften	355
ANHANG 22	Working-Capital-Bedarf, Vorräte, sonstige Vermögenswerte und sonstige Verbindlichkeiten	355
ANHANG 23	Gerichts- und wettbewerbsrechtliche Verfahren	357
ANHANG 24	Ereignisse nach der Berichtsperiode	361
ANHANG 25	Honorare für Abschlussprüfer und die Mitglieder ihrer Netze	361
ANHANG 26	Information über Unternehmen in Luxemburg und den Niederlanden, die von der Veröffentlichung von Jahresabschlüssen befreit sind	361

ENGIE SA, die Muttergesellschaft der Gruppe, ist eine französische société anonyme mit einem Aufsichtsrat, der den Bestimmungen in Buch II des französischen Handelsgesetzbuches (Code du 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 20. Februar 2023 genehmigte der Aufsichtsrat der Gruppe den Konzernabschluss der Gruppe für das am 31. Dezember 2022 beendete Jahr und gab ihn zur Veröffentlichung frei.

ANHANG 1 Bilanzierungsrahmen und Grundlage für die Vorbereitung des Konzernabschlusses

1.1 Bilanzierungsstandards

Gemäß Verordnung (EU) Nr. 2019/980 vom 14. März 2019 wurden Finanzinformationen über Vermögenswerte, Verbindlichkeiten, Bilanz und Gewinn und Verlust von ENGIE für die letzten zwei Berichtsperioden (beendet am 31. Dezember 2021 und 2022) 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 2022 beendete Jahr wurde gemäß den IFRS-Standards erstellt, wie vom International Accounting Standards Board veröffentlicht und von der Europäischen Union übernommen(1).

Die Bilanzierungsstandards für den Konzernabschluss für das am 31. Dezember 2022 beendete Jahr sind mit den Leitlinien zur Erstellung des Konzernabschlusses für das am 31. Dezember 2021 beendete Jahr konsistent, mit den im Folgenden beschriebenen Ausnahmen.

1.1.1 IFRS-Standards, Änderungen oder IFRIC-Interpretationen, die für 2022 gelten


―	Änderungen an IAS 37 - Rückstellungen, Eventualschulden und Eventualforderungen: Belastende Verträge - Kosten für die Erfüllung eines Vertrages
―	Jährliche Verbesserungen an IFRSs - Zyklus 2018 - 2020.

Diese Änderungen und Verbesserungen haben keine maßgebliche Auswirkung auf den Konzernabschluss der Gruppe.


―	Änderungen an IAS 16 - Sachanlagen: Einnahmen vor der beabsichtigten Nutzung.

Die Gruppe wählte, diese Änderungen vorzeitig anzuwenden, wie in Anhang 1.1.3 zum Konzernabschluss für das am 31. Dezember 2021 beendete Jahr angegeben. Diese Änderungen haben keine maßgebliche Auswirkung auf den Konzernabschluss der Gruppe.

1.1.2 Weiteres Papier

In der Agendaentscheidung von März 2021 stellte das IFRS Interpretations Committee (IFRIC) die Bilanzierung von Kosten für die Konfiguration und Anpassung von Software im Rahmen einer "Software as a Service"-Vereinbarung (SaaS) durch den Kunden klar. Laut IFRIC sind einige dieser Kosten als Aufwand (und nicht als immaterieller Vermögenswert) anzusetzen. Diese Entscheidung wirkt sich nicht maßgeblich auf den Konzernabschluss der Gruppe aus.

1.1.3 2023 in Kraft tretende IFRS-Standards, Änderungen oder IFRIC-Interpretationen, deren vorzeitige Anwendung die Gruppe nicht gewählt hat


―	Änderungen an IAS 1 - Darstellung des Abschlusses: Klassifizierung von Schulden als kurz- oder langfristig(2)
―	IFRS 17 - Versicherungsverträge (einschließlich Änderungen).
―	Änderungen an IAS 1 - Darstellung des Abschlusses und Leitlinien zu Wesentlichkeit: Angaben zu Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden.
―	Änderungen an IAS 8 - Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden, Änderungen von Schätzungen und Fehler: Definition von rechnungslegungsbezogenen Schätzungen.
―	Änderungen an IAS 12 - Ertragssteuern: Latente Steuern, die sich auf Vermögenswerte und Schulden beziehen, die aus einer einzigen Transaktion entstehen.
―	Änderungen an IFRS 16 - Leasingverhältnisse: Leasingverbindlichkeit in einer Sale-and-leaseback-Transaktion(1).

Die Auswirkung dieser Standards und Änderungen wird zurzeit beurteilt.

1.2 Grundlage der Bewertung und Darstellung

1.2.1 Anschaffungskostenprinzip

Der Konzernabschluss der Gruppe ist in Euro dargestellt und wurde nach dem Anschaffungskostenprinzip erarbeitet. Eine Ausnahme bilden Finanzinstrumente, die nach den in IFRS 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 zu reklassifizieren;
―	Unternehmenszusammenschlüsse: Die Gruppe hat gemäß IFRS 3 die Möglichkeit gewählt, Unternehmenszusammenschlüsse nicht neu zu bilanzieren, die vor dem 1. Januar 2004 stattfanden.

1 Verfügbar auf der Website der Europäischen Kommission (http://eur-lex.europa.eu/legal-content/FR/TXT/?uri=CELEX:02002R1606-20080410).

2 Die Europäische Union hat diese Standards und Änderungen noch nicht übernommen.

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 Ausweis der identifizierbaren erworbenen Vermögenswerte und übernommenen Verbindlichkeiten zu ihrem beizulegenden Zeitwert am Erwerbstag sowie nicht beherrschender Anteile an dem erworbenen Unternehmen besteht. Nicht beherrschende Beteiligungen werden entweder zum beizulegenden Zeitwert oder in Höhe des proportionalen Anteils der Gesellschaft an den identifizierbaren Nettovermögenswerten der Erworbenen bewertet. Die Gruppe entscheidet fallweise, 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 daraus resultierenden Umrechnungsgewinne und -verluste werden in der konsolidierten Gewinn- und Verlustrechnung für das Jahr verbucht, in dem sie anfallen;
―	werden nicht-monetäre Vermögenswerte und Verbindlichkeiten in Fremdwährungen zu den Anschaffungskosten am Transaktionstag angesetzt.

1.2.3.2 Umrechnung der Abschlüsse 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 Goodwill und des beizulegenden Zeitwerts aus dem Erwerb ausländischer Unternehmen werden als Vermögenswerte und Verbindlichkeiten dieser ausländischen Unternehmen klassifiziert und daher in den funktionalen Währungen der Unternehmen ausgewiesen und zum Wechselkurs am Jahresende umgerechnet.

1.3 Anwendung von Schätzungen und Ermessensentscheidungen

1.3.1 Schätzungen

Konzernabschlüsse aufzustellen, verlangt Schätzungen und Annahmen, um den Wert von Vermögenswerten und Verbindlichkeiten und Eventualvermögenswerten und -verbindlichkeiten am Ende der Berichtsperiode sowie über die Periode angegebene Erträge und Aufwendungen zu bestimmen.

Entwicklungen des wirtschaftlichen und finanziellen Umfelds, insbesondere im Zusammenhang mit hoch volatilen Commodity-Märkten und dem Krieg in der Ukraine, haben die Gruppe veranlasst, die Verfahren zur Risikoüberwachung zu verbessern, vor allem durch die Bemessung von Finanzinstrumenten, die Bewertung von Eventualverbindlichkeiten durch Unterbrechungen der Erdgasversorgung sowie der Gegenpartei- und Liquiditätsrisiken. Die Schätzungen, die die Gruppe unter anderem dazu nutzt, die Werthaltigkeit zu testen und Rückstellungen zu bemessen, berücksichtigen auch dieses Umfeld und die drastische Marktvolatilität.

Bilanzielle Schätzungen in einem Kontext, der auf Entwicklungen des Energiemarkts empfindlich reagiert, erschweren das Bestimmen mittelund kurzfristiger Wirtschaftsaussichten. Besondere Aufmerksamkeit galt den Folgen drastischer Preisschwankungen bei Gas und Strom.

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 der Gruppe beziehen sich hauptsächlich auf:


―	die Bestimmung des erzielbaren Betrags für den Goodwill (vgl. Anhang 13.1), von sonstigen immateriellen Vermögenswerten (vgl. Anhang 13.2) und Sachanlagen (vgl. Anhang 13.3);
―	die Bestimmung des beizulegenden Zeitwerts finanzieller Vermögenswerte und Verbindlichkeiten und im gegenwärtigen Kontext die Einberechnung der Ungewissheit im Hinblick auf die benutzten Hauptannahmen, insbesondere die Eventualverbindlichkeiten durch Unterbrechungen der Erdgasversorgung sowie die Auswirkungen auf die Minderheitsbeteiligung der Gruppe an der Nord Stream AG und auf das Darlehen für die Finanzierung des Pipeline-Projekts Nord Stream 2 (vgl. Anhang 14). Die Gruppe hat auch die wichtigsten Bewertungsparameter der Commodity-Derivate aktualisiert, insbesondere die "Geld-/Brief"-Reserve, um der größeren Volatilität von Commodity-Preisen und der verminderten Liquidität Rechnung zu tragen, die in der zweiten Hälfte 2022 auf den europäischen Gas- und Strommärkten zu beobachten war (vgl. Anhänge 14 und 15);
―	Beurteilung erwarteter Kreditausfälle, insbesondere um die Ausfallwahrscheinlichkeit und sonstige Parameter zu aktualisieren, hauptsächlich um kreditbezogene Wertanpassungen (CVA) in einem unsicheren Kontext mit einer hohen Marktpreisvolatilität zu berechnen (vgl. Anhang 15);
―	Bemessung von Rückstellungen, insbesondere für die Back-End-Kosten des Brennelementekreislaufs, Abbruchverpflichtungen, Rechtstreitigkeiten, Pensionen und sonstige Leistungen für Arbeitnehmer (vgl. Anhänge 17 und 18);
―	Bestimmung des beizulegenden Zeitwerts von bei einem Unternehmenszusammenschluss erworbenen Vermögenswerten und übernommenen Schulden (vgl. Anhang 4);
―	die Bestimmung nicht abgerechneter Erlöse (Energie auf dem Zähler), für die die Bewertungstechniken durch sich ändernde Verbrauchsgewohnheiten bestimmter Kunden im Kontext erheblicher Schwankungen der Commodity-Preise beeinflusst werden (vgl. Anhang 7);
―	die Bestimmung angesetzter steuerlicher Verlustvorträge, die gegebenenfalls Überprüfungen und Projektionen steuerpflichtiger Erträge berücksichtigt (vgl. Anhang 11).

1.3.2 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:


―	die Art der Beherrschung einzuschätzen (vgl. Anhang 2 und 3);
―	die Leistungsverpflichtungen aus Verkaufsverträgen festzustellen (vgl. Anhang 7);
―	festzulegen, wie Erlöse aus Kunden berechneten Verteilungs- und Übertragungsleistungen erfasst werden (vgl. Anhang 7);
―	von einigen Regierungen gewährte Hilfemaßnahmen zu erfassen, vor allem in Frankreich und Rumänien ("Tarifschutz"), die Verbraucher wie auch Lieferanten von Gas und Strom vor erheblichen Schwankungen der Commodity-Preise schützen sollen (vgl. Anhang 7);
―	Verträge zur "Selbstnutzung" laut Definition in IFRS 9 unter den Verträgen über Kauf und Verkauf nicht finanzieller Posten (Strom, Gas usw.) zu identifizieren (vgl. Anhang 14);
―	Aufrechnungsvereinbarungen festzustellen, die die Kriterien von IAS 32 - Finanzinstrumente: Darstellung (vgl. Anhang 14) erfüllen;
―	festzustellen, ob Vereinbarungen ein Leasing-Verhältnis sind oder enthalten (vgl. Anhang 13.3);
―	neue Beiträge im Energiesektor in Europa zu erfassen (vgl. Anhang 8).

Unternehmen, für die Ermessensentscheidungen hinsichtlich der Art der Beherrschung getroffen wurden, sind in Anhang 2 "Die wichtigsten Tochtergesellschaften per 31. Dezember 2022" und 3 "Investitionen in Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden" aufgeführt.

1.3.3 Berücksichtigung der Klimaproblematik bei der Erstellung des Konzernabschlusses

Zusätzlich zu den operativen und finanziellen Problemen und Risiken, die bei der Bestimmung künftiger Cashflows, des Abzinsungssatzes, bereinigt um die Inflation, und des prognostizierten Wachstums Berücksichtigung fanden, entschied die Gruppe auch nach Ermessen, Annahmen zu nutzen, die Fragen des Klimawandels beinhalten, um die potenzielle Auswirkung auf den Konzernabschluss zu ermitteln, insbesondere wenn es Hinweise darauf gibt, dass nicht-finanzielle Vermögenswerte wertgemindert sein könnten:

―

Die Verpflichtungen, die Frankreich, Europa und verschiedene Länder international zumeist im Hinblick auf die langfristige Klimaneutralität eingegangen sind, werden berücksichtigt bei (i) der Beurteilung des Werts der Vermögenswerte der Gruppe mit Hilfe langfristiger Preisszenarios in Werthaltigkeitstests (vgl. Anhang 13.4) und (ii) der Bewertung von Rückstellungen für den Abbruch, vor allem durch Beurteilung der Nutzungsdauer von Gasinfrastruktur in Frankreich, ausgehend von dem erwarteten geänderten Energiemix (vgl. Anhang 17);

―

Die speziell von ENGIE eingegangenen Verpflichtungen spiegeln sich auch in der Bestimmung des Wertes der Vermögenswerte der Gruppe wider (vgl. Anhang 13.1), insbesondere (i) im vollständigen Ausstieg aus der Kohle bis 2027, der vor allem Südamerika betrifft, je nach den speziellen Perspektiven jedes Vermögenswertes (Stilllegung, Umstellung oder Veräußerung) und (ii) in der schrittweisen Dekarbonisierung der Stromerzeugungsgeschäfte der Gruppe bis zur Netto-Null 2045 und im weiteren Sinne in der Investitionsstrategie der Gruppe zugunsten der Energiewende durch Ausbau der Flotte, die auf erneuerbare Energie setzt und Erdgas durch erneuerbare Gase ersetzt, um so ein gemischtes Gas-/Strom-Szenario für die langfristigen Projektionen der Gruppe angesichts der derzeitigen Regulierungs-/Vergütungsmethoden für regulierte Anlagen (insbesondere in Frankreich) zu bestätigen und Angebote für Leistungen mit geringem CO2 -Ausstoß zu entwickeln.

Es sei darauf verwiesen, dass das Management der Klima- und Umweltrisiken und ihre Herausforderungen für die Gruppe in Kapitel 2 "Risikofaktoren und -steuerung" und in Kapitel 3 "Nichtfinanzielle Erklärung und Informationen zu CSR" des Einheitliches Registrierungsformulars dargelegt sind.

ANHANG 2 Die wichtigsten Tochtergesellschaften per 31. Dezember 2022

BILANZIERUNGSSTANDARDS

Beherrschte Unternehmen (Tochterunternehmen) werden gemäß IFRS 10 - Konzernabschlüsse vollkonsolidiert. Ein Investor (die Gruppe) beherrscht ein Unternehmen und muss es konsolidieren, wenn alle drei folgenden Kriterien zutreffen:


―	die Befugnis, die relevanten Tätigkeiten des Unternehmens zu bestimmen;
―	Anspruch auf und Exposition gegenüber veränderlichen Renditen für sein Engagement in dem Unternehmen;
―	die Fähigkeit, die Macht über das Unternehmen dergestalt zu nutzen, dass dadurch die Rendite für den Investor beeinflusst wird.

2.1 Aufstellung der wichtigsten Tochtergesellschaften per 31. Dezember 2022

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 des Konsolidierungskreises sind;
―	Liste der Unternehmen, die aus der Konsolidierung ausgeschlossen sind, weil ihr einzelnes und kumuliertes Gewicht für den konsolidierten Jahresabschluss der Gruppe nicht wesentlich ist. Diese Unternehmen sind für die Schlüsselzahlen der Gruppe nicht maßgeblich (Erträge, Gesamteigenkapital usw.), oder es sind 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 bei den langfristigen finanziellen Vermögenswerten (vgl. Anhang 14.1.1.1) als "Eigenkapitalinstrumente zum beizulegenden Zeitwert" eingestuft.

In die folgende Aufstellung der wichtigsten voll konsolidierten Tochtergesellschaften wurden operative Gesellschaften auf der Basis ihres Beitrags zu den Erträgen, dem EBITDA, dem Jahresüberschuss und der Nettoschuld der Gruppe aufgenommen. Die wichtigsten Investitionen in Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden (assoziierte Unternehmen und Joint Ventures) sind in Anhang 3 "Investitionen in Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden" dargestellt.

Einige Unternehmen, wie ENGIE SA, ENGIE Energie Services SA oder Electrabel SA erfüllen eine gewöhnliche Geschäftstätigkeit und gleichzeitig Hauptsitzfunktionen, die den Managementteams verschiedener berichtspflichtiger Segmente berichten. Die Tabellen zeigen die gewöhnliche Geschäftstätigkeit und die Hauptsitzfunktionen in den jeweiligen berichtspflichtigen Segmenten in alphabetischer Folge der Firmennamen, gefolgt von*.

Renewables

			Anteil in %
Name des Unternehmens	Geschäftstätigkeit	Land	31. Dez. 2022	31. Dez. 2021
---	---	---	---	---
Compagnie Nationale du Rhône	Stromerzeugung und -verteilung	Frankreich	50,0	50,0
ENGIE Energía Perú*	Stromerzeugung und -verteilung	Peru	61,8	61,8
ENGIE Green	Stromerzeugung und -verteilung	Frankreich	100,0	100,0
ENGIE Infinity Renewables	Stromerzeugung und -verteilung	Vereinigte Staaten	100,0	100,0
ENGIE Resources Inc.	Energieverkäufe	Vereinigte Staaten	100,0	100,0
ENGIE Romania*	Erdgasverteilung, Energieverkäufe	Rumänien	51,0	51,0
ENGIE Solar	Solar-EPC-Dienstleister	Frankreich	100,0	100,0
ENGIE Brazil Energia Group*	Stromerzeugung und -verteilung	Brasilien	68,7	68,7
ENGIE Renewables	Stromerzeugung und -verteilung	Frankreich	100,0	100,0
ENGIE Energia Chile Group*	Stromerzeugung und -verteilung	Chile	60,0	60,0
Jupiter Equity Holding LLC	Stromerzeugung und -verteilung	Vereinigte Staaten	51,0	51,0

Networks

			Anteil in %
Name des Unternehmens	Geschäftstätigkeit	Land	31. Dez. 2022	31. Dez. 2021
---	---	---	---	---
Elengy	Erdgas, LNG	Frankreich	60,8	60,9
ENGIE Romania*	Erdgasverteilung, Energieverkäufe	Rumänien	51,0	51,0
Fosmax LNG	Erdgas, LNG	Frankreich	60,8	60,9
GRDF	Erdgasverteilung	Frankreich	100,0	100,0
ENGIE Brazil Energia Group*	Stromerzeugung und -verteilung	Brasilien	68,7	68,7
ENGIE Energia Chile Group*	Stromerzeugung und -verteilung	Chile	60,0	60,0
GRTgaz Group (ohne Elengy)	Erdgastransport	Frankreich, Deutschland	60,8	60,9
Storengy Deutschland GmbH	Unterirdische Erdgasspeicher	Deutschland	100,0	100,0
Storengy SAS	Unterirdische Erdgasspeicher	Frankreich	100,0	100,0

Energy Solutions

			Anteil in %
Name des Unternehmens	Geschäftstätigkeit	Land	31. Dez. 2022	31. Dez. 2021
---	---	---	---	---
Cofely Besix	Systeme, Anlagen und Instandhaltungsleistungen	VAE	100,0	100,0
CPCU	Städtische Fernwärmenetze	Frankreich	66,5	66,5
ENGIE Deutschland GmbH	Energiedienstleistungen	Deutschland	100,0	100,0
ENGIE Energie Services SA*	Energiedienstleistungen, Netze	Frankreich	100,0	100,0
ENGIE Servizi SpA	Energiedienstleistungen	Italien	100,0	100,0
Endel Group	Systeme, Anlagen und Instandhaltungsleistungen	Frankreich		100,0
Tractebel Engineering	Technologie	Belgien	100,0	100,0

Thermal

			Anteil in %
Name des Unternehmens	Geschäftstätigkeit	Land	31. Dez. 2022	31. Dez. 2021
---	---	---	---	---
Electrabel SA*	Stromerzeugung, Energieverkäufe	Belgien	100,0	100,0
ENGIE Cartagena	Stromerzeugung	Spanien	100,0	100,0
ENGIE Deutschland AG*	Stromerzeugung	Deutschland	100,0	100,0
ENGIE Energía Perú*	Stromerzeugung und -Verteilung	Peru	61,8	61,8
ENGIE Energie Nederland NV*	Stromerzeugung, Energieverkäufe	Niederlande	100,0	100,0
ENGIE Italia SpA*	Energieverkäufe	Italien	100,0	100,0
ENGIE SA*	Energieverkäufe	Frankreich	100,0	100,0
ENGIE Thermique France	Stromerzeugung	Frankreich	100,0	100,0
First Hydro Holdings Company	Stromerzeugung	Vereinigtes Königreich	75,0	75,0
ENGIE Brazil Energia Group*	Stromerzeugung und -verteilung	Brasilien	68,7	68,7
ENGIE Energia Chile Group*	Stromerzeugung und -verteilung	Chile	60,0	60,0
Pelican Point Power Limited	Stromerzeugung	Australien	72,0	72,0
UCH Power Limited	Stromerzeugung	Pakistan	100,0	100,0

Supply

			Anteil in %
Name des Unternehmens	Geschäftstätigkeit	Land	31. Dez. 2022	31. Dez. 2021
---	---	---	---	---
Electrabel SA*	Stromerzeugung, Energieverkäufe	Belgien	100,0	100,0
ENGIE Italia S.p.A*	Energieverkäufe	Italien	100,0	100,0
ENGIE Romania*	Erdgasverteilung, Energieverkäufe	Rumänien	51,0	51,0
ENGIE SA*	Energieverkäufe	Frankreich	100,0	100,0
ENGIE Supply Holding UK Limited	Energieverkäufe	Vereinigtes Königreich	100,0	100,0
Simply Energy	Energieverkäufe	Australien	72,0	72,0

Nuclear

			Anteil in %
Name des Unternehmens	Geschäftstätigkeit	Land	31. Dez. 2022	31. Dez. 2021
---	---	---	---	---
Electrabel SA*	Stromerzeugung, Energieverkäufe	Belgien	100,0	100,0
Synatom	Verwaltung von Rückstellungen für Kraftwerke und Brennelemente	Belgien	100,0	100,0

Sonstige

			Anteil in %
Name des Unternehmens	Geschäftstätigkeit	Land	31. Dez. 2022	31. Dez. 2021
---	---	---	---	---
Electrabel SA*	Stromerzeugung, Energieverkäufe	Belgien	100,0	100,0
ENGIE CC	Finanzierungstochtergesellschaften, Zentrale Aufgaben	Belgien	100,0	100,0
ENGIE Deutschland AG*	Holding, Handel mit Energiemanagement	Deutschland	100,0	100,0
ENGIE Energie Nederland Holding BV*	Holding, Handel mit Energiemanagement	Niederlande	100,0	100,0
ENGIE Energie Nederland NV	Stromerzeugung, Energieverkäufe	Niederlande	100,0	100,0
ENGIE Energie Services SA*	Energiedienstleistungen, Netze	Frankreich	100,0	100,0
ENGIE Energy Management*	Handel mit Energiemanagement	Frankreich, Belgien, Italien, Großbritannien	100,0	100,0
ENGIE Energy Management Holding Switzerland AG	Holding	Schweiz	100,0	100,0
ENGIE FINANCE SA	Finanzierungstochtergesellschaften	Frankreich	100,0	100,0
ENGIE Global Markets	Handel mit Energiemanagement	Frankreich, Belgien, Singapur	100,0	100,0
ENGIE Holding Inc.	Holding - Muttergesellschaft	Vereinigte Staaten	100,0	100,0
ENGIE Italia SpA*	Holding, Handel mit Energiemanagement	Italien	100,0	100,0
ENGIE North America	Stromverteilung und -erzeugung, Erdgas, LNG, Energiedienstleistungen	Vereinigte Staaten	100,0	100,0
ENGIE Romania*	Erdgasverteilung, Energieverkäufe	Rumänien	51,0	51,0
ENGIE Energia Chile Group*	Stromerzeugung und -verteilung	Chile	60,0	60,0
ENGIE SA*	Holding - Muttergesellschaft, Handel mit Energiemanagement, Energieverkäufe	Frankreich	100,0	100,0
Cogac	Holding	Frankreich	100,0	100,0
GDFI	Holding	Frankreich	100,0	100,0
Engie Energy Services International SA	Holding	Belgien	100,0	100,0
Genfina	Holding	Belgien	100,0	100,0
International Power Limited	Holding	Vereinigtes Königreich	100,0	100,0

EQUANS(1)

			Anteil in %
Name des Unternehmens	Geschäftstätigkeit	Land	31. Dez. 2022	31. Dez. 2021
---	---	---	---	---
Axima Concept	Systeme, Anlagen und Instandhaltungsleistungen	Frankreich	-	100,0
Cofely Fabricom SA	Systeme, Anlagen und Instandhaltungsleistungen	Belgien	-	100,0
Conti Service LLC	Energiedienstleistungen	Vereinigte Staaten	-	100,0
ENGIE Regeneration	Energiedienstleistungen	Vereinigtes Königreich	-	100,0
ENGIE Services Nederland N.V.	Energiedienstleistungen	Niederlande	-	100,0
ENGIE Services Holding UK Ltd	Energiedienstleistungen	Vereinigtes Königreich	-	100,0
ENGIE Services Limited	Energiedienstleistungen	Vereinigtes Königreich	-	100,0
INEO Group	Systeme, Anlagen und Instandhaltungsleistungen	Frankreich	-	100,0

1) Geschäftstätigkeit, zur Veräußerung gehalten und am 31. Dezember 2021 als "Aufgegebene Geschäftsbereiche" klassifiziert (vgl. Anhang 4 "Wichtige Änderungen der Konzernstruktur").

2.2 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;
―	das Wesen substanzieller oder Schutzrechte, die Anteilseignern hinsichtlich der relevanten Tätigkeiten des Unternehmens gewährt werden;
―	Lösungsmechanismen bei Stimmengleichheit;
―	ob sich die Gruppe dem Risiko veränderlicher Renditen aus ihrem Engagement in dem Unternehmen aussetzt oder Anspruch auf sie hat.

Die Gruppe übte ihren Ermessensspielraum bei folgenden Gesellschaften und Untergruppen aus:

Unternehmen, in denen die Gruppe die Stimmenmehrheit hat

GRTgaz (Frankreich Infrastructures): 60,8 %

Die Analyse der Aktionärsvereinbarung mit Société d'Infrastructures Gazières, einer Tochtergesellschaft von Caisse des Dépots et Consignations (CDC), die 38,6% des Aktienkapitals von GRTgaz hält, wurde mit einer Bewertung der der französischen Energieregulierungskommission (Commission de Regulation de l'Énergie- CRE) gewährten Rechte abgeschlossen. Durch das regulierte Geschäft dominiert GRTgaz den 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 Geschäftsführer und Führungskräfte den Vorschriften der Unabhängigkeit. Das französische Energie-Gesetzbuch verleiht der CRE im Rahmen ihrer Pflichten zur Überwachung ordnungsgemäß funktionierender Gasmärkte in Frankreich bestimmte Vollmachten, zu denen die Überprüfung der Unabhängigkeit von Mitgliedern des Vorstands und der obersten Führungsebene sowie das Bewerten der Investitionsentscheidungen gehören. Die Gruppe ist der Auffassung, dass sie die Beherrschung über GRTgaz und deren Tochtergesellschaften (einschließlich Elengy) ausübt, denn sie kann die Mehrheit der Vorstandsmitglieder ernennen und Beschlüsse zu relevanten Geschäftstätigkeiten, insbesondere zum Umfang von Investitionen und geplanten Finanzierungen, fassen.

Unternehmen, in denen die Gruppe nicht die Stimmenmehrheit hat

Für Unternehmen, bei denen die Gruppe keine Stimmenmehrheit hat, wird mit einer Ermessensentscheidung zu folgenden Punkten bewertet, ob de facto eine Beherrschung besteht:


―	Streuung des Anteilsbesitzes: Zahl der Stimmrechte, die die Gruppe hält, im Verhältnis zur Zahl der Stimmen anderer Stimmberechtigter und 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.

Das wichtigste voll konsolidierte Unternehmen, bei dem die Gruppe per 31. Dezember 2022 nicht über die Stimmenmehrheit verfügt, ist Compagnie Nationale du Rhône (49,98 %).

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

Die Gruppe hält 49,98 % des Aktienkapitals von CNR, wobei CDC 33,2 % hält und sich der Rest von 16,82 % auf etwa 200 lokale Behörden verteilt. Angesichts der geltenden Bestimmungen des französischen "Murcef"-Gesetzes, nach denen die Mehrheit des Aktienkapitals von CNR staatlich sein muss, kann die Gruppe nicht mehr als 50 % des Aktienkapitals 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 Minderheitsaktionäre konzertiert vorgehen, hält sie die Stimmenmehrheit auf den Hauptversammlungen.

2.3 Wichtige Tochtergesellschaften mit nicht beherrschenden Anteilen

Die Tabelle zeigt die Tochtergesellschaften mit nicht beherrschenden Beteiligungen, die als wesentlich gelten, die jeweiligen Beiträge zum Eigenkapital und zum Jahresüberschuss per 31. Dezember 2022 bzw. 31. Dezember 2021 sowie die Dividenden, die an nicht beherrschende Beteiligungen gezahlt wurden:

In Millionen Euro		Prozentualer Anteil nicht beherrschender Beteiligungen		Jahresergebnis nicht beherrschender Beteiligungen		Eigenkapital nicht beherrschender Beteiligungen
Name des Unternehmens	Geschäftstätigkeit	31. Dez. 2022	31. Dez. 2021	31. Dez. 2022	31. Dez. 2021	31. Dez. 2022
---	---	---	---	---	---	---
GRTgaz Group (Frankreich Infrastructures, Frankreich)	Geschäfte im regulierten Gastransport und Management von LNG-Terminals	39,2	39,1	190	106	1.614
ENGIE Energia Chile Group (Lateinamerika, Chile)(1)	Stromerzeugung und -Verteilung - Wärmekraftwerke	40,0	40,0	(158)	17	680
ENGIE Romania Group (Resteuropa, Rumänien)	Erdgasverteilung, Energieverkäufe	49,0	49,0	31	34	607
ENGIE Brasil Energia Group (Lateinamerika, Brasilien)(1)	Stromerzeugung und -Verteilung	31,3	31,3	116	45	296
ENGIE Energia Peru (Lateinamerika, Peru)(1)	Stromerzeugung und -Verteilung - Wärme- und Wasserkraftwerke	38,2	38,2	21	22	433
Sonstige Tochtergesellschafter Beteiligungen(2)	i mit nicht beherrschenden			(27)	(127)	1.401
SUMME				173	97	5.032

In Millionen Euro	Eigenkapital nicht beherrschender Beteiligungen	Gezahlte Dividenden
Name des Unternehmens	31. Dez. 2021	31. Dez. 2022	31. Dez. 2021
---	---	---	---
GRTgaz Group (Frankreich Infrastructures, Frankreich)	1.554	168	105
ENGIE Energia Chile Group (Lateinamerika, Chile)(1)	781	-	31
ENGIE Romania Group (Resteuropa, Rumänien)	592	-	15
ENGIE Brasil Energia Group (Lateinamerika, Brasilien)(1)	294	112	38
ENGIE Energia Peru (Lateinamerika, Peru)(1)	393	12	20
Sonstige Tochtergesellschafter Beteiligungen(2)	1.372	190	201
SUMME	4.986	482	410

(1) ENGIE Energia Chile, ENGIE Brasil Energia und ENGIE Energia Perú sind in ihren jeweiligen Ländern börsennotiert.

(2) Der Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) sonstiger nicht beherrschender Beteiligungen ist hauptsächlich durch den Nettoverlust operativer Marktbewertungen in Höhe von -58 Mio. € 2022 und -361 Mio. € 2021 beeinflusst.

2.3.1 Verkürzte Finanzinformationen über die wichtigsten Tochtergesellschaften mit nicht beherrschenden Beteiligungen

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

	GRTgaz Group		ENGIE Energia Chile Group		ENGIE Romania Group
In Millionen Euro	31. Dez. 2022	31. Dez. 2021	31. Dez. 2022	31. Dez. 2021	31. Dez. 2022	31. Dez. 2021
---	---	---	---	---	---	---
Gewinn- und Verlustrechnung
Erträge	2.535	2.209	1.648	1.187	2.819	1.473
Jahresüberschuss (-fehlbetrag)	485	388	(395)	42	63	69
Konzernanteil am Jahresüberschuss/(-fehlbetrag)	295	282	(237)	25	32	35
Sonstiges Gesamtergebnis - Eigentümer des Mutterunternehmens	54	130	85	107	(15)	9
SUMME GESAMTERGEBNIS - EIGENTÜMER DES MUTTERUNTERNEHMENS	349	412	(152)	132	17	45
Bilanz
Kurzfristige Vermögenswerte	1.319	1.089	1.108	635	1.091	729
Langfristige Vermögenswerte	9.961	10.098	3.210	3.150	975	903
Kurzfristige Verbindlichkeiten	(1.360)	(1.272)	(540)	(345)	(753)	(357)
Langfristige Verbindlichkeiten	(5.803)	(5.946)	(2.091)	(1.498)	(86)	(79)
SUMME EIGENKAPITAL	4.116	3.969	1.688	1.941	1.227	1.196
SUMME NICHT BEHERRSCHENDE ANTEILE	1.614	1.554	680	781	607	592
Kapitalflussrechnung
Cashflow aus betrieblicher Tätigkeit	1.117	1.149	(320)	186	(365)	102
Cashflow aus (verwendet für) Investitionstätigkeit	(450)	(464)	(384)	(234)	(121)	(131)
Cashflow aus (verwendet für) Finanzierungstätigkeit	(663)	(650)	635	29	317	39
SUMME CASHFLOW FÜR DIE PERIODEN	4	35	(68)	(19)	(169)	9

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

	ENGIE Brasil Energia Group		ENGIE Energía Perú
In Millionen Euro	31. Dez. 2022	31. Dez. 2021	31. Dez. 2022	31. Dez. 2021
---	---	---	---	---
Gewinn- und Verlustrechnung
Erträge	2.164	2.118	525	445
Jahresüberschuss (-fehlbetrag)	370	144	56	57
Konzernanteil am Jahresüberschuss/(-fehlbetrag)	254	99	34	35
Sonstiges Gesamtergebnis - Eigentümer des Mutterunternehmens	72	10	51	37
SUMME GESAMTERGEBNIS - EIGENTÜMER DES MUTTERUNTERNEHMENS	326	109	85	72
Bilanz
Kurzfristige Vermögenswerte	1.322	1.390	384	360
Langfristige Vermögenswerte	4.731	4.236	1.923	1.687
Kurzfristige Verbindlichkeiten	(1.019)	(900)	(257)	(302)
Langfristige Verbindlichkeiten	(4.213)	(3.912)	(915)	(716)
SUMME EIGENKAPITAL	822	813	1.135	1.029
SUMME NICHT BEHERRSCHENDE ANTEILE	296	294	433	393
Kapitalflussrechnung
Cashflow aus betrieblicher Tätigkeit	1.027	941	62	185
Cashflow aus (verwendet für) Investitionstätigkeit	(685)	(629)	(186)	(92)
Cashflow aus (verwendet für) Finanzierungstätigkeit	(1.010)	(126)	17	(14)
SUMME CASHFLOW FÜR DIE PERIODE«	(668)	185	(107)	80

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

ANHANG 3 Investitionen in Unternehmen, 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 Joint Venture eine gemeinsame Vereinbarung, bei der die Parteien, die die gemeinschaftliche Führung der Vereinbarung ausüben, Rechte am Nettovermögen der Vereinbarung besitzen.

Die jeweiligen Beiträge von assoziierten Unternehmen und Joint Ventures zu Bilanz, Gewinn- und Verlustrechnung und Gesamtergebnisrechnung per 31. Dezember 2022 bzw. 31. Dezember 2021 sehen wie folgt aus:

In Millionen Euro	31. Dez. 2022	31. Dez. 2021
Bilanz
Investitionen in assoziierte Unternehmen	4.187	4.007
Investitionen in Joint Ventures	5.092	4.492
INVESTITIONEN IN UNTERNEHMEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN	9.279	8.498
Gewinn- und Verlustrechnung
Anteil am Jahresergebnis von assoziierten Unternehmen	400	306
Anteil am Jahresergebnis von Joint Ventures	659	495
ANTEIL AM JAHRESERGEBNIS VON UNTERNEHMEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN	1.059	800
Gesamtergebnisrechnung
Anteil assoziierter Unternehmen am "Sonstigen Gesamtergebnis"	510	208
Anteil von Joint Ventures am "Sonstigen Gesamtergebnis"	366	62
ANTEIL VON UNTERNEHMEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN, AM "SONSTIGEN GESAMTERGEBNIS"	876	270

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;
―	das Wesen substanzieller oder Schutzrechte, die Anteilseignern hinsichtlich der relevanten Tätigkeiten des Unternehmens garantiert werden. 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 von Rechten auf die relevanten übrigen Aktivitäten des Unternehmens (jene, die die variablen Renditen des Unternehmens maßgeblich beeinflussen);
―	Lösungsmechanismen bei Stimmengleichheit;
―	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 und in Afrika

Die maßgeblichen Ermessensentscheidungen zur Festlegung der Konsolidierungsmethode für diese Projektmanagementgesellschaften betrafen die Risiken und den Nutzen von Verträgen zwischen ENGIE und der betreffenden 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 maßgeblicher Verträge (Verkäufe, Einkäufe, Betriebs- und Wartungsdienstleistungen) verlangen gegebenenfalls die Einstimmigkeit zweier oder mehrerer Parteien, die gemeinschaftlich herrschen.

Joint Ventures, an denen die Gruppe mit über 50 % beteiligt ist

Tihama (60 %)

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

Transportadora Associada de Gás SA ("TAG" - Lateinamerika): Holding-Anteil von 65,0 % (direkt und indirekt), der einen Nettoanteil von 54,8 % an TAG darstellt

Die Gruppe beherrscht TAG gemeinschaftlich, denn Entscheidungen über relevante Geschäftstätigkeit, einschließlich beispielsweise Budget- und mittelfristige Planung, Investitionen, Betrieb und Instandhaltung usw., werden mit Stimmenmehrheit getroffen. Das erfordert die Zustimmung von ENGIE und Caisse de dépôt et placement du Québec (CDPQ). Die Gruppe hat potenziell Stimmrecht, das sie aber noch nicht ausüben kann. Folglich wird diese Investition nach der Equity-Methode bilanziert.

Gemeinschaftliche Führung -der Unterschied zwischen Joint Ventures und gemeinschaftlicher Tätigkeit

Eine gemeinsame Vereinbarung zu klassifizieren erfordert, dass die Gruppe ihren Ermessensspielraum nutzt um festzustellen, ob es sich um ein Joint Venture 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 2022 keine wesentliche gemeinschaftliche Tätigkeit.

3.1 Investitionen in assoziierte Unternehmen

3.1.1 Beitrag wesentlicher assoziierter Unternehmen und von assoziierten Unternehmen, die separat betrachtet für den Konzernabschluss 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, zu Konzernbilanz, Gewinn- und Verlustrechnung und Gesamtergebnisrechnung sowie zur Zeile "Erhaltene Dividenden von Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden" 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 "Anteil am Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) von assoziierten Unternehmen" und "Investitionen in assoziierte Unternehmen", der Anteil der Gruppe an den gesamten Vermögenswerten von assoziierten Unternehmen und assoziierte Unternehmen als Träger großer Projekte in der Untersuchungs- oder Bauphase, für die die entsprechenden Investitionszusagen wesentlich sind.

In Millionen Euro			Anteil der Konsolidierung an Investitionen in assoziierte Unternehmen		Buchwert von Investitionen in assoziierte Unternehmen
Name des Unternehmens	Geschäftstätigkeit	Leistung	31. Dez. 2022	31. Dez. 2021	31. Dez. 2022	31. Dez. 2021
---	---	---	---	---	---	---
Projektmanagementgesellschaften im Nahen Osten (Naher Osten, Asien und Afrika, Saudi-Arabien, Bahrain, Katar, Vereinigte Arabische Emirate, Oman, Kuwait)(1)	Gaskraftwerke und Meerwasserentsalzungsanlagen		-		1.378	940
Gaztransport & Technigaz (GTT)	Ingenieurgesellschaft für Tanksysteme für Transport und Speicherung von LNG		5,76(2)	30,43	139	757
Movhera Wasserkraftwerk		1.688 MW	40,00	40,00	521	493
Energia Sustentável do Brasil (Brasilien)	Wasserkraftwerk	3.750 MW	40,00	40,00	567	501
GASAG (Deutschland)	Gas- und Fernwärmenetze		31,57	31,57	279	333
Eolia Renovables	Windkraftanlage		40,00		359
Sonstige Investitionen in assoziierte Unternehmen, die einzeln nicht wesentlich sind					943	982
INVESTITIONEN IN ASSOZIIERTE UNTERNEHMEN					4.187	4.007

In Millionen Euro	Anteil am Jahresergebnis von assoziierten Unternehmen		Sonstiges Gesamtergebnis assoziierter Unternehmen		Von assoziierten Unternehmen erhaltene Dividenden
Name des Unternehmens	31. Dez. 2022	31. Dez. 2021	31. Dez. 2022	31. Dez. 2021	31. Dez. 2022	31. Dez. 2021
---	---	---	---	---	---	---
Projektmanagementgesellschaften im Nahen Osten (Naher Osten, Asien und Afrika, Saudi-Arabien, Bahrain, Katar, Vereinigte Arabische Emirate, Oman, Kuwait)(1)	181	139	411	102	145	107
Gaztransport & Technigaz (GTT)	8	1	-	-	20	35
Movhera Wasserkraftwerk	(13)	1	41	(23)	-	-
Energia Sustentável do Brasil (Brasilien)	(3)	21	-	-	-	-
GASAG (Deutschland)	26	29	(62)	75	17	11
Eolia Renovables	33	-	2	-	-	-
Sonstige Investitionen in assoziierte Unternehmen, die einzeln nicht wesentlich sind	168	114	118	54	89	81
INVESTITIONEN IN ASSOZIIERTE UNTERNEHMEN	400	306	510	208	271	234

(1) Investitionen in assoziierte Unternehmen, die auf der Arabischen Halbinsel Gaskraftwerke und Meerwasserentsalzungsanlagen betreiben, wurden unter "Projektmanagementgesellschaften im Nahen Osten" zusammengefasst. Dazu gehören hauptsächlich etwa 40 assoziierte Unternehmen, die Wärmekraftwerke mit einer installieren Gesamtkapazität von 26.974 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, planen, bauen und betreiben Kraftwerke und Meerwasserentsalzungsanlagen. Die gesamte Produktion dieser Anlagen wird mittels Strom- und Wasserbezugsvereinbarungen allgemein über Zeiträume von 20 bis 30 Jahren an staatliche Unternehmen verkauft.Ausgehend von den jeweiligen vertraglichen Festlegungen werden diese Anlagen gemäß IFRIC 12, IFRS 16 oder IAS 16 als Sachanlagen oder als finanzielle Forderungen angesetzt. Die Anteilsstruktur dieser Gesellschaften schließt automatisch ein staatliches Unternehmen mit Sitz im selben Land wie die Projektmanagementgesellschaft ein. Die Beteiligung der Gruppe und ihr Anteil an den Stimmrechten an jeder dieser Gesellschaften liegen zwischen 20 % und 50 %.

(2) Vgl. Anhang 4.1.4 "Veräußerung eines Teils der Beteiligung von ENGIE an dem französischen Unternehmen Gaztransport & Technigaz SA ("GTT")"

Der Anteil am Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) assoziierter Unternehmen beinhaltet 2022 Nettosonderaufwendungen von 18 Mio. € (gegenüber einem Nettosondererlös von 6 Mio. € 2021), bei denen es vor allem um geänderten beizulegenden Zeitwert von derivativen Instrumenten, Wertminderungsaufwand und Veräußerungsgewinne und -verluste nach Steuern geht (vgl. Anhang 5.3 "Konzernanteil am periodischen Jahresüberschuss (NriGs)").

3.1.2 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 gruppeninterner Geschäfte und nach (i) Anpassungen gemäß Bilanzierungsstrategie der Gruppe und (ii) Bestimmung 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	Erträge	Jahresüberschuss (-fehlbetrag)	Sonstiges Gesamtergebnis	Summe Gesamtergebnis
PER 31. DEZEMBER 2022
Projektmanagementgesellschaften im Nahen Osten	5.067	764	1.695	2.459
Gaztransport & Technigaz (GTT)	307	139	2	141
Energia Sustentavel do Brasil	581	(7)		(7)
Movhera	384	(33)	103	70
GASAG	1.606	82	(196)	(114)
Eolia Renovables	216	82	4	86
PER 31. DEZEMBER 2021
Projektmanagementgesellschaften im Nahen Osten	4.442	576	425	1.001
Gaztransport & Technigaz (GTT)	169	3		2
Energia Sustentavel do Brasil	496	54		54
Movhera	276	2	(58)	(57)
GASAG	1.368	93	237	331

In Millionen Euro	Kurzfristige Vermögenswerte	Langfristige Vermögenswerte
PER 31. DEZEMBER 2022
Projektmanagementgesellschaften im Nahen Osten	2.824	19.711
Gaztransport & Technigaz (GTT)	412	2.225
Energia Sustentavel do Brasil	239	3.275
Movhera	147	2.124
GASAG	1.491	2.140
Eolia Renovables	297	2.097
PER 31. DEZEMBER 2021
Projektmanagementgesellschaften im Nahen Osten	3.067	19.513
Gaztransport & Technigaz (GTT)	330	2.299
Energia Sustentavel do Brasil	110	2.941
Movhera	198	2.189
GASAG	1.199	2.078

In Millionen Euro	Kurzfristige Verbindlichkeiten	Langfristige Verbindlichkeiten	Gesamteigenkapital
PER 31. DEZEMBER 2022
Projektmanagementgesellschaften im Nahen Osten	3.343	13.781	5.411
Gaztransport & Technigaz (GTT)	224	2	2.411
Energia Sustentavel do Brasil	2.098		1.416
Movhera	699	269	1.303
GASAG	2.462	284	885
Eolia Renovables	340	1.155	900
PER 31. DEZEMBER 2021
Projektmanagementgesellschaften im Nahen Osten	4.310	14.693	3.578
Gaztransport & Technigaz (GTT)	144	(2)	2.488
Energia Sustentavel do Brasil	1.800	(3)	1.253
Movhera	226	929	1.232
GASAG	1.927	297	1.054

In Millionen Euro	% Konsolidierung der Gruppe	ENGIE zuzuordnendes Gesamteigenkapital
PER 31. DEZEMBER 2022
Projektmanagementgesellschaften im Nahen Osten		1.378
Gaztransport & Technigaz (GTT)	5,76	139
Energia Sustentavel do Brasil	40,00	567
Movhera	40,00	521
GASAG	31,57	279
Eolia Renovables	40,00	359
PER 31. DEZEMBER 2021
Projektmanagementgesellschaften im Nahen Osten		940
Gaztransport & Technigaz (GTT)	30,43	757
Energia Sustentavel do Brasil	40,00	501
Movhera	40,00	493
GASAG	31,57	333

3.1.3 Geschäftsvorfälle zwischen der Gruppe und ihren assoziierten Unternehmen

Die folgenden Angaben veranschaulichen die Auswirkung von Transaktionen mit assoziierten Unternehmen auf den Konzernabschluss 2022.

In Millionen Euro	Käufe von Gütern und Dienstleistungen	Verkäufe von Gütern und Dienstleistungen	Nettofinanzertrag (ohne Dividenden)
Projektmanagementgesellschaften im Nahen Osten		177	16
Contassur(1)
Energia Sustentavel do Brasil	136
Movhera		25	6
Sonstige	11	34	18
PER 31. DEZEMBER 2022	146	235	41

In Millionen Euro	Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen	Kredite und Forderungen, zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet	Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten
Projektmanagementgesellschaften im Nahen Osten	59	175
Contassur(1)	208	2
Energia Sustentavel do Brasil			13
Movhera	7	120	5
Sonstige	34	218
PER 31. DEZEMBER 2022	307	516	18

In Millionen Euro	Fremdkapital und Schulden
Projektmanagementgesellschaften im Nahen Osten
Contassur(1>
Energia Sustentavel do Brasil
Movhera	22
Sonstige	18
PER 31. DEZEMBER 2022	40

(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 2022 auf 208 Mio. € (per 31. Dezember 2021 waren es 229 Mio. €).

3.2 Investitionen in Joint Ventures

3.2.1 Beitrag von Joint Ventures zur Gruppe

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

Um wesentliche Joint Ventures zu bestimmen, nutzte die Gruppe qualitative und quantitative Kriterien. Zu diesen Kriterien gehören der Beitrag zu den Posten "Anteil am Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) von Joint Ventures" und "Investitionen in Joint Ventures", der Anteil der Gruppe an den gesamten Vermögenswerten von Joint Ventures und Joint Ventures als Träger großer Projekte in der Untersuchungs- oder Bauphase, für die die entsprechenden Investitionszusagen wesentlich sind.

			Konsolidierungsanteil bei Investitionen in Joint Ventures		Buchwert von Investitionen in Joint Ventures
In Millionen Euro Name des Unternehmens	Geschäftstätigkeit	Leistung	31. Dez. 2022	31. Dez. 2021	31. Dez. 2022	31. Dez. 2021
---	---	---	---	---	---	---
Transportadora Associada de Gás SA (TAG) (Brasilien)(1)	Gasübertragungsnetz		65,00	65,00	1.129	792
National Central Cooling Company "Tabreed" (Naher Osten, Asien und Afrika, Abu Dhabi)	Fernkältenetze		40,00	40,00	874	787
EcoÉlectrica (Puerto Rico)	Gas- und Dampf-Kombikraftwerk und LNG-Terminal	534 MW	50,00	50,00	314	310
Movhera	Stromerzeugung	2.392 MW	50,00	50,00	240	253
WSW Energie und Wasser AG (Deutschland)	Stromerzeugung und -Verteilung		33,10	33,10	249	240
Partnerschaft mit der Iowa University (Vereinigte Staaten)	Energiedienstleistungen		39,10	39,10	229	208
Ocean Winds	Stromerzeugung		50,00	50,00	431	169
Partnerschaft mit der Georgetown University (Vereinigte Staaten)	Energiedienstleistungen		50,00	50,00	203	184
Tihama Power Generation Co (Saudi-Arabien)	Stromerzeugung	1.544 MW	60,00	60,00	94	91
Ohio State Energy Partners (Vereinigte Staaten)	Energiedienstleistungen		50,00	50,00	82	78
Megal GmbH (Deutschland)	Gasübertragungsnetz		49,00	49,00	61	67
Transmisora Eléctrica del Norte (Chile)(2)	Stromübertragungsleitung		50,00	50,00	116	96
Sonstige Investitionen in zeln nicht wesentlich sind	Joint Ventures, die ein-1				1.071	1.216
INVESTITIONEN IN JOINT VENTURES					5.092	4.492

	Anteil am Jahresergebnis von Joint Ventures		Sonstiges Gesamtergebnis		Von Joint Ventures erhaltene Dividenden
In Millionen Euro Name des Unternehmens	31. Dez. 2022	31. Dez. 2021	31. Dez. 2022	31. Dez. 2021	31. Dez. 2022	31. Dez. 2021
---	---	---	---	---	---	---
Transportadora Associada de Gás SA (TAG) (Brasilien)(1)	267	189	153	7	184	222
National Central Cooling Company "Tabreed" (Naher Osten, Asien und Afrika, Abu Dhabi)	53	45			18	14
EcoÉlectrica (Puerto Rico)	42	46			60	63
Movhera	33	3	15	8	61	35
WSW Energie und Wasser AG (Deutschland)	19	41	1		11	7
Partnerschaft mit der Iowa University (Vereinigte Staaten)	6	3	2	1	1	2
Ocean Winds	80	13	124	5
Partnerschaft mit der Georgetown University (Vereinigte Staaten)	6	2	3
Tihama Power Generation Co (Saudi-Arabien)	21	13	5	4	29	27
Ohio State Energy Partners (Vereinigte Staaten)	4	3	8	6	16	9
Megal GmbH (Deutschland)	2	5			9	9
Transmisora Eléctrica del Norte (Chile)(2)	5	(1)	19	25
Sonstige Investitionen in zeln nicht wesentlich sind	120	132	37	7	53	40
INVESTITIONEN IN JOINT VENTURES	659	495	366	62	442	428

(1) Die Gruppe ist mit 54,83 % an Associada de Gás SA (TAG) beteiligt.

(2) Die Gruppe ist mit 30 % an Transmisora Eléctrica del Norte beteiligt.

Der Anteil am Jahresergebnis von Joint Ventures beinhaltet 2022 einen einmaligen Gewinn von 1 Mio. € (gegenüber einem Sondergewinn von 44 Mio. € 2021), vor allem durch den geänderten beizulegenden Zeitwert von Derivaten, Wertminderungsaufwendungen und Veräußerungsgewinnen und -verlusten nach Steuern (vgl. Anhang 5.3 "Konzernanteil am periodischen Jahresüberschuss(NriGs)").

3.2.2 Finanzinformationen über wesentliche Joint Ventures

Die ausgewiesenen Beträge wurden nach IFRS ermittelt vor Eliminierung gruppeninterner Posten und nach (i) Anpassungen gemäß Bilanzierungsstrategie der Gruppe und (ii) Bestimmungen des beizulegenden Zeitwerts der Vermögenswerte und Verbindlichkeiten des Joint Venture 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.

3.2.2.1 Information über die Gewinn- und Verlustrechnung und die Gesamtergebnisrechnung

In Millionen Euro	Erträge	Abschreibung von immateriellen Vermögenswerten und Sachanlagen	Nettofinanzerträge/(-aufwendungen)	Ertragsteuerertrag/(-aufwand)
PER 31. DEZEMBER 2022
Transportadora Associada de Gás SA (TAG)	1.549	(292)	(386)	(215)
National Central Cooling Company "Tabreed"	167		(35)
Eco-Electrica	166	(32)	1	(4)
Portfolio an Stromerzeugungsanlagen in Portugal	512	(50)	(14)	(27)
WSW Energie und Wasser AG	1.213	(14)		(28)
Partnerschaft mit der Iowa University	87		(21)
Ocean Winds	40	(9)	(23)	(1)
Partnerschaft mit der Georgetown University	60	(1)	(22)
Tihama Power Generation Co	119	(6)	(9)	(6)
Ohio State Energy Partners	180	(1)	(65)	(2)
Megal GmbH	122	(67)	(4)	1
Transmisora Eléctrica del Norte	70		(27)	(7)
PER 31. DEZEMBER 2021
Transportadora Associada de Gás SA (TAG)	1.109	(248)	(254)	(150)
National Central Cooling Company "Tabreed"	170	(40)	(35)
Eco-Electrica	174	(38)		(5)
Portfolio an Stromerzeugungsanlagen in Portugal	369	(54)	(27)	(19)
WSW Energie und Wasser AG	781	(14)	(1)	(62)
Partnerschaft mit der Iowa University	65		(19)
Ocean Winds		(12)	(13)	(1)
Partnerschaft mit der Georgetown University	19		(9)
Tihama Power Generation Co	107	(5)	(11)	(6)
Ohio State Energy Partners	193	(1)	(48)
Megal GmbH	122	(64)	(3)	1
Transmisora Eléctrica del Norte	41		(22)

In Millionen Euro	Jahresüberschuss (-fehlbetrag)	Sonstiges Gesamtergebnis
PER 31. DEZEMBER 2022
Transportadora Associada de Gás SA (TAG)	411	235
National Central Cooling Company "Tabreed"	133
Eco-Electrica	85
Portfolio an Stromerzeugungsanlagen in Portugal	74	48
WSW Energie und Wasser AG	50	3
Partnerschaft mit der Iowa University	16	6
Ocean Winds	160	247
Partnerschaft mit der Georgetown University	12	5
Tihama Power Generation Co	35	9
Ohio State Energy Partners	7	15
Megal GmbH	5
Transmisora Eléctrica del Norte	13	19
PER 31. DEZEMBER 2021
Transportadora Associada de Gás SA (TAG)	290	11
National Central Cooling Company "Tabreed"	113
Eco-Electrica	104
Portfolio an Stromerzeugungsanlagen in Portugal	3	26
WSW Energie und Wasser AG	126
Partnerschaft mit der Iowa University	9	3
Ocean Winds	25	10
Partnerschaft mit der Georgetown University	5
Tihama Power Generation Co	22	6
Ohio State Energy Partners	6	12
Megal GmbH	10
Transmisora Eléctrica del Norte	(1)	49

In Millionen Euro	Summe Gesamtergebnis
PER 31. DEZEMBER 2022
Transportadora Associada de Gás SA (TAG)	647
National Central Cooling Company "Tabreed"	133
Eco-Electrica	85
Portfolio an Stromerzeugungsanlagen in Portugal	122
WSW Energie und Wasser AG	53
Partnerschaft mit der Iowa University	22
Ocean Winds	407
Partnerschaft mit der Georgetown University	17
Tihama Power Generation Co	45
Ohio State Energy Partners	22
Megal GmbH	5
Transmisora Eléctrica del Norte	32
PER 31. DEZEMBER 2021
Transportadora Associada de Gás SA (TAG)	301
National Central Cooling Company "Tabreed"	113
Eco-Electrica	104
Portfolio an Stromerzeugungsanlagen in Portugal	29
WSW Energie und Wasser AG	126
Partnerschaft mit der Iowa University	12
Ocean Winds	35
Partnerschaft mit der Georgetown University	5
Tihama Power Generation Co	28
Ohio State Energy Partners	18
Megal GmbH	10
Transmisora Eléctrica del Norte	48

3.2.2.2 Information über die Bilanz

In Millionen Euro	Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	Sonstige kurzfristige Vermögenswerte	Langfristige Vermögenswerte	Kurzfristiges Fremdkapital
PER 31. DEZEMBER 2022
Transportadora Associada de Gás SA (TAG)	124	367	6.216	668
National Central Cooling Company "Tabreed"	402	150	2.631
Eco-Electrica	6	79	580	3
Portfolio an Stromerzeugungsanlagen in Portugal	247	514	733	99
WSW Energie und Wasser AG	82	518	950	263
Partnerschaft mit der Iowa University	2	17	1.162	7
Ocean Winds	337		2.425	1.149
Partnerschaft mit der Georgetown University	5	3	954
Tihama Power Generation Co	49	145	221	78
Ohio State Energy Partners	14	65	1.441
Megal GmbH	18	14	696
Transmisora Eléctrica del Norte	41	34	770	35
PER 31. DEZEMBER 2021
Transportadora Associada de Gás SA (TAG)	70	251	5.721	540
National Central Cooling Company "Tabreed"	294	141	2.469
Eco-Electrica	14	77	572	3
Portfolio an Stromerzeugungsanlagen in Portugal	294	495	793	159
WSW Energie und Wasser AG	17	268	852	156
Partnerschaft mit der Iowa University		7	1.070	9
Ocean Winds	79		1.079	83
Partnerschaft mit der Georgetown University	9		868
Tihama Power Generation Co	53	135	286	73
Ohio State Energy Partners	31	70	1.274
Megal GmbH	9	13	729
Transmisora Eléctrica del Norte	45	9	730	30

In Millionen Euro	Sonstige kurzfristige Verbindlichkeiten	Langfristiges Fremdkapital
PER 31. DEZEMBER 2022
Transportadora Associada de Gás SA (TAG)	71	2.771
National Central Cooling Company "Tabreed"	194	805
Eco-Electrica	15
Portfolio an Stromerzeugungsanlagen in Portugal	278	500
WSW Energie und Wasser AG	260	147
Partnerschaft mit der Iowa University	7	581
Ocean Winds	189	137
Partnerschaft mit der Georgetown University		555
Tihama Power Generation Co	51	119
Ohio State Energy Partners	10	1.331
Megal GmbH	44	511
Transmisora Eléctrica del Norte	3	574
PER 31. DEZEMBER 2021
Transportadora Associada de Gás SA (TAG)	75	3.174
National Central Cooling Company "Tabreed"	182	755
Eco-Electrica	22
Portfolio an Stromerzeugungsanlagen in Portugal	208	558
WSW Energie und Wasser AG	36	93
Partnerschaft mit der Iowa University	4	527
Ocean Winds	175	362
Partnerschaft mit der Georgetown University		509
Tihama Power Generation Co	49	191
Ohio State Energy Partners	63	1.126
Megal GmbH	50	511
Transmisora Eléctrica del Norte	3	559

In Millionen Euro	Sonstige langfristige Verbindlichkeiten	Gesamteigenkapital	% Konsolidierung durch die Gruppe	ENGIE zuzuordnendes Gesamteigenkapital
PER 31. DEZEMBER 2022
Transportadora Associada de Gás SA (TAG)	1.460	1.737	65,00	1.129
National Central Cooling Company "Tabreed"		2.184	40,00	874
Eco-Electrica	18	629	50,00	314
Portfolio an Stromerzeugungsanlagen in Portugal	60	557	50,00	240
WSW Energie und Wasser AG	150	731	33,10	249
Partnerschaft mit der Iowa University		586	39,10	229
Ocean Winds	424	863	50,00	431
Partnerschaft mit der Georgetown University	3	404	50,00	203
Tihama Power Generation Co	11	156	60,00	94
Ohio State Energy Partners	17	162	50,00	82
Megal GmbH	49	125	49,00	61
Transmisora Eléctrica del Norte		233	50,00	116
PER 31. DEZEMBER 2021
Transportadora Associada de Gás SA (TAG)	1.036	1.218	65,00	792
National Central Cooling Company "Tabreed"		1.967	40,00	787
Eco-Electrica	18	620	50,00	310
Portfolio an Stromerzeugungsanlagen in Portugal	72	583	50,00	253
WSW Energie und Wasser AG	142	711	33,10	240
Partnerschaft mit der Iowa University	3	534	39,10	209
Ocean Winds	200	338	50,00	169
Partnerschaft mit der Georgetown University	1	367	50,00	184
Tihama Power Generation Co	10	151	60,00	91
Ohio State Energy Partners	30	156	50,00	78
Megal GmbH	52	138	49,00	67
Transmisora Eléctrica del Norte		193	50,00	96

3.2.3 Geschäftsvorfälle zwischen der Gruppe und ihren Gemeinschaftsunternehmen

Die folgenden Angaben veranschaulichen die Auswirkung von Geschäftsvorfällen mit Joint Ventures auf den Konzernabschluss 2022.

In Millionen Euro	Käufe von Gütern und Dienstleistungen	Verkäufe von Gütern und Dienstleistungen	Nettofinanzertrag (ohne Dividenden)	Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen
Eco-Electrica	-	-	-	-
WSW Energie und Wasser AG	2	47	-	6
Megal GmbH	65	-	-	-
Futures Energies Investissements Holding	14	21	4	8
Ocean Winds	-	-	41	2
Sonstige	115	123	7	49
PER 31. DEZEMBER 2022	196	191	53	64

In Millionen Euro	Kredite und Forderungen, zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet	Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten
Eco-Electrica	-	-
WSW Energie und Wasser AG	-	4
Megal GmbH	-	6
Futures Energies Investissements Holding	210	2
Ocean Winds	569	-
Sonstige	164	10
PER 31. DEZEMBER 2022	942	22

In Millionen Euro	Fremdkapital und Schulden
Eco-Electrica	62
WSW Energie und Wasser AG	-
Megal GmbH	-
Futures Energies Investissements Holding	-
Ocean Winds	-
Sonstige	44
PER 31. DEZEMBER 2022	105

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

3.3.1 Nicht angesetzter Anteil an Verlusten von assoziierten Unternehmen und von Joint Ventures

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 -2022 6 Mio. € (2021: 49 Mio. €).

Diese nicht angesetzten Verluste entsprechen dem negativen beizulegenden Zeitwert derivativer Instrumente, die als Zins- und Commodity-Sicherungen designiert sind ("Sonstiges Gesamtergebnis") und die assoziierte Unternehmen im Nahen Osten, Afrika und Asien zur Finanzierung von Bauvorhaben für die Stromerzeugung vertraglich vereinbart haben.

3.3.2 Zusagen und Bürgschaften der Gruppe für Unternehmen, nach der Equity-Methode bilanziert

Per 31. Dezember 2022 betreffen die wichtigsten Zusagen und Bürgschaften der Gruppe Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden:


―	Energia Sustentavel do Brasil ("Jirau") mit einem aggregierten Betrag von 4.204 Mio. BRL (755 Mio. €).

Die Kredite, die die Banco Nacional de Desenvolvimento Econömico e Social, die brasilianische Entwicklungsbank, Energia Sustentavel do Brasil gewährte, betrugen per 31. Dezember 2022 10.511 Mio. BRL (1.889 Mio. €). Für diese Schuld bürgt jeder Partner im Umfang seines Besitzanteils an dem Konsortium;


―	TAG für Bankbürgschaften über 140 Mio. €;
―	die Projektmanagementgesellschaften im Nahen Osten und Afrika mit einem aggregierten Betrag von 694 Mio. €.

Die Zusagen und Bürgschaften der Gruppe an diese Projektmanagementgesellschaften beziehen sich hauptsächlich auf:


―	Akkreditive als Bürgschaft für Reservekonten für den Schuldendienst über einen aggregierten Betrag von 179 Mio. €. Die in einigen Gesellschaften aufgestellte Projektfinanzierung kann erfordern, dass diese Gesellschaften eine bestimmte Menge an Zahlungsmitteln vorhalten (zumeist so viel, um die Schulden über sechs Monate zu bedienen). Das gilt insbesondere bei einer Non-Recourse-Finanzierung. Diese Zahlungsmittelmenge kann jedoch durch Akkreditive ersetzt werden,
―	eine Sicherheit für Kreditgeber in Form von verpfändeten Anteilen an Projektmanagementgesellschaften in Höhe eines aggregierten Betrags von 280 Mio. €,
―	Erfüllungs- und sonstige Bürgschaften über 235 Mio. €.

ANHANG 4 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 bestimmt und bilanziert.

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.

Erfüllt ein als "zum Verkauf gehalten" klassifizierter Vermögenswert die genannten Bedingungen nicht mehr, wird er im Einklang mit dem Standard reklassifiziert.

Zudem werden Vermögenswerte oder Veräußerungsgruppen im Konzernabschluss als aufgegebene Geschäftsbereiche dargestellt, sobald sie als "veräußerungsfähig" klassifiziert sind und gemäß IFRS 5 einen wesentlichen getrennten Geschäftsbereich darstellen.

4.1 Veräußerungen im Jahr 2022

4.1.1 Auswirkung der wichtigsten Veräußerungen und Verkaufsvereinbarungen während der Periode

Als Teil der Vorstellung ihrer neuen Strategie am 18. Mai 2021 bestätigte die Gruppe eine maßgebliche Aufstockung ihres Rotationsprogramms für das Assetportfolio um 11 Mrd. €, von dem das meiste Ende 2022 durchgeführt war.

Die Tabelle zeigt die Auswirkung der wichtigsten Veräußerungen und Verkaufsvereinbarungen 2022 auf die Nettofinanzschuld der Gruppe ohne Teilverkäufe aus DBSO(1 )-Projekten:

In Millionen Euro	Veräußerungspreis	Reduzierung der Nettoschuld
Veräußerung von EQUANS (1)	6.146	6.975
Earn out im Zusammenhang mit der Veräußerung eines Anteils der Beteiligung von ENGIE an SUEZ - Frankreich	347	347
Veräußerung der restlichen Beteiligung von ENGIE an SUEZ - Frankreich	227	227
Veräußerung eines Anteils der Beteiligung von ENGIE an GTT - Frankreich	835	835
Veräußerungen von Beteiligungen von ENGIE an Geothermieanlagen - Indonesien	263	342
Sonstige Veräußerungen, die einzeln nicht wesentlich sind	177	(29)
Auswirkungen der Klassifizierung als "zum Verkauf gehaltene Vermögenswerte"	-	297
SUMME	7.995	8.994

(1) Beinhaltet nicht die Verringerung der externen Nettofinanzschuld, die nach IFRS 5 am 31. Dezember 2021 als zum Verkauf gehalten angesetzt wurde.

Die Senkung der Nettofinanzschuld um 8.994 Mio. € per 31. Dezember 2022 kommt zu der Verringerung um 2.025 Mio. € hinzu, die zuvor per 31. Dezember 2021 als Teil des Anlagenveräußerungsprogramms angesetzt wurde, so dass die Summe nun 11.018 Mio. € erreicht. Veräußerungen, die per 31. Dezember 2022 vor dem Abschluss stehen, sind in Anhang 4.2 "Zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte" beschrieben.

4.1.2 Veräußerung von EQUANS

Am 4. Oktober 2022 schloss die Gruppe den Verkauf ihrer EQUANS-Beteiligung an Bouygues ab.

Die kombinierten Auswirkungen der Transaktion und der Barmittel, die auf diese Weise seit dem 1. Januar 2022 generiert wurden, haben die Nettoschuld der Gruppe um 6.975 Mio. € gesenkt (um 7.134 Mio. €, wenn man die Verringerung der externen Nettofinanzschuld einbezieht, die nach IFRS 5 - Zur Veräußerung gehaltene langfristige Vermögenswerte und aufgegebene Geschäftsbereiche per 31. Dezember 2021 angesetzt wurde).

Der Veräußerungsgewinn, der für den "Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) aus aufgegebenen Geschäftsbereichen" ausgewiesen ist (vgl. Anhang 4.2.1), betrug 2022 2.086 Mio. €.

1 Develop, Build, Share and Operate, ein Modell, das im Zusammenhang mit erneuerbaren Energieträgern genutzt wird und auf der ständigen Rotation des betriebsnotwendigen Kapitals beruht.

4.1.3 Earn-Out aus der Veräußerung eines Teils der Beteiligung von ENGIE an dem französischen Unternehmen SUEZ SA 2021 und Veräußerung des Restanteils 2022

Am 6. Oktober 2020 verkaufte die Gruppe 29,9 % ihres Anteils an SUEZ an die VEOLIA Gruppe. Bei diesem Verkauf gab es eine Earn-Out-Klausel, für den Fall, dass die VEOLIA Gruppe weitere Kapitaltransaktionen bei SUEZ zu einem höheren Preis als dem für den von ENGIE verkauften Block von 29,9 % vornimmt.

2021 machte die VEOLIA Gruppe ein Übernahmeangebot für SUEZ zum Preis von 20,50 € je Aktie (einschließlich Dividende), das am 7. Januar 2022 erfolgreich vollzogen wurde. Ende 2021 war die ENGIE Gruppe der Auffassung, dass alle Bedingungen erfüllt waren, um die 347 Mio. € als Gewinn oder Verlust anzusetzen, die mit der mit der VEOLIA Gruppe ausgehandelten Earn-Out-Klausel im Zusammenhang stehen.

ENGIE vereinnahmte diesen Earn-Out am 19. Januar 2022, sobald das Übernahmeangebot vollzogen war.

Am 18. Januar 2022 brachte die Gruppe ihre verbliebene Beteiligung von 1,8 % an SUEZ als Teil des von der VEOLIA Gruppe gestarteten öffentlichen Angebots ein. Diese Transaktion wirkte sich nicht auf die Ergebnisse der Gruppe für 2022 aus, denn der Anteil wurde am 31. Dezember 2021 zum beizulegenden Zeitwert bewertet. Die Wirkungen dieses Geschäfts verringerten die Nettofinanzverschuldung der Gruppe um 227 Mio. €.

4.1.4 Veräußerung eines Teils der Beteiligung von ENGIE an dem französischen Unternehmen Gaztransport & Technigaz SA ("GTT")

Am 24. März 2022 verkündete ENGIE den Verkauf eines Teils von GTT, der etwa 9 % des Aktienkapitals ausmachte, zu einem Preis von 90 € je Aktie.

Am 16. September 2022 verkaufte ENGIE einen weiteren Teil von GTT, der etwa 6 % des Aktienkapitals ausmachte, zu einem Preis von 115,50 € je Aktie.

Am 31. Dezember 2022 waren 96 % der für GTT-Aktien einlösbaren Anleihe umgewandelt. Der Rest wurde im Januar 2023 entweder umgewandelt oder zum Nennwert eingelöst.

Per 31. Dezember 2022 änderten diese Transaktionen nichts an der Vertretung von ENGIE im Aufsichtsrat von GTT.

Folglich wahrte ENGIE nach diesen Veräußerungen und Umwandlungen den maßgeblichen Einfluss und bilanziert daher die restliche Beteiligung von 5,76 % an GTT nach der Equity-Methode.

Diese Transaktionen als Teil des zielgerichteten Plans, sich aus Geschäften ohne strategische Bedeutung und nicht beherrschenden Beteiligungen zurückzuziehen, verringerte die Nettofinanzschuld der Gruppe um 835 Mio. €. Der Veräußerungsgewinn vor Steuern, einschließlich der Effekte des eingebetteten Derivats in der für GTT-Aktien einlösbaren Anleihe, lag 2022 bei 280 Mio. €.

4.1.5 Veräußerung von Beteiligungen von ENGIE an Geothermieanlagen in Indonesien

Am 16. September 2022 finalisierte ENGIE den Verkauf der gesamten Beteiligung an PT Supreme Energy Muara Laboh an Sumitomo Corporation und INPEX Geothermal Ltd.

Am 14. und 24. Oktober 2022 finalisierte ENGIE den Verkauf der gesamten Beteiligung an PT Supreme Energy Rantau Dedap an Merit Power Holding bv und INPEX Geothermal Ltd.

Diese Geschäfte verringerte die Nettofinanzverschuldung der Gruppe um 342 Mio. €. Der Veräußerungsgewinn vor Steuern belief sich 2022 auf 111 Mio. €.

4.2 Zum Verkauf gehaltene Vermögenswerte

Per 31. Dezember 2022 beliefen 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 428 Mio. € bzw. 371 Mio. €.

In Millionen Euro	31. Dez. 2022	31. Dez. 2021
Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte, netto	336	4.235
Sonstige Vermögenswerte	92	7.645
SUMME VERMÖGENSWERTE, DIE ALS ZUR VERÄUSSERUNG GEHALTEN KLASSIFIZIERT SIND	428	11.881
davon Vermögenswerte aus aufgegebenen Geschäftsbereichen		11.186
Fremdkapital und Schulden	290	368
Sonstige Verbindlichkeiten	80	7.047
SUMME VERBINDLICHKEITEN IM DIREKTEN ZUSAMMENHANG MIT VERMÖGENSWERTEN, DIE ALS ZUR VERÄUSSERUNG GEHALTEN KLASSIFIZIERT SIND	371	7.415
davon Verbindlichkeiten im direkten Zusammenhang mit Vermögenswerten aus aufgegebenen Geschäftsbereichen		6.952

Die Vermögenswerte im Zusammenhang mit den EQUANS-Unternehmen wie auch Endel und dessen wichtigste Tochterunternehmen, die am 31. Dezember 2021 als "zum Verkauf gehaltene Vermögenswerte" ausgewiesen waren, wurden 2022 verkauft. Aufgrund ungünstiger Entwicklungen bei dem geplanten Verkauf bestimmter Anlagen für erneuerbare Energie in Mexiko waren sie am 31. Dezember 2022 nicht mehr als "zum Verkauf gehaltene Vermögenswerte" klassifiziert.

Am 31. Dezember 2022 beziehen sich "zum Verkauf gehaltene Vermögenswerte" lediglich auf ein Wärmekraftwerk in Brasilien. Angesichts des zu erwartenden Verkaufspreises wurde für das Jahr eine nicht wesentliche Wertberichtigung angesetzt. Es ist davon auszugehen, dass diese Transaktion in der ersten Hälfte 2023 abgeschlossen wird.

4.2.1 Finanzinformation über aufgegebene Geschäftsbereiche

Jahresüberschuss (-fehlbetrag) aus aufgegebenen Geschäftsbereichen

In Millionen Euro	31. Dez. 2022	31. Dez. 2021
ERLÖSE	9.937	12.860
Käufe und betriebsnotwendige Derivate	(6.164)	(7.942)
Personalkosten	(3.497)	(4.420)
Abschreibung und Rückstellungen	38	(239)
Steuern	(48)	(59)
Sonstige betriebliche Erträge	150	166
Kurzfristiges Betriebsergebnis mit operativer Marktbewertung	416	366
Anteil am Jahresüberschuss von Unternehmen, die nach der Equity-Methode bewertet werden	4	-
Kurzfristiges Betriebsergebnis, einschließlich operativer Marktbewertung, und Anteil am Jahresüberschuss von Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden	420	367
Wertminderungsaufwendungen	(3)	2
Umstrukturierungskosten	(28)	(100)
Änderungen des Konsolidierungskreises	2.030	(53)
Sonstige Einmaleffekte	-	(30)
ERGEBNIS DER GEWÖHNLICHEN GESCHÄFTSTÄTIGKEIT	2.420	185
Finanzaufwand	(47)	(73)
Finanzertrag	17	24
NETTOFINANZERTRÄGE/(-AUFWENDUNGEN)	(30)	(49)
Ertragsteuerertrag/(-aufwand)	(206)	(55)
JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG) AUS AUFGEGEBENEN GESCHÄFTSBEREICHEN	2.183	80
davon Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) aus aufgegebenen Geschäftsbereichen, Konzernanteil	2.181	79
davon nicht beherrschende Beteiligungen an aufgegebenen Geschäftsbereichen	1	1
In den Finanzinformationen verwendete Finanzkennzahlen
EBITDA	424	622
EBIT(1)	420	368
Konzernanteil am periodischen Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) (1)	287	231

(1) Beinhaltet per 31. Dezember 2022, dass Vermögenswerte ab dem Datum ihrer Klassifizierung als "zum Verkauf gehaltene Vermögenswerte" nicht mehr abgeschrieben werden, was sich mit positiven 229 Mio. € auf das EBIT (im Vergleich zu 51 Mio. € 2021) und mit positiven 170 Mio. € auf den "Konzernanteil am periodischen Jahresüberschuss" auswirkt (im Vergleich zu 37 Mio. € 2021).

Der Ertrag aus aufgegebenen Geschäftsbereichen bezieht sich auf die Aktivitäten von ENGIE in den EQUANS-Unternehmen, einschließlich des Veräußerungsgewinns (vgl. Anhang 4.1.2).

Zahlungsströme aus aufgegebenen Geschäftsbereichen

In Millionen Euro	31. Dez. 2022	31. Dez. 2021
JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG)	2.183	80
Zahlungsmittel aus betrieblicher Tätigkeit vor Ertragsteuern und Working-Capital-Bedarf	356	462
+ Gezahlte Steuern	(17)	(71)
Änderung des Working-Capital-Bedarfs	(241)	96
CASHFLOW AUS BETRIEBLICHER TÄTIGKEIT	98	486
Erwerbe von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten	(135)	(208)
Erwerbe von beherrschenden Beteiligungen an Unternehmen, abzüglich erworbener Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	(2)	(14)
Verlust von beherrschenden Beteiligungen an Unternehmen, abzüglich verkaufter Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	595	-
Veräußerungen von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten	3	6
Vereinnahmte Zinsen auf finanzielle Vermögenswerte	(6)	(12)
Änderung bei Krediten und Forderungen, ausgereicht von der Gruppe und anderen(1)	(3.580)	(2.782)
Sonstige	1	7
CASHFLOW AUS (VERWENDET FÜR) INVESTITIONSTÄTIGKEIT	(3.123)	(3.003)
Tilgung von Finanzschulden	(124)	(155)
Gezahlte Zinsen	(20)	(33)
Vereinnahmte Zinsen auf Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	-	(1)
Erhöhung von Fremdkapitalaufnahmen	26	8
Sonstige	(2)	-
Cashflow aus (verwendet für) Finanzierungstätigkeit, ohne konzerninterne Geschäftsvorfälle	(120)	(181)
Geschäftsvorfälle mit ENGIE (2)	3.138	2.700
CASHFLOW AUS (VERWENDET FÜR) FINANZIERUNGSTÄTIGKEIT	3.018	2.519
Auswirkungen von Änderungen bei Wechselkursen und Sonstigen(3)	(422)	(1)
SUMME CASHFLOW FÜR DIE PERIODE	(429)	1
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente zu Periodenbeginn	429	428
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente zu Periodenende	-	429

(1) Die Zeile "Änderung bei Krediten und Forderungen, ausgereicht von der Gruppe und anderen" beinhaltet den Kauf von Anteilen am von ENGIE gehaltenen "Asset-Light Client Solutions-Geschäft" durch EQUANS für negative 3.555 Mio. € und Veräußerungen von Anteilen, die nicht zum "Asset-Light Client Solutions-Geschäft" gehören, durch EQUANS an ENGIE für positive 7 Mio. €.

(2) Die Zeile "Geschäftsvorfälle mit ENGIE" beinhaltet 2.774 Mio. € Kapitalerhöhungen für EQUANS, die ENGIE gezeichnet hat

(3) Die Zeile "Auswirkungen von Änderungen bei Wechselkursen und Sonstigen" entspricht 429 Mio. € in Zahlungsmitteln und Zahlungsmitteläquivalenten von EQUANS am 31. Dezember 2021.

4.3 Erwerbe im Jahr 2022

Insgesamt wirkten sich die Erwerbe 2022 mit 1.951 Mio. € auf die Nettofinanzschuld aus.

Am 4. Mai 2022 schlossen ENGIE und Crédit Agricole Assurances den Erwerb eines Anteils von 97,33 % an dem spanischen Produzenten von erneuerbarer Energie Eolia Renovables von dem kanadischen institutionellen Anleger Alberta Investment Management Corporation ab. Bei dem Geschäft geht es um Besitz und Betrieb von 899 MW Betriebsvermögen (Onshore-Windkraftanlagen mit 821 MW und Photovoltaik-Anlagen mit 78 MW) und Projekte mit erneuerbarer Energie für 1,2 GW, die in Vorbereitung sind.

Das Betriebsvermögen gehört ENGIE zu 40 % und Crédit Agricole Assurances zu 60 %, während ENGIE die anstehenden Projekte plant und baut. Die Gruppe erbringt für dieses gesamte Betriebsvermögen die komplette Palette an Dienstleistungen (O&M, Anlagenverwaltung, Energiemanagement, Entwicklungsleistungen).

Die erworbenen Vermögenswerte profitieren von einem rechtlich geregelten System, so dass in den nächsten zehn Jahren Renditen erwartbar sind. Diese Transaktion wirkt sich mit 0,5 Mrd. € auf die Nettofinanzschuld der Gruppe aus. Die Beteiligung an dem Unternehmen, das das Betriebsvermögen hält, wird nach der Equity-Methode bilanziert. Das Unternehmen, das für Planung und Bau der anstehenden Projekte verantwortlich ist, wird von ENGIE vollkonsolidiert. Die Gruppe finalisiert die Kaufpreisallokation in der ersten Hälfte 2023.

Sonstige Erwerbe im Laufe des Jahres betreffen hauptsächlich die Finanzierung der Entwicklung der Offshore-Windkraftgeschäfte der Gruppe (Joint Venture Ocean Winds) mit 0,4 Mrd. €, Konzessionsverträge in Brasilien mit 0,2 Mrd. €, die Auswirkung des Erwerbs einer beherrschenden Beteiligung an Geschäften mit erneuerbaren Energieträgern in Frankreich und Indien mit jeweils 0,2 Mrd. € und den Erwerb von Anlagen für erneuerbare Energieträger in Chile mit 0,1 Mrd. €.

ANHANG 5 In den Finanzinformationen verwendete Finanzkennzahlen

Anliegen dieses Anhangs ist die Darstellung der wichtigsten nicht auf GAAP basierenden Finanzkennzahlen der Gruppe sowie ihre Überleitung auf die Kennzahlen des Konzernabschlusses nach IFRS.

5.1 EBITDA

Die Überleitungsrechnung von EBITDA auf das kurzfristige Betriebsergebnis, einschließlich operativer Marktbewertung und Anteil am Jahresüberschuss von Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden:

In Millionen Euro	31. Dez. 2022	31. Dez. 2021
Kurzfristiges Betriebsergebnis, einschließlich operativer Marktbewertung und Anteil am Jahresüberschuss von Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden	5.367	6.916
Marktbewertung von Commodity-Kontrakten, die keine Handelsinstrumente sind	3.661	(721)
Nettoabschreibung/Sonstige	4.576	4.370
Anteilsbasierte Vergütungen (IFRS 2)	92	48
Einmaliger Anteil am Jahresüberschuss von Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden	17	(50)
EBITDA	13.713	10.563

5.2 EBIT

Die Überleitungsrechnung von EBIT auf das kurzfristige Betriebsergebnis, einschließlich operativer Marktbewertung und Anteil am Jahresüberschuss von Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden:

In Millionen Euro	31. Dez. 2022	31. Dez. 2021
Kurzfristiges Betriebsergebnis, einschließlich operativer Marktbewertung und Anteil am Jahresüberschuss von Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden	5.367	6.916
Marktbewertung von Commodity-Kontrakten, die keine Handelsinstrumente sind	3.661	(721)
Einmaliger Anteil am Jahresüberschuss von Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden	17	(50)
EBIT	9.045	6.145

5.3 Konzernanteil am periodischen Jahresüberschuss (NRIgs)

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, außerordentliche oder Einmaleffekte, darzustellen.

Die Überleitung des Nettoergebnisses auf den Konzernanteil am periodischen Jahresüberschuss sieht wie folgt aus:

In Millionen Euro	Anhänge	31. Dez. 2022	31. Dez. 2021
KONZERNANTEIL AM JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG)		216	3.661
JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG) AUS AUFGEGEBENEN GESCHÄFTSBEREICHEN, KONZERNANTEIL		2.182	79
Periodischer Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) aus fortgeführten Geschäftsbereichen, Konzernanteil		(1.965)	3.582
Jahresüberschuss, der nicht beherrschenden Beteiligungen aus fortgeführten Geschäftsbereichen zuzuordnen ist		172	96
Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) aus fortgeführten Geschäftsbereichen		(1.793)	3.678
Posten der Überleitung vom "kurzfristigen Betriebsergebnis, einschließlich operativer Marktbewertung und Anteil am Jahresüberschuss von Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden" auf das "Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit"		4.241	194
Wertminderungsaufwendungen	9,1	2774	1.028
Restrukturierungskosten	9.2	230	204
Änderungen des Konsolidierungskreises	9.3	(91)	(1.107)
Sonstige Einmaleffekte		1.328	69
Sonstige berichtigte Positionen		3.389	(363)
Marktbewertung von Commodity-Kontrakten, die keine Handelsinstrumente sind	8	3.661	(721)
Unwirksamer Anteil bei Derivaten, die als Sicherungen des beizulegenden Zeitwerts qualifizieren	10	(7)	2
Gewinne/(Verluste) aus Schuldenrestrukturierung und frühzeitiger Glattstellung derivativer Finanzinstrumente	10	(46)
Änderung des beizulegenden Zeitwerts von Derivaten, die nicht als Sicherungen qualifizieren, und der unwirksame Anteil von Derivaten, die als Cashflow-Sicherungen qualifizieren	10	(16)	153
Einmaliges Ergebnis aus Schuld- und Eigenkapitalinstrumenten	10	1.254	(298)
Sonstige berichtigte steuerliche Auswirkungen		(1.474)	552
Einmaliges Ergebnis, im Anteil am Jahresüberschuss von Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, enthalten		17	(50)
Periodischer Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) aus fortgeführten Geschäftsbereichen		5.836	3.509
Periodischer Jahresüberschuss/(-fehlbetrag), der nicht beherrschenden Beteiligungen zuzuordnen ist		614	581
PERIODISCHER JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG) AUS FORTGEFÜHRTEN GESCHÄFTSBEREICHEN, KONZERNANTEIL		5.223	2.927
Periodischer Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) aus aufgegebenen Geschäftsbereichen, Konzernanteil		287	231
PERIODISCHER JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG) KONZERNANTEIL		5.510	3.158

5.4 Eingesetztes Industriekapital

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

In Millionen Euro	31. Dez. 2022	31. Dez. 2021
(+) Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte, zu Buchwerten	62.853	57.863
(+) Goodwill	12.854	12.799
(-) Goodwill Gaz de France - SUEZ und International Power(1)	(7.241)	(7.213)
(+) Forderungen nach IFRIC 4, IFRS 16 und IFRIC 12	2.521	2.456
(+) Investitionen in Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden	9.279	8.498
(-) Goodwill aus dem Zusammenschluss mit International Power(1)	(40)	(38)
(+) Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen, netto	31.310	32.556
(-) Einschussforderungen (1) (2)	(5.405)	(13.856)
(+) Vorräte	8.145	6.175
(+) Vermögenswerte aus Verträgen mit Kunden	12.584	8.377
(+) Sonstige kurzfristige und langfristige Vermögenswerte	19.060	13.681
(+) Latente Steuern	(4.379)	(6.557)
(+) Streichung latenter Steuern auf sonstige umgliederbare Positionen(1) (2)	(14)	841
(-) Rückstellungen	(27.027)	(25.459)
(+) Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste im Aktienkapital (nach latenten Steuern)(1)	1.058	3.162
(-) Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten	(39.801)	(32.822)
(+) Einschussforderungen(1) (2)	6.351	7.835
(-) Verbindlichkeiten aus Verträgen mit Kunden	(3.412)	(2.739)
(-) Sonstige kurzfristige und langfristige Verbindlichkeiten	(27.279)	(19.175)
EINGESETZTES INDUSTRIEKAPITAL	51.416	46.382

(1) Zur Berechnung des eingesetzten Industriekapitals sind die für diese Posten ausgewiesenen Beträge durch die in der Bilanz korrigiert worden.

(2) Einschussforderungen für die "Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen, netto" und die "Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstigen Verbindlichkeiten" entsprechen den erhaltenen oder geleisteten Anzahlungen als Teil von Besicherungsvereinbarungen, die die Gruppe geschlossen hat, um bei Commodity-Transaktionen mit Gegenparteirisiken umzugehen.

Ab 1. Januar 2023 nimmt die Gruppe finanzielle Vermögenswerte zur Deckung der Rückstellungen für Kernenergie sowie die Sicherheitsmargen, wie sie für bestimmte Marktaktivitäten erforderlich sind, in ihre Definition des eingesetzten Industriekapitals auf. Die Tabelle zeigt die Auswirkung dieser Änderungen auf das eingesetzte Industriekapital:

In Millionen Euro	31. Dez. 2022	31. Dez. 2021
EINGESETZTES INDUSTRIEKAPITAL	51.416	46.382
(+) Finanzielle Vermögenswerte zur Deckung von Rückstellungen für Kernenergie	6.626	5.505
(+) Sicherheitsmargen	1.740	4.722
EINGESETZTES INDUSTRIEKAPITAL (NEUDEFINITION 2023)	59.782	56.609

5.5 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. 2022	31. Dez. 2021(1)
Zahlungsmittel aus betrieblicher Tätigkeit vor Ertragsteuern und Working-Capital-Bedarf	12.415	9.806
Gezahlte Steuern	(1.504)	(603)
Änderung des Working-Capital-Bedarfs	(2.424)	(2.377)
Vereinnahmte Zinsen auf finanzielle Vermögenswerte	(37)	32
Aus Eigenkapitalinvestitionen erhaltene Dividenden	18	57
Gezahlte Zinsen	(822)	(719)
Vereinnahmte Zinsen auf Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	194	52
Kernenergie - Ausgaben für Abbruch von Kraftwerken und Wiederaufbereitung, Lagerung von Brennelementen	163	202
Änderung bei finanziellen Vermögenswerten, die für Investition oder Finanzierung gehalten werden	188	464
(+) Änderung bei finanziellen Vermögenswerten, die für Investition oder Finanzierung gehalten und in der Bilanz und an anderer Stelle verbucht werden	(176)	(448)
CASHFLOW AUS BETRIEBLICHER TÄTIGKEIT (CFFO)	8.016	6.466

(1) Im Hinblick auf den Beginn der Arbeiten für den Atomausstieg in Belgien wurde die Definition des Cashflow aus betrieblicher Tätigkeit (CFFO) dahingehend berichtigt, dass Ausgaben für den Abbruch von Kernkraftwerken und den Umgang mit radioaktivem Material und Abfall ausgeschlossen sind. Diese Ausgaben sind jetzt zusammen mit Investitionen zur Deckung der Kernenergierückstellungen in einer eigenen Position dargestellt. Die Angaben per 31. Dezember 2021 wurden entsprechend angepasst.

5.6 Investitionsausgaben (CAPEX) und Wachstums-CAPEX

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

In Millionen Euro	31. Dez. 2022	31. Dez. 2021(1) (2)
Erwerbe von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten	6.379	5.990
Erwerbe von beherrschenden Beteiligungen an Gesellschaften, abzüglich erworbener Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	289	392
(+) erworbene Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	14	6
Erwerbe von Investitionen in Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, und in gemeinschaftliche Tätigkeit	407	369
Erwerbe von Eigenkapital- und Schuldinstrumenten	(175)	1.548
Änderung bei Krediten und Forderungen, ausgereicht von der Gruppe und anderen	2.877	(121)
(+) Sonstige	(10)	3
Änderung bei Eigentumsanteilen an beherrschten Unternehmen	-	35
(-) Auswirkung von Veräußerungen im Zusammenhang mit DBSO(3) -Aktivitäten	(472)	(270)
(-) Finanzanlagen für Synatom/Veräußerung von finanziellen Vermögenswerten von Synatom(1)	(1.822)	(1.261)
(+) Änderungen des Konsolidierungskreises - Erwerbe(2)	371	-
SUMME INVESTITIONSAUSGABEN (CAPEX)	7.858	6.693
(-) Instandhaltungs-CAPEX	(2.373)	(2.418)
SUMME WACHSTUMS-CAPEX	5.485	4.275

(1) Im Hinblick auf den Beginn der Arbeiten für den Atomausstieg in Belgien wurde die Definition der Investitionsausgaben (CAPEX) dahingehend berichtigt, dass die Besicherung von von Synatom vorgenommenen Kernenergierückstellungen ausgeschlossen wird. Diese Ausgaben werden jetzt zusammen mit Investitionen zur Deckung der Ausgaben für den Abbruch von Kernkraftwerken und den Umgang mit radioaktivem Material und Abfall in einer eigenen Position dargestellt. Die Angaben per 31. Dezember 2021 wurden entsprechend angepasst.

(2) Investitionsausgaben (CAPEX) beinhalten jetzt Änderungen des Umfangs der Nettofinanzschuld erworbener Unternehmen. Die Auswirkung ist per 31. Dezember 2021 nicht wesentlich.

(3) Develop, Build, Share & Operate; einschließlich der erhaltenen Tax-Equity-Finanzierung (vgl. Anhang 22 "Working-Capital-Bedarf, Vorräte, sonstige Vermögenswerte und sonstige Verbindlichkeiten").

5.7 Nettofinanzschuld

Überleitung von der Nettoschuld auf Posten der Bilanz:

In Millionen Euro	Anhänge	31. Dez. 2022	31. Dez. 2021
(+) Langfristiges Fremdkapital	14.2 & 14.3	28.083	30.458
(+) Kurzfristiges Fremdkapital	14.2 & 14.3	12.508	10.590
(+) Finanzinstrumente -passiviert	14.4	51.276	46.931
(-) Derivative Instrumente, die Commodities und andere Posten sichern		(50.542)	(46.617)
(-) Sonstige finanzielle Vermögenswerte	14.1	(12.992)	(13.444)
(+) Kredite und Forderungen, bewertet zu fortgeführten Anschaffungskosten, nicht in der Nettofinanzverschuldung enthalten		6.720	5.143
(+) Eigenkapitalinstrumente zum beizulegenden Zeitwert		1.495	2.827
(+) Schuldinstrumente zum beizulegenden Zeitwert, nicht in der Nettofinanzverschuldung enthalten		3.394	3.853
(-) Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	14.1	(15.570)	(13.890)
(-) Finanzinstrumente -aktiviert	14.4	(48.386)	(44.989)
(+) Derivative Instrumente, die Commodities und andere Posten sichern		48.067	44.489
NETTOFINANZSCHULD		24.054	25.350

5.8 Wirtschaftliche Nettoschuld

Die wirtschaftliche Nettoschuld stellt sich wie folgt dar:

In Millionen Euro	Anhänge	31. Dez. 2022	31. Dez. 2021
NETTOFINANZSCHULD	14.3	24.054	25.350
Rückstellungen für Back-End-Kosten des Kernbrennstoffkreislaufs	17	9.088	8.030
Rückstellungen für den Abbruch von Sachanlagen	17	11.015	8.015
Rückstellungen für Flächensanierung	17	244	246
Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses - Pensionen	18	452	1.779
(-) Infrastruktur regulierter Unternehmen		272	(16)
Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses - Erstattungsansprüche	18	(208)	(228)
Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses - Sonstige Leistungen	18	3.704	5.149
(-) Infrastruktur regulierter Unternehmen		(2.392)	(3.289)
Latente Steueransprüche für Pensionen und dazugehörige Verpflichtungen	11	(812)	(1.501)
(-) Infrastruktur regulierter Unternehmen		490	780
Planvermögenswerte für Kernenergierückstellungen, Uranbestände, zugehörige derivative Finanzinstrumente und eine Forderung von Electrabel an EDF Belgien	17 & 22	(7.098)	(6.014)
WIRTSCHAFTLICHE NETTOSCHULD		38.808	38.300

ANHANG 6 Segmentberichterstattung

6.1 Operatives Segment und berichtspflichtiges Segment

ENGIE ist wie folgt organisiert:


―	vier Global Business Units (GBU), die für die vier strategischen Geschäftsfelder der Gruppe stehen: die GBU Renewables, die GBU Energy Solutions, die GBU Networks und die GBU Thermal & Supply;
―	zwei operative Gesellschaften: Nuclear und Global Energy Management & Sales ("GEMS");
―	die Gruppe Sonstige, die hauptsächlich Konzernfunktionen und bestimmte Holdings umfasst.

Angesichts der erheblichen Volatilität in den Commodity-Märkten überwacht der Geschäftsführende Vorstand des Konzerns als Hauptentscheidungsträger laut Definition in IFRS 8 - Geschäftssegmente seit 2022 die Tätigkeit von GEMS, das inzwischen ein Geschäftssegment ist. Die berichtspflichtigen Segmente sind mit den Geschäftssegmenten identisch und entsprechen den Geschäftstätigkeiten, die der Organisation in GBU zugrunde liegen.


―	Renewables: umfasst die gesamte zentralisierte Energieerzeugung aus erneuerbaren Energieträgern, einschließlich Finanzierung, Bau, Betrieb und Instandhaltung von Anlagen zur Energieerzeugung aus erneuerbaren Energieträgern, die unterschiedliche Energiequellen nutzen, wie Wasserkraft, Onshore-Wind, Photovoltaik, Biomasse, Offshore-Wind und Geothermie. Die erzeugte Energie wird in das Netz eingespeist und entweder auf dem freien oder regulierten Markt oder über Strombezugsvereinbarungen an Dritte verkauft.
―	Networks: beinhaltet die Strom- und Gasinfrastrukturaktivitäten und -projekte der Gruppe. Dazu gehören das Management und die Planung von (i) Gas- und Stromübertragungsnetzen und Erdgasverteilnetzen innerhalb und außerhalb von Europa, (ii) unterirdische Erdgasspeicher in Europa und (iii) die Regasifizierungsinfrastruktur in Frankreich und Chile. Neben dem herkömmlichen Infrastrukturmanagement trägt das Asset-Portfolio auch zu den Herausforderungen einer klimaneutralen Energie und zu grüneren Netzen bei (schrittweise Integration von grünem Gas, auf Wasserkraft basierende Projekte usw.)
―	Energy Solutions umfasst den Bau und das Management dezentraler Energienetze zur Erzeugung von Energie mit geringen CO2 -Emissionen (Fernwärme- und -kältenetze, dezentrale Anlagen zur Stromerzeugung, dezentrale Solarparks, Mobilität mit geringer CO2 -Emission, Städte und Straßenbeleuchtung mit geringer CO2 -Emission usw.) und die zugehörigen Dienstleistungen (Energieeffizienz, technische Instandhaltung, Beratung zu nachhaltiger Entwicklung).
―	Thermal: beinhaltet die gesamte zentralisierte Stromerzeugung der Gruppe in Wärmekraftwerken, ob vertraglich gebunden oder nicht. Dazu gehören das Betreiben von Kraftwerken zumeist auf Gas- oder Kohlebasis oder auch mit Pumpen betriebene Speicherstätten. Die erzeugte Energie wird in das Netz eingespeist und entweder auf dem freien oder regulierten Markt oder über Strombezugsvereinbarungen an Dritte verkauft. Hinzu kommen auch die Finanzierung, der Bau und das Betreiben von Entsalzungsanlagen, einzeln oder für Kraftwerke, sowie die Planung von Wasserkraftwerken.
―	Supply: beinhaltet alle Aktivitäten der Gruppe im Bereich Gas- und Stromverkauf an gewerbliche oder private Endkunden. Dazu gehören auch alle Aktivitäten der Gruppe im Bereich Dienstleistungen für Hausverwaltungen.
―	Nuclear: beinhaltet die gesamte Kernenergieerzeugung der Gruppe mit sieben Reaktoren in Belgien (vier in Doel und drei in Tihange) und Entnahmerechten in Frankreich.
―	Sonstige: umfasst die Geschäftstätigkeit von GEMS und GTT wie auch Konzernfunktionen und Holdings. Die operative Gesellschaft GEMS ist auf globaler Ebene für die Energieversorgung, das Risikomanagement und die Optimierung von Vermögenswerten in den Märkten zuständig. Sie verkauft Energie an Unternehmen und bietet Energiemanagementleistungen und -lösungen zur Unterstützung der Dekarbonisierung der Gruppe und ihrer Kunden an.

6.2 Schlüsselkennzahlen nach berichtspflichtigen Segmenten Erträge

	31. Dez. 2022			31. Dez. 2021(2)
In Millionen Euro	Externe Erträge	Konzerninterne Erträge	Summe	Externe Erträge	Konzerninterne Erträge	Summe
---	---	---	---	---	---	---
Renewables	6.216	136	6.352	3.653	61	3.714
Networks	6.961	961	7.922	6.700	878	7.578
Energy Solutions	11.552	262	11.814	9.926	230	10.155
Thermal	7.129	1.144	8.274	4.089	827	4.916
Supply	16.810	534	17.344	10.396	117	10.513
Nuclear	35	2.653	2.688	56	1.705	1.762
Sonstige	45.163	2.007	47.169	23.046	16.102	39.148
davon GEMS (1)	45.137	1.979	47.115	22.870	16.077	38.947
Eliminierung interner Transaktionen	-	(7.697)	(7.697)	-	(19.920)	(19.920)
SUMME ERTÄGE	93.865	-	93.865	57.866	-	57.866

(1) Davon ein Preiseffekt von ca. 20 Mrd. € gegenüber 2021.

EBITDA

In Millionen Euro	31. Dez. 2022	31. Dez. 2021(1)
Renewables	2.202	1.702
Networks	4.212	4.121
Energy Solutions	879	786
Thermal	2.235	1.628
Supply	258	498
Nuclear	1.510	1.403
Sonstige	2.417	426
davon GEMS	2.837	679
SUMME EBITDA	13.713	10.563

(1) Per 31. Dezember 2021 gab es bei den Unternehmenssparten bestimmte interne Reklassifizierungen ohne Auswirkung auf den Gesamtbetrag. Die wichtigsten internen Reklassifizierungen betreffen die Übertragung der internationalen Geschäfte von Energy Supply zu Sonstige, der Geschäfte von North American Renewable Energies zu Energy Solutions und die Umverteilung von Konzernaufwendungen auf die Unternehmenssparten.

EBIT

In Millionen Euro	31. Dez. 2022(1)	31. Dez. 2021(2)
Renewables	1.627	1.191
Networks	2.371	2.314
Energy Solutions	412	350
Thermal	1.768	1.183
Supply	(7)	232
Nuclear	1.026	959
Sonstige	1.848	(85)
davon GEMS	2.618	507
SUMME EBIT	9.045	6.145

(1) Beinhaltet 739 Mio. € Steuern auf "Übergewinne" und 917 Mio. € für Steuer auf Kernenergieerzeugung.

Anteil am Jahresergebnis von Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden

In Millionen Euro	31. Dez. 2022	31. Dez. 2021(1)
Renewables	217	95
Networks	323	233
Energy Solutions	118	148
Thermal	397	301
Supply	-	-
Nuclear	-	(11)
Sonstige	4	34
davon GEMS	(1)	2
SUMME ANTEIL AM JAHRESERGEBNIS VON UNTERNEHMEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN	1.059	800

Assoziierte Unternehmen und Joint Ventures haben per 31. Dezember 2022 einen Anteil von 400 Mio. € bzw. 659 Mio. € am Jahresüberschuss von Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden (verglichen mit 306 Mio. € bzw. 494 Mio. € am 31. Dezember 2021).

Eingesetztes Industriekapital

In Millionen Euro	31. Dez. 2022	31. Dez. 2021(1)
Renewables	16.588	12.508
Networks	25.221	24.167
Energy Solutions	7.575	6.687
Thermal	8.091	7.846
Supply	1.023	1.322
Nuclear(2)	(16.481)	(12.666)
Sonstige	9.399	6.517
davon GEMS(3)	7.320	2.915
SUMME EINGESETZTES INDUSTRIEKAPITAL	51.416	46.382

(2) Einschließlich 19.017 Mio. € für Rückstellungen für Kernenergie am 31. Dezember 2022 (15.119 Mio. € per 31. Dezember 2021). Das eingesetzte Kapital enthält keine Vermögenswerte, mit denen am 31. Dezember 2022 Rückstellungen in Höhe von 6.626 Mio. € abgedeckt werden (5.505 Mio. € per 31. Dezember 2021).

(3) Das eingesetzte Industriekapital enthält am 31. Dezember 2022 nicht die Sicherheitsmarge von 1.740 Mio. €, wie sie für bestimmte Marktaktivitäten erforderlich ist (am 31. Dezember 2021: 4.722 Mio. €).

Wie in Anhang 5.4 dargelegt, nimmt die Gruppe ab 1. Januar 2023 finanzielle Vermögenswerte zur Deckung der Rückstellungen für Kernenergie (mit Rückwirkung auf das Geschäftssegment Nuclear) sowie die Sicherheitsmargen, wie sie für bestimmte Marktaktivitäten erforderlich sind (mit Rückwirkung auf das Geschäftssegment GEMS), in ihre Definition des eingesetzten Industriekapitals auf. Die Tabelle zeigt die Auswirkung dieser Änderungen auf das eingesetzte Industriekapital in den berichtspflichtigen Segmenten:

In Millionen Euro	31. Dez. 2022	31. Dez. 2021
Renewables	16.588	12.508
Networks	25.221	24.167
Energy Solutions	7.575	6.687
Thermal	8.091	7.846
Supply	1.023	1.322
Nuclear	(9.855)	(7.161)
Sonstige	11.139	11.239
davon GEMS	9.060	7.637
SUMME EINGESETZTES INDUSTRIEKAPITAL (NEUDEFINITION 2023)	59.782	56.609

Investitionsausgaben

In Millionen Euro	31. Dez. 2022(1)	31. Dez. 2021(1) (2) (3)
Renewables	3.333	2.000
Networks	2.322	2.524
Energy Solutions	886	903
Thermal	481	268
Supply	270	300
Nuclear	229	201
Sonstige	338	496
davon GEMS	149	76
SUMME INVESTITIONSAUSGABEN (CAPEX)	7.858	6.693

(1) Investitionsausgaben (CAPEX) beinhalten jetzt Änderungen des Umfangs der Nettofinanzschuld erworbener Unternehmen. Die Auswirkung ist per 31. Dezember 2021 nicht wesentlich.

(2) Mit Beginn der Arbeiten im Zusammenhang mit dem Aus für Kernkraftwerke in Belgien schließt die Definition der Investitionsausgaben (CAPEX) nun Investitionen von Synatom zur Deckung der Kernenergierückstellungen aus. Diese Ausgaben stehen jetzt zusammen mit Investitionen zur Deckung der Ausgaben für den Abbruch von Kernkraftwerken und den Umgang mit radioaktivem Material und Abfall unter einem eigenen Titel. Die Angaben per 31. Dezember 2021 wurden entsprechend angepasst.

(3) Per 31. Dezember 2021 gab es bei den Unternehmenssparten bestimmte interne Reklassifizierungen ohne Auswirkung auf den Gesamtbetrag. Die wichtigsten internen Reklassifizierungen betreffen die Übertragung der internationalen Geschäfte von Energy Supply zu Sonstige, der Geschäfte von North American Renewable Energies zu Energy Solutions und die Umverteilung von Konzernaufwendungen auf die Unternehmenssparten.

Wachstums-Capex

In Millionen Euro	31. Dez. 2022(1)	31. Dez. 2021(1) (2)
Renewables	3.202	1.881
Networks	1.087	1.320
Energy Solutions	716	715
Thermal	220	(17)
Supply	174	154
Nuclear	1	-
Sonstige	85	221
davon GEMS	63	(31)
SUMME WACHSTUMS-CAPEX	5.485	4.275

(1) Das Wachstums-CAPEX beinhaltet jetzt Änderungen des Umfangs der Nettofinanzschuld erworbener Unternehmen. Die Auswirkung ist per 31. Dezember 2021 nicht wesentlich.

6.3 Schlüsselkennzahlen nach geografischem Gebiet

Die nachfolgenden Beträge werden analysiert nach:


―	dem Bestimmungsort für Erzeugnisse und Dienstleistungen, die verkauft werden, um Umsatz zu erlösen;
―	dem geografischen Standort von konsolidierten Unternehmen in Bezug auf das eingesetzte Industriekapital

	Erträge		Eingesetztes Industriekapital
In Millionen Euro	31. Dez. 2022	31. Dez. 2021	31. Dez. 2022	31. Dez. 2021
---	---	---	---	---
Frankreich	34.248	24.341	32.495	30.241
Belgien	12.705	4.372	(14.201)	(10.775)
Sonstige EU-Länder	22.687	12.501	9.261	6.938
Sonstige europäische Länder	4.202	3.110	1.610	1.447
Nordamerika	6.133	4.752	7.101	5.342
Asien, Naher Osten & Ozeanien	8.875	4.441	3.507	2.709
Südamerika	4.778	4.053	11.095	9.521
Afrika	237	297	548	960
SUMME	93.865	57.866	51.417	46.382

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). Somit vereint kein externer Kunde einzeln 10 % oder mehr der konsolidierten Erträge der Gruppe auf sich.

ANHANG 7 Erlöse

7.1 Erlöse

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 sonstigen 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 Energieinfrastruktur

Die von Betreibern von Gas- und Strominfrastruktur für das Bereitstellen von Transport-, Verteil- oder Speicherkapazitäten erzielten Erlöse werden linear über die Vertragslaufzeit 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 Verteil- oder Transportleistungen aus den Erlösen nach IFRS 15 auszuschließen sind.

Für diese Analyse kann die Gruppe im eigenen Ermessen festlegen, ob der Energiedienstleister bei Verteil- 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 Agent des Infrastrukturbetreibers ist, sind: Wer ist in erster Linie für das Erbringen der Verteil- oder Transportdienstleistungen verantwortlich? Ist der Energiedienstleister befugt, Verträge zur Kapazitätsreservierung mit dem Infrastrukturbetreiber abzuschließen? Welchen Spielraum hat der Energiedienstleister für das Festlegen des Preises für Verteil- oder Transportleistungen?


―	Bauten, Anlagen, Betrieb und Wartung (O&M)

Verträge über Bauten und Anlagen beziehen sich hauptsächlich auf Anlagen, die am Standort von Kunden errichtet werden, wie Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen, Heizungsanlagen oder sonstige energieeffiziente Anlagen. Die Erlöse daraus werden üblicherweise nach dem Anteil der Fertigstellung auf der Basis der angefallenen Kosten angesetzt, wenn die Verträge unter IFRS 15 fallen.

O&M-Verträge erfordern allgemein, dass die Gruppe Leistungen erbringt, die die Verfügbarkeit von stromerzeugenden Anlagen sichert. Diese Leistungen werden über einen Zeitraum erbracht. Die Erlöse daraus werden nach dem Anteil der Fertigstellung auf der Basis der angefallenen Kosten erfasst.

Lässt sich aus der Analyse der Verträge nicht schließen, dass der Vertrag unter IFRS 15 fällt, werden die Erlöse so bilanziert, als fielen sie nicht unter IFRS 15.

Erlöse aus sonstigen Verträgen, die Erlösen aus Geschäften entsprechen, die nicht unter IFRS 15 fallen und in der Spalte "Sonstige" ausgewiesen sind, umfassen Einnahmen aus Handel, Leasing und Konzessionen wie auch die finanzielle Komponente betrieblicher Leistungen sowie die Auswirkungen des Tarifschutzmechanismus.

Die Tabelle zeigt die Erlöse nach Art:

In Millionen Euro	Gasverkauf	Verkauf von Strom und sonstigen Energien	Verkauf von an Infrastrukturen geknüpften Leistungen	Bauten, Anlagen und O&M	Sonstige	31. Dez. 2022
Renewables	-	5.797	88	242	89	6.216
Networks	232	1	6.021	478	230	6.961
Energy Solutions	246	4.713	96	6.424	73	11.552
Thermal	22	4.522	1.601	396	588	7.129
Supply	7.793	5.372	153	958	2.534	16.810
Nuclear	-	5	8	24	(3)	35
Sonstige	21.405	19.595	170	70	3.923	45.163
davon GEMS	21.405	19.595	170	45	3.923	45.137
SUMME ERLÖSE	29.697	40.004	8.135	8.593	7.435	93.865

Die drastische Änderung der Erdgas- und Strompreise veranlasste einige Regierungen zur Einführung eines "Tarifschutzes" für Erdgas und Strom, insbesondere in Frankreich und Rumänien.

Die Maßnahme mit dem stärksten Einfluss auf den Konzernabschluss ist die von der französischen Regierung für Erdgas eingeführte. Auf der Grundlage des Finanzgesetzes für 2022 (Nr. 2021-1900 vom 30. Dezember 2021) in der Fassung des ersten Finanzberichtigungsgesetzes für 2022 (Nr. 2022-1157 vom 16. August 2022) wurden die von ENGIE angewandten regulierten Erdgasverkaufspreise auf dem Niveau vom 31. Oktober 2021, einschließlich aller Steuern, bis 31. Dezember 2022 gekappt. Der von ENGIE zu tragende Einnahmeverlust sind Aufwendungen, die den Verpflichtungen zu öffentlicher Dienstleistung zuzuordnen sind und deren Kompensation durch den Staat garantiert ist. Die für 2022 angesetzte Subvention beläuft sich auf etwa 1.591 Mio. € (2021: 248 Mio. €) und wird im Geschäftsbereich "Supply" in der Spalte "Sonstige" erfasst ("Erlöse, die nicht unter IFRS 15 fallen"). 2022 unterzeichnete die Gruppe drei rückgriffsfreie Abtretungsvereinbarungen über etwa 1.395 Mio. € mit Natixis auf der Basis des so genannten Dailly-Gesetzes, um einen Teil der Subventionsforderung zu verkaufen.

In Millionen Euro	Gasverkauf	Verkauf von Strom und sonstigen Energien	Verkauf von an Infrastrukturen geknüpften Leistungen	Bauten, Anlagen und O&M	Sonstige	31. Dez. 2021(1)
Renewables	-	3.335	85	142	91	3.653
Networks	205	1	5.715	606	173	6.700
Energy Solutions	157	3.368	102	6.247	51	9.926
Thermal	66	3.165	345	451	62	4.089
Supply	5.532	3.539	74	985	265	10.396
Nuclear	-	4	11	22	19	56
Sonstige	10.019	11.448	231	353	994	23.046
davon GEMS	10.019	11.448	231	177	994	22.870
SUMME ERLÖSE	15.978	24.861	6.565	8.806	1.656	57.866

7.2 Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen, Vermögenswerte und Verbindlichkeiten aus Verträgen mit Kunden

BILANZIERUNGSSTANDARDS

Beim Erstansatz werden die Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen zum Transaktionspreis nach IFRS 15 erfasst. Ein Vertragsvermögenswert 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 Erfüllung mit einer speziellen vertraglich vereinbarten Bedingung abhängt. Wird ein Betrag fällig, wird er in die Forderungen übertragen.

Eine Forderung wird erfasst, 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.

Eine Vertragsverbindlichkeit 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 Erfassen des entsprechenden Erlöses ausgebucht.

Nach den Bestimmungen in IFRS 9 werden Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen und Vermögenswerte aus Verträgen mit Kunden 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 sonstige Forderungen und Vermögenswerte aus Verträgen mit Kunden, bei dem die Änderung des Kreditrisikos auf Portfoliobasis überwacht wird. Ein individueller Ansatz gilt für Großkunden und andere große Gegenparteien, bei denen die Änderung des Kreditrisikos individuell überwacht wird.

Vgl. Anhang 15 "Risiken durch Finanzinstrumente" zur Bewertung des Gegenparteirisikos durch die Gruppe.

7.2.1 Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen, Vermögenswerte aus Verträgen mit Kunden

In Millionen Euro	31. Dez. 2022	31. Dez. 2021
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen, netto	31.310	32.555
davon nach IFRS 15	7.587	6.453
davon nicht nach IFRS 15	23.723	26.103
Vermögenswerte aus Verträgen mit Kunden	12.584	8.377
Aktive Rechnungsabgrenzung und nicht abgerechnete Erlöse	9.513	6.817
Energie auf dem Zähler(1)	3.071	1.560

(1) abzüglich Vorauszahlungen.

2022 betrafen die größten Vermögenswerte aus Verträgen hauptsächlich GEMS (5.023 Mio. €), Energy Solutions (2.758 Mio. €) und Supply (3.097 Mio. €).

	31. Dez. 2022			31. Dez. 2021
In Millionen Euro	Brutto	Wertberichtigungen und erwartete Kreditausfälle	Netto	Brutto	Wertberichtigungen und erwartete Kreditausfälle	Netto
---	---	---	---	---	---	---
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen, netto	33.282	(1.973)	31.310	33.920	(1.365)	32.555
Vermögenswerte aus Verträgen mit Kunden	12.632	(48)	12.584	8.393	(16)	8.377
SUMME	45.914	(2.020)	43.894	42.313	(1.381)	40.932

Gas und Strom auf dem Zähler

Bei Kunden mit Messung des Energieverbrauchs über den Abrechnungszeitraum 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, wird 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 hinreichender Genauigkeit zu schätzen und so sicherzustellen, dass Fehlerrisiken durch die Schätzung verkaufter Mengen und den daraus resultierenden Erlösen als unwesentlich anzusehen sind.

In Frankreich und Belgien werden noch nicht abgelesene Erlöse ("Gas auf dem Zähler") 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 Erlöse 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 bestimmt.

Realisierte, aber noch nicht abgelesene Erlöse (so genannte ungemessene Erlöse) in Höhe von 5.883 Mio. € per 31. Dezember 2022 (4.638 Mio. € per 31. Dezember 2021) betrafen vor allem Frankreich und Belgien.

7.2.2 Verbindlichkeiten aus Verträgen mit Kunden

	31. Dez. 2022			31. Dez. 2021
In Millionen Euro	Langfristig	Kurzfristig	Summe	Langfristig	Kurzfristig	Summe
---	---	---	---	---	---	---
Verbindlichkeiten aus Verträgen mit Kunden	121	3.292	3.412	68	2.671	2.739
Erhaltene Vorauszahlungen und Abschlagszahlungen	53	2.201	2.253	-	1.955	1.955
Passive Rechnungsabgrenzungsposten	68	1.091	1.159	68	716	784

2022 waren die Global Business Units, die die größten Verbindlichkeiten aus Verträgen mit Kunden berichteten, Supply (1.717 Mio. €) und Energy Solutions (1.467 Mio. €).

7.3 Erlöse aus noch nicht erfüllten Leistungsverpflichtungen

Erlöse aus am 31. Dezember 2022 nur teilweise erfüllten Leistungsverpflichtungen beliefen sich auf 1.131 Mio. €. Sie betreffen hauptsächlich Energy Solutions (1.013 Mio. €) und Renewables (117 Mio. €), die mit einer Vielzahl von Bau-, Montage- und Instandhaltungsverträgen umgehen, bei denen Erlöse im Zeitablauf erfasst werden.

ANHANG 8 Betriebliche Aufwendungen

BILANZIERUNGSSTANDARDS

Betriebliche Aufwendungen umfassen:

―

Käufe und betriebsnotwendige Derivate, einschließlich:


―	Kauf von Commodities und Nebenkosten (Infrastruktur, Transport, Lagerung usw.),
―	der realisierten Auswirkung sowie der Änderung des beizulegenden Zeitwerts (MtM) von Commodity-Transaktionen mit physischer Lieferung oder ohne, die unter IFRS 9 - Finanzinstrumente fallen und nicht zum Trading oder zur Besicherung qualifizieren. Diese Verträge sind Teil der wirtschaftlichen Sicherung betriebsrelevanter Transaktionen im Energiesektor;

―

Käufe von Dienstleistungen und andere Posten, wie Weitervergabe von Aufträgen und Interimsaufwendungen, Aufwendungen aus Leasingverhältnissen (kurzfristige Leasingverträge, Leasingverträge mit einem geringwertigen Basiswert oder Leasingverträge mit variablen Zahlungen), Konzessionszahlungen usw.;

―

Personalkosten;

―

Abschreibung und Rückstellungen und

―

Steuern.

8.1 Käufe und betriebsnotwendige Derivate

In Millionen Euro	31. Dez. 2022	31. Dez. 2021
Käufe und sonstige Erträge und Aufwendungen für betriebsrelevante Derivate, die keine Trading-Instrumente sind(1)	(67.676)	(32.135)
Dienstleistungen und sonstige Käufe(2)	(6.860)	(6.726)
KÄUFE UND BETRIEBSNOTWENDIGE DERIVATE	(74.535)	(38.861)

(1) davon 2022 ein Nettoaufwand von 3.661 Mio. € durch MtM von Commodity-Kontrakten, die keine Trading-Instrumente sind (verglichen mit einem Nettoertrag von 721 Mio. € 2021), insbesondere für bestimmte wirtschaftliche Absicherungen von Gas- und Strompositionen, die nicht als Cashflow-Sicherungen dokumentiert sind.

(2) davon 56 Mio. € für Leasingaufwendungen, die nicht unter IFRS 16 - Leasingverbindlichkeiten fallen (gegenüber 51 Mio. € an Leasingverbindlichkeiten 2021).

Die gestiegenen Käufe und betriebsnotwendigen Derivate sind im Wesentlichen den geänderten Commodity-Preisen in der Periode geschuldet.

8.2 Personalkosten

In Millionen Euro	Anhänge	31. Dez. 2022	31. Dez. 2021
Kurzfristige Leistungen		(7.712)	(7.373)
Anteilsbasierte Vergütungen	19	(104)	(48)
Kosten für leistungsorientierte Pläne	18.3.4	(172)	(178)
Kosten für beitragsorientierte Pläne	18,4	(91)	(93)
PERSONALAUFWAND		(8.078)	(7.692)

8.3 Abschreibung und Rückstellungen

In Millionen Euro	Anhänge	31. Dez. 2022	31. Dez. 2021
Planmäßige Abschreibung	13.2 & 13.3	(4.576)	(4.370)
Nettoänderung bei außerplanmäßigen Abschreibungen von Vorräten und Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstigen Vermögenswerten		(768)	(310)
Nettoänderung bei Rückstellungen	17	157	(159)
ABSCHREIBUNG UND RÜCKSTELLUNGEN		(5.187)	(4.840)

Per 31. Dezember 2022 gliedert sich die Abschreibung hauptsächlich in 1.041 Mio. € für immaterielle Vermögenswerte und 3.534 Mio. € für Sachanlagen.

8.4 Steuern

In Millionen Euro	31. Dez. 2022	31. Dez. 2022
STEUERN	(3.380)	(1.479)

Zu den Steuern gehören am 31. Dezember 2022 Steuern auf "Übergewinne", hauptsächlich die Steuer auf Einnahmen aus inframarginaler Stromerzeugung in Belgien und der temporäre Solidaritätsbeitrag in Italien in Höhe von 739 Mio. € sowie die Steuer auf Kernenergieerzeugung in Höhe von 917 Mio. €. Der temporäre Solidaritätsbeitrag in Italien wird mit 132 Mio. € in der Ertragsteuer angesetzt.

ANHANG 9 Sonstige Posten des Ergebnisses der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit

BILANZIERUNGSSTANDARDS

Sonstige Posten des Erfolges der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit umfassen:

―

"Wertminderungsaufwendungen": Diese Zeile beinhaltet Wertminderungen des Goodwill, sonstiger immaterieller Vermögenswerte, Sachanlagen und Investitionen in Unternehmen, die nach der Equity-Methode konsolidiert werden;

―

"Restrukturierungskosten": Diese Zeile betrifft Kosten für ein vom Management geplantes und gesteuertes Restrukturierungsprogramm, das entweder den Zweck von Geschäften des Unternehmens oder die Art, in der die Geschäfte getätigt werden, 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 verbliebener 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 eingesetzten Kapitals der Gruppe;

―

"Sonstige Einmaleffekte": Diese Zeile beinhaltet sonstige ungewöhnliche, anormale oder seltene Posten.

9.1 Wertminderungsaufwendungen

In Millionen Euro	Anhänge	31. Dez. 2022	31. Dez. 2021
Wertminderungsaufwendungen:
Goodwill	13.1	-	(107)
Sachanlagen und andere immaterielle Vermögenswerte	13.2 & 13.3	(2.306)	(969)
Investitionen in Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, und zugehörige Rückstellungen		(536)	(17)
SUMME WERTMINDERUNGSAUFWENDUNGEN		(2.841)	(1.093)
Aufholung von Wertminderungsaufwendungen:
Sachanlagen und andere immaterielle Vermögenswerte		67	64
Summe der Wertaufholungen		67	64
SUMME		(2.774)	(1.028)

9.1.1 2022 angesetzte Wertminderungsaufwendungen

Per 31. Dezember 2022 angesetzte Nettowertminderungsaufwendungen beliefen sich auf 2.774 Mio. €. Sie lassen sich im Wesentlichen in drei Kategorien einteilen (vgl. Anhang 13.4):


―	die Auswirkungen der dreijährlichen Überprüfung der Kernenergierückstellungen auf Vermögenswerte, die gegen die Rückstellungen für den Abbruch von Kernkraftwerken angesetzt werden können;
―	die Effekte des laufenden Programms für den Kohleausstieg;
―	die Konsequenzen der im Laufe des Jahres begonnenen oder abgeschlossenen Neuverhandlungen von PPA-Verträgen oder die Veräußerung von Vermögenswerten ohne strategische Bedeutung.

Diese Wertminderungsaufwendungen betreffen zumeist Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte. Berücksichtigt man die latenten Steuereffekte und den Anteil nicht beherrschender Beteiligungen an Wertminderungsaufwendungen, wirkten sich die Wertminderungsaufwendungen auf den Jahresüberschuss (Konzernanteil) mit 2.275 € Mio. € aus.

Abgesehen von den Folgen der Entscheidungen, Vermögenswerte ohne strategische Bedeutung zu veräußern, wurden keine Wertminderungsaufwendungen bei nicht-finanziellen Vermögenswerten aufgrund von Maßnahmen angesetzt, die die Klimarisiken verhindern oder mindern oder die zum Ziel der Klimaneutralität 2045 beitragen.

Werthaltigkeitstests finden wie in Anhang 13.4 beschrieben statt.

9.1.2 2021 angesetzte Wertminderungsaufwendungen

Per 31. Dezember 2021 angesetzte Nettowertminderungsaufwendungen beliefen sich auf 1.028 Mio. € hauptsächlich im Zusammenhang mit:


―	Vermögenswerten, die vom 2021 verkündeten Ausstieg der Gruppe aus der Kohle betroffen sind, und zwar Wärmekraftwerke insbesondere in Brasilien (228 Mio. €);
―	Vermögenswerten in Frankreich (90 Mio. €), Afrika (73 Mio. €) und Asien (33 Mio. €), auf die sich die 2020 von der Gruppe verkündete Strategie-Review bei Client Solutions auswirkt;
―	Vermögenswerten, deren mittel- und langfristige Perspektive überprüft wurde oder die geschäftliche Schwierigkeiten hatten, insbesondere Anlagen zur Stromerzeugung aus erneuerbaren Energieträgern in Lateinamerika (221 Mio. €) und Wärmekraftwerken in Asien (90 Mio. €);
―	sonstigen Produktions- oder Dienstleistungseinrichtungen, die einzeln weniger hohe Beträge ausmachten.

9.2 Restrukturierungskosten

2022 beliefen sich die Restrukturierungskosten auf 230 Mio. € (gegenüber 204 Mio. € 2021). Bei den Restrukturierungskosten ging es in beiden Jahren vor allem um Kosten von Personalabbauplänen und Maßnahmen zur Anpassung an die Wirtschaftsbedingungen 2022 und 2021 sowie um die Stilllegung oder den Verkauf von Betrieben, die Schließung oder Restrukturierung bestimmter Betriebsstätten und sonstige verschiedene Restrukturierungskosten.

9.3 Änderungen des Konsolidierungskreises

Am 31. Dezember 2022 belief sich die Auswirkung von Änderungen des Konsolidierungskreises auf positive 91 Mio. €. Hier ging es vor allem um:

• eine Positivwirkung von 280 Mio. € aus Veräußerungen von Aktien von Gaztransport et Technigaz (GTT) für eine Summe, die etwa 24,6 % von dessen Aktienkapital darstellt. Dieses Ergebnis beinhaltet die Effekte einer fast vollständigen Umwandlung der Umtauschanleihe, die die Gruppe im Juni 2021 emittiert hat;


―	eine Positivwirkung von 111 Mio. € aus der Veräußerung von Geothermieanlagen in Indonesien;
―	eine Negativwirkung von 127 Mio. € aus der Veräußerung von Geschäften von Energy Solutions in Afrika und Frankreich;
―	eine Negativwirkung von 110 Mio. € aus dem Erwerb von Anteilen an Anlagen für erneuerbare Energie in Indien mit Refinanzierungsverpflichtungen für 2023;
―	eine Negativwirkung von 63 Mio. € aus sonstigen Veräußerungen, die einzeln nicht maßgeblich sind.

Am 31. Dezember 2021 belief sich die Auswirkung von Änderungen des Konsolidierungskreises auf positive 1.107 Mio. €. Hier ging es vor allem um:


―	eine Positivwirkung von 628 Mio. € in Verbindung mit der Veräußerung von 10 % der an GTT gehaltenen Aktien für 151 Mio. € und die Neubewertung der verbleibenden 30 % für 478 Mio. €;
―	die Positivwirkung des empfangenen Earn-Out aus der Veräußerung von 29,9 % der Beteiligung an SUEZ für 347 Mio. €;
―	eine positive Änderung des beizulegenden Zeitwerts des Earn-Out in Höhe von 113 Mio. € aus der Veräußerung von LNG-Geschäften an TOTAL 2018;
―	eine Positivwirkung von 56 Mio. € aus verschiedenen Veräußerungen, einschließlich EPS für 83 Mio. €, der Beteiligung der Gruppe an Georgetown Energy Partners Holding LLC in den Vereinigten Staaten für 44 Mio. € und an einem Wärmekraftwerk in Griechenland für negative 28 Mio. € und
―	eine Negativwirkung von 48 Mio. € durch die Änderung des beizulegenden Zeitwerts des eingebetteten Derivats der Umtauschanleihe für die GTT-Aktien.

9.4 Sonstige Einmaleffekte

Per 31. Dezember 2022 beliefen sich die sonstigen Einmaleffekte auf negative 1.328 Mio. €. Dabei ging es im Wesentlichen um:


―	eine Negativwirkung von 979 Mio. € durch die dreijährliche Überprüfung von Rückstellungen für den Umgang mit dem Back End des Kernbrennstoffkreislaufs;
―	eine Negativwirkung von 205 Mio. € durch Rückstellungen zur Deckung von Verpflichtungen zur Standortsanierung in Frankreich;
―	eine Negativwirkung von 161 Mio. € durch Abschreibung von immateriellen Vermögenswerten und Sachanlagen hauptsächlich in Frankreich.

Sonstige Einmaleffekte beliefen sich am 31. Dezember 2021 auf negative 69 Mio. € und bezogen sich auf Anlagenverschrottung und Veräußerungen von Sachanlagen.

ANHANG 10 Nettofinanzerträge/(-aufwendungen)

In Millionen Euro	Aufwand	Ertrag	31. Dez. 2022	Aufwand	Ertrag	31. Dez. 2021
Zinsaufwand für Bruttoschuld und Sicherungsverhältnisse	(1.104)	-	(1.104)	(943)	-	(943)
Kosten der Verbindlichkeiten aus Leasingverhältnissen	(73)	-	(73)	(35)	-	(35)
Fremdwährungsgewinne/-verluste bei Fremdkapital und Absicherungen	(28)		(28)	(6)		(6)
Unwirksamer Anteil bei Derivaten, die den beizulegenden Zeitwert sichern		7	7	(2)		(2)
Gewinne und Verluste bei Zahlungsmitteln und Zahlungsmitteläquivalenten und liquiden Schuldinstrumenten, die als Bareinlagen gehalten wurden		197	197		63	63
Aktivierte Fremdkapitalkosten	109	-	109	70	-	70
Kosten der Nettoschuld	(1.097)	205	(893)	(916)	63	(852)
Barauszahlungen zur Auflösung von Swaps	(9)	-	(9)	(73)	-	(73)
Aufholung des negativen beizulegenden Zeitwerts für diese frühzeitig glattgestellten derivativen Finanzinstrumente					73	73
Gewinne/(Verluste) aus Transaktionen zur Schuldenrestrukturierung	-	55	55	-	-	-
Gewinne/(Verluste) aus Schuldenrestrukturierung und frühzeitiger Glattstellung derivativer Finanzinstrumente	(9)	55	46	(73)	73	-
Nettozinsaufwendungen für Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstige langfristig fällige Leistungen	(92)		(92)	(63)		(63)
Glattstellung von Abzinsungsberichtigungen sonstiger langfristiger Rückstellungen	(617)		(617)	(630)		(630)
Änderung des beizulegenden Zeitwerts von Derivaten, die nicht als Sicherungen qualifizieren, und der unwirksame Anteil von Derivaten, die als Cashflow-Sicherungen qualifizieren	(5)		(5)	(152)		(152)
Ertrag/(Verlust) aus Schuld- und Eigenkapitalinstrumenten	(1.295)	36	(1.258)	(16)	329	313
Zinsertrag von Krediten und Forderungen, zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet		69	69		125	125
Sonstige	(585)	332	(253)	(213)	121	(92)
Sonstiges Finanzergebnis	(2.594)	438	(2.156)	(1.073)	575	(498)
NETTOFINANZERTRÄGE/(-AUFWENDUNGEN)	(3.700)	697	(3.003)	(2.061)	711	(1.350)

Die Kosten der Nettoschuld sind gegenüber dem 31. Dezember 2021 wegen der größeren Verbindlichkeiten aus Leasings durch die Verlängerung der Konzession für die Compagnie Nationale du Rhône gestiegen. Den höheren durchschnittlichen Kosten der Bruttoschuld vor allem aufgrund gestiegener Zinssätze stehen teilweise höhere Zinsen auf Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente und liquide Schuldinstrumente gegenüber.

Die Verluste bei Schuld- und Eigenkapitalinstrumenten machten 1,258 Mio. € aus. Dieser Betrag beinhaltet im Wesentlichen die Wertminderung des Nord Stream 2 gewährten Darlehens von 987 Mio. € und die negative Änderung des beizulegenden Zeitwerts von von Synatom gehaltenen Geldmarktfonds von 280 Mio. € (vgl. Anhang 17.2.4 "Finanzielle Vermögenswerte, die bereitgestellt werden, um die künftigen Kosten für den Abbruch von kerntechnischen Anlagen und die Verwaltung von spaltbarem radioaktivem Material zu decken").

Am 31. Dezember 2022 lagen die durchschnittlichen Fremdkapitalkosten nach Sicherung bei 2,73 %, verglichen mit 2,65 % per 31. Dezember 2021.

ANHANG 11 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 mit der Verbindlichkeitsmethode für temporäre Differenzen zwischen den Buchwerten von Vermögenswerten und Verbindlichkeiten im Konzernabschluss und ihren Bemessungsgrundlagen ausgewiesen, wobei Steuersätze angewandt werden, die am Ende der Berichtsperiode gelten oder angekündigt sind. Nach den Bestimmungen in IAS 12 werden jedoch keine latenten Steuern für temporäre Differenzen erfasst, die sich aus dem Goodwill ergeben, für den Wertminderungsaufwendungen für steuerliche Zwecke nicht abzugsfähig sind, oder aus dem Erstansatz eines Vermögenswerts oder einer Verbindlichkeit in einer Transaktion, die (i) kein Unternehmenszusammenschluss ist und sich (ii) zum Zeitpunkt der Transaktion weder auf die Bilanzierung des Ertrags noch den steuerpflichtigen Ertrag auswirkt. Zudem werden latente Steueransprüche nur in dem Maße erfasst, wie es wahrscheinlich ist, dass ein steuerpflichtiger Ertrag für die abzugsfähigen temporären Differenzen genutzt werden kann.

Eine latente Steuerschuld wird für alle steuerpflichtigen temporären Differenzen im Zusammenhang mit Investitionen in Tochtergesellschaften, assoziierte Unternehmen, Joint Ventures 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 absehbarer Zeit aufgeholt wird.

Die Salden latenter Steuern werden ausgehend vom steuerlichen Status jedes Unternehmens oder vom Gesamtertrag der Unternehmen, die zur jeweiligen steuerlichen Organschaft gehören, errechnet und mit ihrem Nettobetrag je steuerliche Einheit als Vermögenswerte oder Verbindlichkeiten 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 von Kupon-Zahlungen für tief nachrangige, ewig laufende Anleihen werden bei Gewinn oder Verlust erfasst.

11.1 In der Gewinn- und Verlustrechnung angesetzte tatsächliche Aufwendungen für Ertragsteuern

11.1.1 Aufgliederung der in der Gewinn- und Verlustrechnung angesetzten tatsächlichen Aufwendungen für Ertragsteuern

Der in der Gewinn- und Verlustrechnung 2022 angesetzte Steuerertrag belief sich auf 83 Mio. € (Ertragsteueraufwand 2021 1.695 Mio. €). Er gliedert sich wie folgt:

In Millionen Euro	31. Dez. 2022	31. Dez. 2021
Tatsächliche Ertragsteuern	(1.762)	(740)
Latente Steuern	1.845	(955)
SUMME IM ERTRAG AUSGEWIESENE ERTRAGSTEUERANSPRÜCHE/(-AUFWENDUNGEN)	83	(1.695)

11.1.2 Überleitung von theoretischem Ertragsteueraufwand auf den tatsächlichen Ertragsteueraufwand

Eine Überleitung von theoretischem Ertragsteueraufwand auf tatsächlichen Ertragsteueraufwand der Gruppe wird im Folgenden dargestellt:

In Millionen Euro	31. Dez. 2022	31. Dez. 2021
Nettoergebnis	390	3.758
Anteil am Jahresüberschuss von Unternehmen, die nach der Equity-Methode bewertet werden	523	784
Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) aus aufgegebenen Geschäftsbereichen	2.183	80
Ertragsteueraufwand	83	(1.695)
Ergebnis vor Ertragsteuer konsolidierter Unternehmen (A)	(2.400)	4.588
davon französische Unternehmen	(2.130)	5.604
davon Unternehmen außerhalb Frankreichs	(270)	(1.016)
Gesetzlicher Ertragsteuersatz der Muttergesellschaft (B)	25,8 %	28,4 %
Theoretischer Ertragsteueraufwand (C) = (A) X (B)	620	(1.303)
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	(8)	38
Permanente Differenzen(1)	(313)	(30)
Steuerermäßigter oder steuerbefreiter Ertrag(2)	427	300
Zusätzlicher Steueraufwand(3)	(327)	(230)
Wirkung nicht angesetzter latenter Steueransprüche auf steuerliche Verlustvorträge und sonstige steuerabzugsfähige temporäre Differenzen(4)	(940)	(958)
Ansatz oder Verwendung von Steuerertrag auf zuvor nicht erfasste steuerliche Verlustvorträge und andere steuerabzugsfähige temporäre Differenzen(5)	643	510
Auswirkung von Änderungen der Steuersätze(6)	(37)	(17)
Steuerguthaben und sonstige Steuerermäßigungen(7)	20	185
Sonstige(8)	(1)	(189)
IM ERTRAG AUSGEWIESENE ERTRAGSTEUERANSPRÜCHE/(-AUFWENDUNGEN)	83	(1.695)

(1) Enthält hauptsächlich steuerlich nicht ansatzfähige Wertminderungen des Goodwill, nicht abzugsfähige betriebliche Aufwendungen und den Abzug von Zinsaufwendungen für Hybrid-Schulden.

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

(3) Enthält hauptsächlich Steuern auf Dividenden, die aus dem Besteuerungsverfahren der Muttergesellschaft resultieren, Quellensteuer auf Dividenden und Zinsen, die in verschiedenen Steuerrechtsgebieten erhoben wird, Zuflüsse zu Rückstellungen für Ertragsteuer und regionale und pauschale Körperschaftsteuern. 2022 enthält diese Zeile auch den temporären Solidaritätsbeitrag in Italien in Höhe von 132 Mio. €.

(4) Beinhaltet (i) den Wegfall des Postens der latenten Nettosteueransprüche für einige steuerliche Einheiten, für die keine hinreichenden Gewinnaussichten bestehen, und (ii) die Auswirkung nicht ansatzfähiger Wertminderungsaufwendungen für Anlagevermögen.

(5) Enthält die Auswirkung des Ansatzes von Posten latenter Nettosteueransprüche für einige steuerliche Einheiten.

(6) Beinhaltet vor allem die Auswirkung geänderter Steuersätze auf Salden latenter Steuern im Vereinigten Königreich für 2022 und im Vereinigten Königreich, Frankreich und Argentinien für 2021.

(7) Enthält hauptsächlich Auflösungen von Rückstellungen für Steuerstreitigkeiten, Steuerguthaben in Frankreich und sonstige Steuerermäßigungen.

(8) Enthält hauptsächlich die Berichtigung früherer Steuerbelastungen.

11.1.3 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. 2022	31. Dez. 2021
---	---	---
Latente Steueransprüche:
Steuerliche Verlustvorträge und Steuerguthaben	1.051	(178)
Pensionen und dazugehörige Verpflichtungen	(1)	(218)
Nicht abzugsfähige Rückstellungen	55	(56)
Differenz zwischen dem Buchwert von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten und ihren Bemessungsgrundlagen	454	174
Bewertung von Finanzinstrumenten zum beizulegenden Zeitwert (IAS 32/ IFRS 9)	(1.260)	6.542
Sonstige	(135)	222
Summe	164	6.485
Latente Steuerschulden:
Differenz zwischen dem Buchwert von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten und ihren Bemessungsgrundlagen	(545)	(498)
Bewertung von Vermögenswerten und Verbindlichkeiten zum beizulegenden Zeitwert (IAS 32/ IFRS 9)	1.781	(7.148)
Sonstige	398	183
Summe	1.634	(7.463)
LATENTES STEUERERGEBNIS	1.798	(977)
davon fortgeführte Geschäftsbereiche	1.844	(955)

11.2 Im "Sonstigen Gesamtergebnis" angesetztes latentes Steuerergebnis

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

In Millionen Euro	31. Dez. 2022	31. Dez. 2021
Eigenkapital- und Schuldinstrumente	33	(4)
Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	(646)	(447)
Sicherungen von Nettoinvestitionen	11	55
Cashflow-Sicherungen für sonstige Posten	943	(1.370)
Cashflow-Sicherungen der Nettoschuld	(3)	(19)
Summe ohne Anteil der nach der Equity-Methode bilanzierten Unternehmen und aufgegebenen Geschäftsbereiche	338	(1.784)
Anteil der Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden	(132)	(50)
Aufgegebene Geschäftsbereiche	(21)	(13)
SUMME	185	(1.848)

11.3 Darstellung latenter Steuern in der Bilanz

11.3.1 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 2021	1.181	(7.738)	(6.557)
Auswirkung auf den Jahresüberschuss	164	1.635	1.799
Auswirkung auf die Posten des sonstigen Gesamtergebnisses	(479)	792	313
Auswirkung von Änderungen des Konsolidierungskreises	38	(19)	19
Auswirkung von Umrechnungsanpassungen	101	(146)	(45)
Übertragungen in Vermögenswerte und Verbindlichkeiten, die als zur Veräußerung gehalten klassifiziert sind	(54)	51	(3)
Sonstige	440	(344)	95
Auswirkung der Aufrechnung je steuerliche Einheit	638	(638)	-
PER 31. DEZEMBER 2022	2.029	(6.408)	(4.379)

11.3.2 Analyse der Position latente Nettosteuern, ausgewiesen in der Bilanz (vor Aufrechnung latenter Steueransprüche und -verbindlichkeiten 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, gegen den sich steuerliche Verlustvorträge verwenden lassen. 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. 2022	31. Dez. 2021
---	---	---
Latente Steueransprüche:
Steuerliche Verlustvorträge und Steuerguthaben	2.202	1.299
Pensionsverpflichtungen	812	1.501
Nicht abzugsfähige Rückstellungen	518	388
Differenz zwischen dem Buchwert von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten und ihren Bemessungsgrundlagen	1.830	1.440
Bewertung von Finanzinstrumenten zum beizulegenden Zeitwert (IAS 32/ IFRS 9)	8.346	8.968
Sonstige	620	523
SUMME	14.328	14.119
Latente Steuerschulden:
Differenz zwischen dem Buchwert von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten und ihren Bemessungsgrundlagen	(9.873)	(9.345)
Bewertung von Finanzinstrumenten zum beizulegenden Zeitwert (IAS 32/ IFRS 9)	(8.141)	(10.643)
Sonstige	(693)	(687)
SUMME	(18.707)	(20.675)
LATENTE STEUERANSPRÜCHE/(-SCHULDEN), NETTO	(4.378)	(6.557)

11.4 Nicht angesetzte latente Steuern

Am 31. Dezember 2022 belief sich der Steuereffekt von Steueraufwendungen und Steuerguthaben, die für Vorträge geeignet sind, aber nicht verwendet und in der Bilanz nicht erfasst wurden, auf 4.165 Mio. € (4.642 Mio. € am 31. Dezember 2021). Die meisten dieser nicht erfassten Steueraufwendungen beziehen sich auf Gesellschaften in Ländern, in denen Verluste auf unbestimmte Zeit vorgetragen werden dürfen (hauptsächlich Belgien, Australien, Luxemburg und die Niederlande).

Diese steuerlichen Verlustvorträge führten nicht zum vollständigen oder teilweisen Ansatz latenter Steuerguthaben, weil mittelfristig ausreichende Gewinnerwartungen fehlten.

Der Steuereffekt sonstiger steuerabzugsfähiger temporärer Differenzen, die nicht in der Bilanz ausgewiesen sind, betrug Ende Dezember 2022 1.590 Mio. € gegenüber 1.097 Mio. € für Ende Dezember 2021.

ANHANG 12 Ergebnisse je Aktie

BILANZIERUNGSSTANDARDS

Das unverwässerte Ergebnis je Aktie wird durch Division des Jahresüberschusses (Konzernanteil) 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.

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 16.2.1"Emission tief nachrangiger, ewig laufender Anleihen").

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.

Zähler (in Millionen Euro)	31. Dez. 2022	31. Dez. 2021
Zähler (in Millionen Euro)
Konzernanteil am Jahresüberschuss/(-fehlbetrag)	216	3.661
davon Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) aus fortgeführten Geschäftsbereichen, Konzernanteil	(1.965)	3.582
Zinsen auf tief nachrangige, ewig laufende Anleihen	(77)	(121)
Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) zur Berechnung der Ergebnisse je Aktie	140	3.540
davon Jahresüberschuss//(-fehlbetrag) aus fortgeführten Geschäftsbereichen, Konzernanteil, zur Berechnung der Ergebnisse je Aktie	(2.042)	3.461
Verwässerter Konzernanteil am Jahresergebnis	140	3.540
Konzernanteil am periodischen Jahresüberschuss/(-fehlbetrag)	5.510	3.158
davon periodischer Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) aus fortgeführten Geschäftsbereichen, Konzernanteil	5.223	2.927
Zinsen auf tief nachrangige, ewig laufende Anleihen	(77)	(121)
Periodischer Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) zur Berechnung der Ergebnisse je Aktie	5.433	3.037
davon periodischer Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) aus fortgeführten Geschäftsbereichen, Konzernanteil, zur Berechnung der Ergebnisse je Aktie	5.146	2.806
Verwässerter periodischer Jahresüberschuss/(-fehlbetrag), Konzernanteil	5.433	3.037
Nenner (in Millionen Aktien)
Durchschnittliche Anzahl im Umlauf befindlicher Aktien	2.420	2.419
Auswirkung verwässernder Instrumente:
Bonusaktienpläne für Mitarbeiter	-	12
Verwässerte durchschnittliche Anzahl im Umlauf befindlicher Aktien	2.420	2.431
Ergebnisse je Aktie (Euro)
Unverwässertes Ergebnis je Aktie	0,06	1,46
davon unverwässertes Ergebnis je Aktie, Konzernanteil, aus fortgeführten Geschäftsbereichen	(0,84)	1,43
Verwässertes Ergebnis je Aktie	0,06	1,46
davon verwässertes Ergebnis je Aktie, Konzernanteil, aus fortgeführten Geschäftsbereichen	(0,84)	1,42
Unverwässertes wiederkehrendes Ergebnis je Aktie	2,24	1,26
davon unverwässertes wiederkehrendes Ergebnis je Aktie, Konzernanteil, aus fortgeführten Geschäftsbereichen	2,13	1,16
Verwässertes wiederkehrendes Ergebnis je Aktie(1)	2,23	1,25
davon verwässertes wiederkehrendes Ergebnis je Aktie, Konzernanteil, aus fortgeführten Geschäftsbereichen(1)	2,12	1,15

(1) 2022 schließt die Berechnung des Nenners 12 Millionen potenzieller Aktien von ENGIE ein, die sich verwässernd auf den NRIgs und den NRIgs für fortgeführte Geschäftsbereiche je Aktie auswirken würden, die aber bei der Berechnung des NRIgs und des NRIgs für fortgeführte Geschäftsbereiche je Aktie nicht berücksichtigt wurden, denn sie würden dem verwässernden Effekt von Letzterem entgegenstehen.

ANHANG 13 Anlagevermögen

13.1 Goodwill

BILANZIERUNGSSTANDARDS

Bei einem Unternehmenszusammenschluss wird der Goodwill bewertet als Differenz zwischen:

―

einerseits der Summe aus:


―	der übertragenen Gegenleistung;
―	der Menge nicht beherrschender Anteile an dem erworbenen Unternehmen und
―	bei einem stufenweisen Unternehmenszusammenschluss dem am Erwerbstag beizulegenden Zeitwert des zuvor an dem erworbenen Unternehmen gehaltenen Eigenkapitalanteils;

―

andererseits dem beizulegenden Nettozeitwert 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 sind die bestmöglichen Schätzungen des Managements zum Erwerbszeitpunkt.

Die Höhe des am Erwerbstag angesetzten Goodwill darf nach dem Ende des 12-monatigen Bemessungszeitraums nicht berichtigt werden.

Der Goodwill von Anteilen an assoziierten Unternehmen wird als "Investitionen in nach der Equity-Methode bilanzierte Unternehmen" ausgewiesen.

13.1.1 Bewegungen im Buchwert des Goodwill

In Millionen Euro	Nettobetrag
Per 31. Dezember 2021	12.799
Änderungen des Konsolidierungskreises und Sonstige	(27)
Umrechnungsdifferenzen	82
PER 31. DEZEMBER 2022	12.854

13.1.2 Information über den Goodwill

Um die Werthaltigkeit zu testen, wird der Goodwill den Geschäftssegmenten als unterster Ebene zugewiesen, auf der er für die Zwecke des internen Managements überwacht wird.

Diese Tabelle zeigt die Höhe des Goodwill am 31. Dezember 2022:

In Millionen Euro	31. Dez. 2022
Networks	5.302
Renewables	2.110
Supply	1.830
Energy Solutions	1.316
Thermal	1.152
Nuclear	797
Sonstige	350
SUMME	12.855

13.2 Immaterielle Vermögenswerte

BILANZIERUNGSSTANDARDS

Erstansatz

Immaterielle Vermögenswerte werden zu Anschaffungskosten, abzüglich kumulierter Abschreibung und kumulierter Wertminderungsaufwendungen, bilanziert.

Abschreibung

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	3	20
Sonstige immaterielle Vermögenswerte	1	50

Immaterielle Vermögenswerte mit unbestimmter Nutzungsdauer werden nicht abgeschrieben, vielmehr wird jährlich ihre Werthaltigkeit getestet.

Immaterielle Rechte aus Konzessionsverträgen

In IFRIC 12 - Dienstleistungskonzessionsvereinbarungen geht es um die Behandlung bestimmter Konzessionsvereinbarungen durch den Konzessionsbetreiber.

Damit eine Konzessionsvereinbarung unter IFRIC 12 fällt, muss die Kontrolle über die Nutzung der Infrastruktureinrichtung bei dem Konzessionsgeber liegen. Diese Forderung ist erfüllt, wenn folgende zwei Bedingungen zutreffen:


―	Der Konzessionsgeber kontrolliert oder regelt, welche Dienstleistungen der Betreiber mit der Infrastruktur zu erbringen hat, an wen und zu welchem Preis er sie zu erbringen hat, und
―	der Konzessionsgeber bestimmt bei Ablauf der Vereinbarung über eine Restbeteiligung an der Infrastruktur. Er behält sich beispielsweise vor, die Infrastruktureinrichtung bei Beendigung der Konzession zurückzunehmen.

Das Modell des immateriellen Vermögenswertes nach Punkt 17 in IFRIC 12 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 auf Erhalt von Zahlungsmitteln, da die Beträge vom Umfang der Nutzung der Dienstleistung durch die Öffentlichkeit abhängen.

Infrastruktureinrichtungen aus Konzessionen, die nicht die Anforderungen von IFRIC 12 erfüllen, werden als Sachanlagen dargestellt. Das trifft auf die Infrastruktur für die Gasverteilung in Frankreich zu. Die entsprechenden Vermögenswerte werden nach IAS 16 angesetzt, denn GRDF betreibt sein Netz auf der Basis langfristiger Konzessionsvereinbarungen, von denen die meisten nach dem französischen Gesetz Nr. 46-628 vom 8. April 1946 zwingend bei Ablauf verlängert werden.

Kosten für Forschung und Entwicklung

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 immateriellen Vermögenswerts abgeschrieben.

13.2.1 Bewegungen bei immateriellen Vermögenswerten

In Millionen Euro	Immaterielle Rechte aus Konzessionsverträgen	Kapazitätsrechte	Sonstige	Summe
Bruttobetrag
Per 31. Dezember 2021	3.917	2.845	12.936	19.697
Erwerbe	68	-	1.364	1.432
Veräußerungen	(485)	(15)	(622)	(1.122)
Umrechnungsdifferenzen	11	-	150	162
Änderungen des Konsolidierungskreises	(37)	-	15	(22)
Übertragung in "als veräußerungsfähig klassifizierte Vermögenswerte und aufgegebene Geschäftsbereiche"	-	-	6	6
Sonstige	156	453	(351)	257
PER 31. DEZEMBER 2022	3.630	3.282	13.498	20.410
Kumulierte Abschreibung und Wertminderung
PER 31. DEZEMBER 2021	(1.921)	(2.133)	(8.860)	(12.913)
Abschreibung	(139)	(90)	(812)	(1.041)
Wertminderung	(13)	-	(41)	(54)
Veräußerungen	477	15	519	1.011
Umrechnungsdifferenzen	1	-	(45)	(44)
Änderungen des Konsolidierungskreises	9	-	37	46
Sonstige	(121)	-	71	(50)
PER 31. DEZEMBER 2022	(1.706)	(2.208)	(9.131)	(13.046)
Buchwert
PER 31. DEZEMBER 2021	1.996	712	4.076	6.784
PER 31. DEZEMBER 2022	1.924	1.074	4.366	7.364

2022 war die Nettoerhöhung bei den "Immateriellen Vermögenswerten" hauptsächlich beeinflusst von:


―	den Investitionen in der Periode (positive 1.432 Mio. €) vor allem in unfertige Informationstechnologieprojekte (positive 898 Mio. €) für die Geschäfte von Energy Solutions in Frankreich, Networks in Frankreich und für die Geschäfte von Renewables in Brasilien und den Vereinigten Staaten;
―	positiven Wechselkurseffekten von 118 Mio. € in erster Linie dank der Aufwertung des brasilianischen Real (positive 86 Mio. €) und des US-Dollars (positive 37 Mio. €) gegenüber dem Euro;
―	Änderungen des Konsolidierungskreises (positive 24 Mio. €) hauptsächlich durch den Erwerb von Eolia Renovables in Spanien (positive 22 Mio. €) und den Erwerb von Renewables-Geschäften in den Vereinigten Staaten (positive 14 Mio. €).

Dem standen teilweise gegenüber:


―	Abschreibungen (negative 1.041 Mio. €);
―	der Einfluss der erstmaligen Anwendung der Entscheidung des IFRS IC von März 2021 über die Bilanzierung von Kosten für die Konfiguration und Anpassung von Software im Rahmen einer SaaS-Vereinbarung (Software as a Service) mit negativen 140 Mio. € (Anhang 1.1 "Bilanzierungsstandards");
―	Wertminderungsaufwendungen (negative 54 Mio. €).

13.2.2 Kapazitätsrechte

Die Gruppe hat Kapazitätsrechte an Kraftwerken erworben, die von Dritten betrieben werden. Diese Kraftwerkskapazitätsrechte 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 Betriebsdauer 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 an dem virtuellen Kraftwerk (VPP) in Italien.

13.2.3 Sonstige

Am 31. Dezember 2022 bezieht sich diese Position hauptsächlich auf Software und Lizenzen für 1.393 Mio. € sowie auf immaterielle Vermögenswerte in Entwicklung für 767 Mio. € und immaterielle Vermögenswerte (Kundenportfolio) für 1.925 Mio. €, die im Ergebnis von Unternehmenszusammenschlüssen und aktivierten Anschaffungskosten für Verträge mit Kunden erworben wurden.

13.2.4 Information über Forschungs- und Entwicklungskosten

Aktivitäten in Forschung und Entwicklung beziehen sich hauptsächlich auf verschiedene Studien zu technologischer Innovation, effizienteren Anlagen, Sicherheit, Umweltschutz, Dienstleistungsqualität und Nutzung von Energieressourcen. Vorrang bei Forschung und Entwicklung haben die Anpassung an den Klimawandel und der Klimaschutz mit Systemen für erneuerbare Energien (Photovoltaik sowie Onshore- und Offshore-Windkraft), Produktion und Nutzung grüner Gase (Wasserstoff, Biomethan) oder der Entwicklung einer dezentralen Energieinfrastruktur (Fernwärme und -kälte, dezentrale Sonnenenergie, Städte und Mobilität mit geringer CO2 -Emission).

Die aktivierten Entwicklungskosten für Projekte in der Entwicklungsphase, die die Kriterien für den Ansatz als immaterieller Vermögenswert nach IAS 38 erfüllen, beliefen sich 2022 auf 44 Mio. € und betreffen im Wesentlichen EV Box (22 Mio. €), das im Energy-Solutions-Geschäft aktiv ist, und die Renewables-Geschäfte von Engie Energia Chile (20 Mio. €).

13.3 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 erste Kostenschätzung für Abbruch und Abräumen des Gegenstands und für die Wiederherstellung des Standorts, an dem er sich befindet, wenn das Unternehmen eine bestehende, gesetzliche oder faktische Verpflichtung hat, den Gegenstand abzubauen oder den Standort wiederherzustellen. Eine entsprechende Rückstellung für diese Verpflichtung wird in Höhe des Bestandteils des Vermögenswerts angesetzt.

Fremdkapitalkosten, die direkt dem Bau eines qualifizierenden Vermögenswertes zuzuordnen sind, werden als Teil der Anschaffungskosten dieses Vermögenswerts aktiviert.

Leasingverhältnisse

Im Einklang mit IFRS 16 setzt die Gruppe einen Vermögenswert aus einem Nutzungsrecht und eine entsprechende Leasingverbindlichkeit für Verträge an, die als Leasingverhältnisse mit der Gruppe als Leasingnehmer betrachtet werden, mit Ausnahme von Leasings mit einer Laufzeit von 12 Monaten oder weniger ("Kurzzeit-Leasing") und Leasings, deren Basiswert gering ist ("geringfügiger Vermögenswert"). Zahlungen in Verbindung mit diesen Leasings werden auf der Grundlage einer linearen Abschreibung als Aufwand bei Gewinn und Verlust ausgewiesen. Die Leasingverträge der Gruppe beziehen sich hauptsächlich auf Immobilien, Fahrzeuge und sonstige Ausstattung.

Der Vermögenswert aus einem Nutzungsrecht wird zuerst mit den direkten Kosten bewertet. Dazu gehören der Anfangsbetrag der Leasingverbindlichkeit, berichtigt um Leasingzahlungen vor dem oder am Leasingbeginn, zuzüglich anfänglicher direkter Kosten, und eine Kostenschätzung für Abbruch und Abräumen des Basiswerts oder für die Wiederherstellung des Basiswerts oder des Standorts, an dem er sich befindet, abzüglich eventuell erhaltener Leasing-Anreize.

Die Leasingverbindlichkeit wird zuerst zum Barwert der restlichen Leasingraten bemessen und mit dem Grenzfremdkapitalzinssatz des Leasingnehmers abgezinst. Dieser Zinssatz wird nach dem Grenzfremdkapitalzinssatz der Gruppe, angepasst nach IFRS 16, berechnet und berücksichtigt (i) das wirtschaftliche Umfeld der Tochterunternehmen und insbesondere ihr Kreditrisiko, (ii) die Währung, in der der Vertrag geschlossen wurde, und (iii) die Vertragsdauer zu Beginn (oder die Restlaufzeit von bei Erstanwendung von IFRS 16 bereits bestehenden Verträgen). Die Methode zur Ermittlung des Grenzfremdkapitalzinssatzes spiegelt das Profil der Leasingzahlungen wider (Durationsmethode).

Die Laufzeit des Leasings wird von Fall zu Fall bewertet, in Abhängigkeit davon, ob die Ausübung einer Verlängerungsoption angemessen sicher ist oder eine Beendigungsoption hinreichend sicher nicht ausgeübt wird. Die Laufzeit des Leasings wird neu bewertet, wenn ein maßgebliches Ereignis oder eine maßgebliche Änderung der Umstände eintritt, über die der Leasingnehmer die Kontrolle hat und die sich auf die vorgenommene Bewertung auswirken können. Bei der Bestimmung der rechtlich durchsetzbaren Leasingdauer nutzt die Gruppe eine weitgefasste Auslegung des Begriffs der Vertragsstrafe und berücksichtigt nicht nur Vertragsstrafen wegen Kündigung, sondern auch Nebenkosten, die bei vorzeitiger Beendigung des Leasingverhältnisses entstehen können.

Kissengas

In die unterirdischen Speicher injiziertes "Kissen"-Gas ist entscheidend um zu sichern, dass Speicher tatsächlich betrieben werden können. Es ist daher untrennbar von diesen Speichern. Anders als "Arbeits"-Gas, das zu den Vorräten gehört (vgl. Anhang 22.2 "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
Solar- und Windparks	25	30
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 Ausstattung und Möbel, während es bei den als Maximum angegebenen um Netzinfrastruktureinrichtungen und Speicherstätten geht. Im Einklang mit dem von der belgischen Abgeordnetenkammer am 31. Januar 2003 verabschiedeten Gesetz über den schrittweisen Ausstieg aus der Kernenergie für die industrielle Stromerzeugung wurde die Nutzungsdauer von Kernkraftwerken überprüft und prospektiv auf 40 Jahre von 2003 an angepasst. Eine Ausnahme bilden Tihange 1, Doel 1 und Doel 2 mit einer um 10 Jahre verlängerten Betriebsdauer.

Die Betriebsausstattung von von der Gruppe betriebenen Wasserkraftwerken wird über die kürzere Vertragslaufzeit oder Nutzungsdauer der Vermögenswerte abgeschrieben, wobei die Verlängerung der Konzession berücksichtigt wird, sofern eine solche Verlängerung hinreichend sicher ist. Der Vermögenswert aus einem Nutzungsrecht wird bei Leasingverhältnissen ab Vertragsbeginn bis zum Ende der Leasingdauer nach der linearen Abschreibungsmethode abgeschrieben, sofern nicht das Leasingverhältnis bei Beendigung der Vertragsdauer das Eigentum an dem Basiswert auf die Gruppe überträgt. In solchem Fall wird der Vermögenswert aus einem Nutzungsrecht über die Nutzungsdauer des Basisvermögenswerts abgeschrieben, die auf dieselbe Weise wie oben für Sachanlagen dargelegt bestimmt wird.

13.3.1 Bewegungen bei Sachanlagen

In Millionen Euro	Grundstücke	Gebäude	Anlagen und Maschinen	Fahrzeuge	Abbruchkosten	Anlagen im Bau
Bruttobetrag
PER 31. DEZEMBER 2021	650	3.312	90.530	304	3.669	4.715
Erwerbe/Erhöhungen	4	21	348	33		5.473
Veräußerungen	(33)	(94)	(475)	(29)	(3)	(28)
Umrechnungsdifferenzen	8	15	934	3	13	153
Änderungen des Konsolidierungskreises	5	(2)	178	(12)	22	(75)
Übertragung in "als veräußerungsfähig klassifizierte Vermögenswerte und aufgegebene Geschäftsbereiche"	-	-	(372)	-	-	(6)
Sonstige	16	(491)	4.873	5	2.337	(4.585)
PER 31. DEZEMBER 2022	649	2.762	96.016	304	6.038	5.649
Kumulierte Abschreibung und Wertminderung
PER 31. DEZEMBER 2021	(146)	(1.849)	(49.426)	(219)	(3.115)	(387)
Planmäßige Abschreibung	(3)	(70)	(2.797)	(29)	(102)	-
Wertminderung	(2)	(8)	(846)		(911)	(472)
Veräußerungen	3	78	395	27	1	47
Umrechnungsdifferenzen	(1)	(8)	(331)	(2)	(4)	(12)
Änderungen des Konsolidierungskreises	1	(8)	(78)	(3)	(25)	97
Übertragung in "als veräußerungsfähig klassifizierte Vermögenswerte und aufgegebene Geschäftsbereiche"	-	-	260	-	-	3
Sonstige	(4)	93	112	-	-	2
PER 31. DEZEMBER 2022	(153)	(1.772)	(52.709)	(226)	(4.155)	(724)
Buchwert
PER 31. DEZEMBER 2021	503	1.463	41.105	85	554	4.328
PER 31. DEZEMBER 2022	497	991	43.307	78	1.883	4.925

In Millionen Euro	Nutzungsrecht	Sonstige	Summe
Bruttobetrag
PER 31. DEZEMBER 2021	3.867	1.308	108.355
Erwerbe/Erhöhungen	1.335	69	7.283
Veräußerungen	(167)	(55)	(884)
Umrechnungsdifferenzen	110	23	1.260
Änderungen des Konsolidierungskreises	(88)	(22)	6
Übertragung in "als veräußerungsfähig klassifizierte Vermögenswerte und aufgegebene Geschäftsbereiche"	10	-	(369)
Sonstige	27	(3)	2.179
PER 31. DEZEMBER 2022	5.094	1.319	117.831
Kumulierte Abschreibung und Wertminderung
PER 31. DEZEMBER 2021	(1.284)	(850)	(57.277)
Planmäßige Abschreibung	(442)	(92)	(3.534)
Wertminderung	(19)	(2)	(2.259)
Veräußerungen	157	49	757
Umrechnungsdifferenzen	(24)	(8)	(390)
Änderungen des Konsolidierungskreises	(76)	(4)	(97)
Übertragung in "als veräußerungsfähig klassifizierte Vermögenswerte und aufgegebene Geschäftsbereiche"	(1)	-	262
Sonstige	(21)	12	193
PER 31. DEZEMBER 2022	(1.710)	(895)	(62.343)
Buchwert
PER 31. DEZEMBER 2021	2.583	458	51.079
PER 31. DEZEMBER 2022	3.384	424	55.488

2022 berücksichtigt die Nettozunahme bei den "Sachanlagen" im Wesentlichen:


―	den Ansatz der Außerbetriebsetzung von Anlagen im Hinblick auf die Überprüfung der Rückstellungen für Stilllegungen, wobei sich der größte Teil auf kerntechnische Anlagen bezieht (2.238 Mio. €);
―	Instandhaltungs- und Entwicklungsinvestitionen von insgesamt 5.948 Mio. €, meist im Zusammenhang mit dem Bau und der Entwicklung von Wind- und Solarparks hauptsächlich in Frankreich, den Vereinigten Staaten, Lateinamerika (2.870 Mio. €) und dem Ausbau von Transport- und Verteilnetzen in Frankreich und Rumänien (1.806 Mio. €), mit Geschäften von Energy Solutions (461 Mio. €) und Vermögenswerten des Geschäftssegments Thermal (516 Mio. €);
―	den Ansatz des Nutzungsrechts aufgrund der Verlängerung der Konzession für die Compagnie Nationale du Rhône (CNR) mit positiven 848 Mio. € und
―	die positiven Wechselkurseffekte von 870 Mio. €, hauptsächlich durch die Aufwertung des US-Dollars (Positivwirkung von 601 Mio. €) gegenüber dem Euro und die Schwankungen beim brasilianischen Real (Positivwirkung von 324 Mio. €).

Dem stand in großem Umfang gegenüber:


―	eine Abschreibung von insgesamt 3.534 Mio. €;
―	die Klassifizierung als "zum Verkauf gehaltene Vermögenswerte" mit negativen 107 Mio. €, bei denen es hauptsächlich um die Klassifizierung eines Wärmekraftwerks in Brasilien geht (negative 353 Mio. €), gegen die der Verzicht auf die Klassifizierung bestimmter Anlagen für erneuerbare Energieträger in Mexiko als zum Verkauf gehalten wegen der ungünstigen Entwicklung des Veräußerungsvorhabens gerechnet wird (positive 229 Mio. €);
―	Wertminderungsaufwendungen für Sachanlagen in Höhe von 2.259 Mio. € vor allem bezüglich der Kernkraftwerke in Belgien (negative 1.219 Mio. €).

13.3.2 Als Sicherheit gestellte und mit Hypotheken belastete Vermögenswerte

Sachanlagenposten, die die Gruppe als Bürgschaft für Fremdkapital und Schulden verpfändet hat, beliefen sich per 31. Dezember 2022 auf 1.120 Mio. € gegenüber 1.373 Mio. € per 31. Dezember 2021.

Der Nettorückgang bezieht sich vor allem auf Anlagen von Thermal in Brasilien mit negativen 484 Mio. € wegen des Ansatzes eines Wärmekraftwerks als zum Verkauf gehaltener Vermögenswert.

13.3.3 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 Kauf von Sachanlagen beliefen sich am 31. Dezember 2022 auf 3.548 Mio. € gegenüber 1.926 Mio. € am 31. Dezember 2021(1).

Der Nettoanstieg geht in erster Linie auf den Bau von Anlagen für erneuerbare Energieträger in Brasilien mit 680 Mio. € und in den Vereinigten Staaten mit 392 Mio. € und auf vertragliche Zusagen für die Gasspeicherstätten Zuidwending und JemGum in den Niederlanden mit 286 Mio. € zurück.

13.3.4 Weitere Angaben

Die Fremdkapitalkosten, die 2021 in den Sachanlagenkosten enthalten waren, beliefen sich per 31. Dezember 2022 auf 109 Mio. € im Vergleich zu 70 Mio. € am 31. Dezember 2021.

13.4 Werthaltigkeitstest bei Goodwill, immateriellen Vermögenswerten und Sachanlagen

BILANZIERUNGSSTANDARDS

Wertminderungsrisiko

Goodwill

Der Goodwill wird nicht abgeschrieben, sondern nach IAS 36 jährlich auf seine Werthaltigkeit getestet oder auch öfter, wenn es einen Hinweis auf eine Wertminderung gibt. Der gesamte Goodwill wird ausgehend von den Daten Ende Juni auf Werthaltigkeit getestet, ergänzt durch eine Prüfung der Ereignisse in der zweiten Jahreshälfte.

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.

Der Goodwill ist wertgemindert, wenn der Nettobuchwert der CGU (oder Gruppe von CGUs), der der Goodwill zugeordnet ist, größer als der erzielbare Betrag dieser CGU ist.

Eine Wertminderung des Goodwill kann nicht aufgeholt werden und erscheint unter "Wertminderungsaufwand" in der Gewinn- und Verlustrechnung.

Immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen

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 von Ereignissen oder Veränderungen des Marktumfelds oder internen Informationsquellen ausgehen. Nicht abzuschreibende immaterielle Vermögenswerte werden jährlich auf ihre Werthaltigkeit getestet.

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 maßgeblicher Änderungen des Umfelds, in dem die Vermögenswerte betrieben werden, oder bei einer Wirtschaftsleistung, die unter der erwarteten liegt.

1 Investitionszusagen der Gruppe zum Kauf von Sachanlagen per 31. Dezember 2021 wurden wegen doppelter Zählung berichtigt.

Posten von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten werden auf der Ebene der Zahlungsmittel generierenden Einheit (CGU) auf Werthaltigkeit getestet, wie es zweckmäßig und in IAS 36 festgelegt ist. 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 erfasste 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 Abschreibung), wäre in früheren Perioden kein Wertminderungsaufwand angesetzt worden.

Anzeichen einer Wertminderung

Die wichtigsten Hinweise auf eine Wertminderung, die die Gruppe nutzt, sind:

―

externe Informationsquellen:


―	ein Wert eines Vermögenswertes, der über die Periode deutlich stärker gesunken 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 Veränderungen des Umfangs oder der Art und Weise, wie 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. Zu solchen Veränderungen gehört, 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 Restrukturierung 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.

Bewertung des erzielbaren Betrags

Bei Betriebseinheiten, die die Gruppe langfristig und nach dem Fortführungsprinzip halten möchte, entspricht der erzielbare Betrag einer CGU dem beizulegendem Zeitwert, abzüglich Veräußerungskosten, oder dem Nutzungswert, wenn er höher ist. Der Nutzungswert wird primär auf der Grundlage des Barwerts künftiger Nettozahlungsströme aus betrieblicher Tätigkeit einschließlich Endwert bestimmt. Die Standardbewertungsmethoden basieren auf folgenden wirtschaftlichen Grundannahmen:


―	Marktaussichten und Entwicklungen des regulatorischen Rahmens;
―	Abzinsungen, die auf den besonderen Merkmalen der jeweiligen Betriebseinheit beruhen;
―	Endwerte im Einklang mit verfügbaren Marktdaten speziell für die jeweiligen operativen Segmente und Wachstumsraten in Verbindung mit diesen Endwerten, die nicht die Inflationsrate übersteigen.

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.

Für betriebliche Einheiten, deren Verkauf die Gruppe beschlossen hat, basiert der erzielbare Betrag für die jeweiligen Vermögenswerte auf dem Marktwert, abzüglich Veräußerungskosten. Bei laufenden Verhandlungen wird dieser Wert nach der besten Schätzung ihres Ergebnisses am Ende der Berichtsperiode ermittelt.

13.4.1 Allgemeine Annahmen

Die Werthaltigkeitstests fanden in einem hoch volatilen wirtschaftlichen Umfeld statt, wie in Anhang 1.3 "Anwendung von Schätzungen und Ermessensentscheidungen" beschrieben.

In den meisten Fällen wird der erzielbare Betrag mit Hilfe eines Nutzungswerts bestimmt, der auf der Grundlage von Cashflow-Projektionen aus dem Haushalt 2023 und dem mittelfristigen Businessplan 2024 -2025, wie vom Geschäftsführenden Vorstand und dem Aufsichtsrat genehmigt, und über diesen Zeitrahmen hinaus auf der Basis von extrapolierten Cashflows errechnet wird.

Cashflow-Projektionen werden auf der Grundlage von makroökonomischen Annahmen (Inflation, Wechselkurse und Wachstumsraten) und Preisprognosen im Ergebnis des Referenzszenariums der Gruppe für 2026 - 2050 ermittelt, wie es vom Geschäftsführenden Vorstand im Oktober 2022 überarbeitet und bestätigt wurde. Folgende Parameter bestimmten die Prognosen und Projektionen im Referenzszenarium:


―	Forward-Marktpreise für Brennstoffe (Kohle, Öl und Gas), CO2 und Strom für jeden Markt über die Liquiditätsperiode vor dem Hintergrund stark volatiler Energiepreise;
―	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. Die langfristigen Projektionen für CO2 -Preise stimmen mit den Zielen einer um 55 % verringerten Emission bis 2030 und der Klimaneutralität bis 2050 überein, die die Europäische Kommission als Teil des im Dezember 2019 und Juli 2021 verkündeten "European Green Deal" festgelegt hat. Betrachtet man die externen Szenarien, ähnelt das Szenario der Gruppe dem der Internationalen Energieagentur mit ihrem APS-Modell (APS = Announced Pledges Scenario) und dem der ADEME ("grüne Technologie");
―	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 für jedes Stromerzeugungssystem bestimmt. ENGIE hat sich für einen ausgewogenen Mix aus erneuerbaren Gasen und der Abscheidung und Speicherung von Kohlendioxid entschieden, um ein Energiesystem von höchster Effizienz und Resilienz zu gewährleisten. Diese Zielrichtung steht im Bericht der Gruppe als Teil der Initiative "Task Force on Climate Related Financial Disclosures" (TCFD). Die Risikofaktoren durch Probleme des Klimas und des Umweltschutzes sind auch in diesem Einheitlichen Registrierungsformular dargelegt.

13.4.2 Renewables

Am 31. Dezember 2022 betrugen der Goodwill 2.110 Mio. €, die immateriellen Vermögenswerte 1.305 Mio. € und die Sachanlagen 14.679 Mio. €. Renewables umfasst die gesamte zentralisierte Energieerzeugung aus erneuerbaren Energieträgern, einschließlich Finanzierung, Bau, Betrieb und Instandhaltung von Anlagen zur Energieerzeugung aus erneuerbaren Energieträgern, die unterschiedliche Energiequellen nutzen, wie Wasserkraft, Onshore-Wind, Photovoltaik, Biomasse, Offshore-Wind und Geothermie. Die erzeugte Energie wird in das Netz eingespeist und entweder auf dem freien oder regulierten Markt oder über Strombezugsvereinbarungen an Dritte verkauft.

Die Grundannahmen und wichtigsten Schätzungen beziehen sich hauptsächlich auf Abzinsungssätze, Annahmen hinsichtlich der Verlängerung der Konzessionsverträge zur Nutzung der Wasserkraft und Änderungen der Strompreise über die Liquiditätsperiode hinaus.

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 Perioden, über die sich die Verlängerung der Konzessionsverträge erstreckt, 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.

Die auf diese Geschäfte 2022 angewandten Abzinsungssätze reichten von 4,5 % bis 10,2 %. 2021 ging diese Spanne von 4,5 % bis 10 %.

Ergebnisse der Werthaltigkeitstests

Unter Berücksichtigung des erzielbaren Betrags für die Zahlungsmittel generierende Einheit, der der Goodwill zugeordnet ist, wurden am 31. Dezember 2022 keine Wertminderungsaufwendungen auf den Goodwill angesetzt.

Dagegen wurden im Laufe des Jahres Wertminderungsaufwendungen von 232 Mio. € für Sachanlagen vor allem in Lateinamerika mit 135 Mio. € und Nordamerika mit 82 Mio. € erfasst.

Empfindlichkeitsanalyse

Ein Sinken des Preises für Strom aus Wasserkraftwerken um 10 €/MWh hätte eine Negativwirkung von 0,4 Mrd. € auf den erzielbaren Betrag. Der für den Goodwill erzielbare Betrag läge jedoch weiter über dem Buchwert. Umgekehrt hätte eine Erhöhung der Strompreise um 10 €/MWh eine Positivwirkung von 0,3 Mrd. € auf den erzielbaren Betrag.

13.4.3 Networks

Networks beinhaltet die Strom- und Gasinfrastrukturgeschäfte und -projekte der Gruppe. Dazu gehören das Management und die Planung von (i) Gas- und Stromübertragungsnetzen und Erdgasverteilnetzen innerhalb und außerhalb von Europa, (ii) unterirdische Erdgasspeicher in Europa und (iii) die Regasifizierungsinfrastruktur in Frankreich und Chile.

Neben dem herkömmlichen Infrastrukturmanagement trägt das Asset-Portfolio auch zu den Herausforderungen der Energiewende und zu grüneren Netzen bei (Biomethan, Wasserstoff usw.).

Am 31. Dezember 2022 betrugen der Goodwill 5.302 Mio. €, die immateriellen Vermögenswerte 1.093 Mio. € und die Sachanlagen 29.942 Mio. €. Bei den regulierten Vermögenswerten der Infrastruktur in Frankreich machten die immateriellen Vermögenswerte 940 Mio. € und die Sachanlagen 26.369 Mio. € aus.

Die Bewertung der Geschäfte in Frankreich beruht im Wesentlichen auf Cashflow-Projektionen auf der Grundlage von Tarifen, die mit der französischen Regulierungsbehörde für Energie (CRE) ausgehandelt wurden, und auf Endwerten, die dem Erwartungswert der regulatorischen Kapitalbasis (RAB) entsprechen. Die RAB ist der Wert, den die CRE den Vermögenswerten zuweist, die Verteiler betreiben. Sie ist die Summe des künftigen Cashflow vor Steuern, abgezinst in einer Höhe, die der Rendite vor Steuern entspricht, die der Regulierer garantiert.

Eine Erhöhung der Abzinsungssätze für die Stromerzeugung aus Wasserkraftwerken in Frankreich um 50 Basispunkte hätte eine Negativwirkung von 0,3 Mrd. € auf den erzielbaren Betrag. Der für den Goodwill erzielbare Betrag läge jedoch weiter über dem Buchwert. Eine Senkung der angewandten Abzinsungssätze um 50 Basispunkte hätte eine Positivwirkung von 0,3 Mrd. € auf den erzielbaren Betrag.

Hinsichtlich der Bewertung der Geschäfte in Frankreich führt das Energiemix-Szenario für 2050, das die Gruppe angenommen und in Anhang 17.3.1 "Abbruchverpflichtungen für nicht mit Kernkraft arbeitende Kraftwerke und Ausrüstung" dargelegt hat, nicht zu einer maßgeblichen Änderung der RAB. Angesichts der zentralen Rolle von Gas als zuverlässiger Energiequelle, die erneuerbare Energieträger ergänzen kann, die naturgemäß unregelmäßig, nicht steuerbar und schwer zu speichern sind, plant die Gruppe den Weiterbetrieb oder Umbau ihrer Gasnetzinfrastruktur, so dass sie grüne Gase transportieren kann (Biomethan, Wasserstoff usw.), die das Erdgas schrittweise ersetzen.

Dazu plant die Gruppe, den derzeitigen Umfang von Investitionen beizubehalten. Dieser Ansatz wird weithin durch einen sich schnell entwickelnden rechtlichen Rahmen gestützt, der die zunehmende Nutzung von Wasserstoff (und in einem gewissen Maße von Biomethan) in der Europäischen Union fördert, was in Europa zu konkreten Vorgaben führen wird, zumindest für Wasserstoff. Dieser rechtliche Rahmen wird wohl in den nächsten zwei Jahren stehen.

Die politische und soziale Strategie für die Energiewende sieht für Frankreich die Klimaneutralität bis 2050 vor. Die Prioritäten der französischen Klima- und Energiepolitik werden in Frankreichs Aktionsplan Stratégie Française sur l'Énergie et le Climat (SFEC) aktualisiert (vgl. Anhang 17.3.1 "Abbruchverpflichtungen für nicht mit Kernkraft arbeitende Kraftwerke und Ausrüstung"). Die künftige Politik könnte sich auf Rolle und Umfang der Gasinfrastruktur in Frankreich auswirken.

Die auf alle diese Geschäftsfelder 2022 angewandten Abzinsungssätze reichten von 4,7 % bis 8,5 %. 2021 ging diese Spanne von 4,5 % bis 8,5 %.

Ergebnisse des Werthaltigkeitstests

Dagegen wurden im Laufe des Jahres Wertminderungsaufwendungen von 65 Mio. € für Sachanlagen vor allem in Deutschland erfasst.

Empfindlichkeitsanalyse

Angesichts der Regulierung der Geschäfte von Networks in Frankreich sowie des schrittweisen Übergangs von Erdgas zu grünem Gas würde eine vertretbare Änderung der Parameter für die Bewertung (Abzinsungssatz, Inflationsrate, Rendite auf Vermögenswerte) nicht zu Wertminderungsaufwendungen führen. Eine sehr grundsätzliche Änderung des regulatorischen Rahmens könnte sich maßgeblich auf die Bewertung der Gasinfrastrukturanlagen in Frankreich auswirken. Diesbezüglich sehen die RAB für die Vermögenswerte von Networks in Frankreich 2022 sowie die entsprechenden Abschreibungsbelastungen wie folgt aus:

In Millionen Euro	RAB 2022	Planmäßige Abschreibung
GRDF	16.137	(990)
GRTgaz	9.047	(540)
Storengy	3.958	(147)
Elengy	900	(56)

13.4.4 Energy Solutions

Am 31. Dezember 2022 betrugen der Goodwill 1.316 Mio. €, die immateriellen Vermögenswerte 2.302 Mio. € und die Sachanlagen 2.496 Mio. €.

Energy Solutions umfasst den Bau und das Management dezentraler Energienetze zur Erzeugung von Energie mit geringen CO2 -Emissionen (Fernwärme- und -kältenetze, dezentrale Anlagen zur Stromerzeugung, dezentrale Solarparks, Mobilität mit geringer CO2 -Emission, Städte und Straßenbeleuchtung mit geringer CO2 -Emission usw.) und die zugehörigen Dienstleistungen (Energieeffizienz, technische Instandhaltung, Beratung zu nachhaltiger Entwicklung).

Zur Berechnung des Nutzungswerts des Dienstleistungs- und Energieverkaufsgeschäfts in Frankreich wurde der Endwert durch Extrapolieren der Cashflows über den mittelfristigen Geschäftsplan 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 auf diese Geschäfte 2022 angewandten Abzinsungssätze reichten von 4,9 % bis 8,9 %. 2021 ging diese Spanne von 4,5 % bis 8,6 %.

Ergebnisse des Werthaltigkeitstests

Dagegen wurden im Laufe des Jahres Wertminderungsaufwendungen von 132 Mio. € für Sachanlagen vor allem in Verbindung mit der Neuaushandlung von Verträgen erfasst, die demnächst in Frankreich auslaufen.

Empfindlichkeitsanalyse

Angesichts des im Wesentlichen vertraglichen Charakters der Geschäfte von Energy Solutions würde eine angemessene Änderung von Bewertungsparametern nicht zu Wertminderungsaufwendungen beim Goodwill führen.

13.4.5 Thermal

Am 31. Dezember 2022 betrugen der Goodwill 1.152 Mio. €, die immateriellen Vermögenswerte 237 Mio. € und die Sachanlagen 5.525 Mio. €. Thermal beinhaltet die gesamte zentralisierte Stromerzeugung der Gruppe in Wärmekraftwerken, ob vertraglich gebunden oder nicht. Dazu gehören das Betreiben von Kraftwerken zumeist auf Gas- oder Kohlebasis oder auch mit Pumpen betriebene Speicherstätten. Die erzeugte Energie wird in das Netz eingespeist und entweder auf dem freien oder regulierten Markt oder über Strombezugsvereinbarungen an Dritte verkauft. Hinzu kommen die Finanzierung, der Bau und das Betreiben von Entsalzungsanlagen, einzeln oder für Kraftwerke.

Der Nutzungswert dieser Geschäfte wurde mit Cashflow-Projektionen auf der Grundlage des Haushalts 2023 und des mittelfristigen Businessplans 2024 - 2025 errechnet. Ausgehend von dem angenommenen Referenzszenarium der Gruppe wurden die Cashflows über diesen Dreijahreszeitraum hinaus für die Nutzungsdauern der Anlagen projiziert.

Die Grundannahmen und wichtigsten Schätzungen beziehen sich hauptsächlich auf Abzinsungssätze, die geschätzte Stromnachfrage und Preisänderungen für CO2 , Brennstoff und Strom über die Liquiditätsperiode hinaus. Diese Annahmen betreffen auch die Dauer der steuerlichen Maßnahmen, zu denen die Obergrenze für Markterlöse inframarginaler Erzeuger in Frankreich und Italien gehört.

Die auf diese Geschäfte 2022 angewandten Abzinsungssätze reichten von 6 % bis 10,3 %. 2021 ging diese Spanne von 6 % bis 10 %.

Ergebnisse des Werthaltigkeitstests

Dagegen wurden im Laufe des Jahres Wertminderungsaufwendungen von 744 Mio. € für Sachanlagen vor allem in Verbindung mit dem laufenden Ausstieg aus der Kohle erfasst, der spätestens 2027 abgeschlossen sein soll.

Empfindlichkeitsanalyse

Eine Erhöhung der angesetzten Abzinsungssätze um 50 Basispunkte hätte eine Negativwirkung von 1 % auf den den Buchwert übersteigenden erzielbaren Betrag für Wärmekraftwerke in Frankreich, Belgien, den Niederlanden und Spanien. Der für den Goodwill erzielbare Betrag läge jedoch weiter über dem Buchwert. Eine Senkung der angesetzten Abzinsungssätze um 50 Basispunkte hätte eine Positivwirkung von 1 % auf diese Berechnung.

Eine Verringerung der für Wärmekraftwerke in Frankreich, Belgien, den Niederlanden und Spanien erzielten Marge um 10 % hätte eine Negativwirkung von 5 % auf den den Buchwert übersteigenden erzielbaren Betrag für den Goodwill. Eine Erhöhung der erzielten Marge um 10 % hätte eine Positivwirkung von 5 % auf diese Berechnung.

13.4.6 Supply

Am 31. Dezember 2022 betrugen der Goodwill 1.830 Mio. €, die immateriellen Vermögenswerte 682 Mio. € und die Sachanlagen 119 Mio. €.

Supply beinhaltet alle Aktivitäten der Gruppe im Bereich Gas- und Stromverkauf an Endkunden. Dazu gehören auch alle Geschäfte der Gruppe im Bereich Dienstleistungen für Hausverwaltungen.

Zur Berechnung des Nutzungswerts der wichtigsten Dienstleistungs- und Energieverkaufsgeschäfte in Europa wurde der Endwert durch Extrapolieren der Cashflows über den mittelfristigen Geschäftsplan hinaus bei einer langfristigen Wachstumsrate von jährlich etwa 2 % bestimmt.

Die auf diese Geschäfte 2022 angewandten Abzinsungssätze reichten von 7,8 % bis 10 %. 2021 ging diese Spanne von 7 % bis 9 %.

Ergebnisse der Werthaltigkeitstests

Dagegen wurden im Laufe des Jahres Wertminderungsaufwendungen von 53 Mio. € für Sachanlagen vor allem in Verbindung mit der geographischen Neuausrichtung angesetzt, wie sie die Gruppe beschlossen hatte.

Empfindlichkeitsanalyse

Angesichts der Capital-Light-Geschäfte von Supply würde eine angemessene Änderung der Bewertungsparameter nicht zu einem Wertminderungsaufwand beim Goodwill führen.

13.4.7 Nuclear

Am 31. Dezember 2022 betrugen der Goodwill 797 Mio. €, die immateriellen Vermögenswerte 1.075 Mio. € und die Sachanlagen 1.719 Mio. €.

Nuclear umfasst die Stromerzeugung in den Kernkraftwerken der Gruppe in Belgien und Entnahmerechte an den Kraftwerken Chooz B und Tricastin in Frankreich.

Grundannahmen für den Werthaltigkeitstest

Die Cashflow-Projektionen für diese Geschäfte beruhen auf einer Vielzahl von Grundannahmen, wie den Preisen für Brennstoffe und CO2 , erwarteten Trends bei Stromnachfrage und -preisen, der Verfügbarkeit von Kraftwerken, den Marktaussichten sowie Änderungen des regulatorischen Umfelds (insbesondere im Hinblick auf die Kernkraftkapazitäten in Belgien, die Verlängerung von Verträgen über Entnahmerechte für französische Kernkraftwerke und die steuerlichen Maßnahmen, zu denen die Obergrenze für Markterlöse inframarginaler Erzeuger gehört).

Schließlich enthalten die wichtigsten Annahmen auch den Abzinsungssatz zur Berechnung des Nutzungswerts dieser Geschäfte, der 2022 7 % betrug und somit gegenüber 2021 gleichgeblieben ist.

Cashflow-Projektionen für die Zeit jenseits des mittelfristigen Businessplans wurden wie folgt ermittelt:

Geschäftstätigkeit	Annahmen für die Zeit jenseits des Businessplans
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.

Hinsichtlich der Reaktoren der zweiten Generation wurden der Grundsatz eines schrittweisen Ausstiegs aus der Kernenergie und der Zeitplan für diesen Ausstieg mit der Stilllegung der Reaktoren von Doel 3 2022, Tihange 2 2023 und Tihange 3 und Doel 4 2025 nach 40 Jahren Betriebsdauer zuerst im Gesetz vom 31. Januar 2003 über den schrittweisen Ausstieg aus der Kernenergie für die kommerzielle Stromerzeugung festgelegt und im grundsatzpolitischen Memorandum der belgischen Regierung vom 4. November 2020 bekräftigt. Dieser Grundsatz ist jedoch nach wie vor an Analysemechanismen geknüpft, auf deren Grundlage diese Entscheidung ausgehend von ihren Auswirkungen auf die Versorgungssicherheit, das Klima, die Energiepreise und die Sicherheit von Kraftwerken in einem Monitoring-Prozess erneut bewertet wird.

Im März 2022 verkündete die belgische Regierung, dass sie die Verlängerung der Betriebsdauer bestimmter Kernkraftwerke über 2025 hinaus in Betracht zieht. Am 21. Juli 2022 unterzeichnete die Gruppe eine nicht bindende Absichtserklärung über die Bewertung der Machbarkeit und der Bedingungen einer Verlängerung der Betriebsdauer der Reaktoren Doel 4 und Tihange 3.

Gemäß den Festlegungen in der nicht bindenden Vereinbarung, die am 9. Januar 2023 unterzeichnet wurde, verpflichten sich die belgische Regierung und ENGIE, ihr Bestes zu tun, um die Betriebsdauer der Kernreaktoren der zweiten Generation Doel 4 und Tihange 3 zu verlängern und diese Blöcke im November 2026 mit einer Gesamtproduktionskapazität von 2 GW wieder hochzufahren.

Angesichts des Standes der Verhandlungen und da bislang konkrete Informationen über die wirtschaftlichen Bedingungen für diese Verlängerung fehlen, wurde eine Verlängerung über 2025 hinaus bei den Werthaltigkeitstests am 31. Dezember 2022 nicht berücksichtigt.

In Frankreich genehmigte die Atomaufsichtsbehörde das Anfahren von Tricastin 1 am 20. Dezember 2019 nach der Abschaltung für die vierte 10jährliche Inspektion, und sie veröffentlichte am 3. Dezember 2020 den Entwurf eines Beschlusses, der die Bedingungen für den Weiterbetrieb der 900-MW-Reaktoren über 40 Jahre hinaus festlegt. Die förmliche Bestätigung einer Verlängerung der Betriebsdauer der Reihe der 900-MW-Reaktoren um 10 Jahre wird daher für die nächsten paar Jahre erwartet, sobald die Atomaufsichtsbehörde die Bedingungen für die Fortführung des Betriebs festgelegt und es eine öffentliche Anhörung gegeben hat. Daher hat die Gruppe eine Verlängerung der Betriebsdauer für die Blöcke um 10 Jahre und der entsprechenden Entnahmerechte über die vierte 10-jährliche Abschaltung hinaus berücksichtigt. Die letzte 10-jährliche Abschaltung von Tricastin (Visite Décennale 4 - VD4) gab es 2021, für Chooz B (VD3) war es 2019. Die Annahme einer Verlängerung wurde bereits in den Vorjahren berücksichtigt.

Ergebnisse des Werthaltigkeitstests

Unter Berücksichtigung des Einflusses der dreijährlichen Überprüfung der Kernenergierückstellungen für Vermögenswerte, die gegen die Rückstellungen für die Stilllegung von Kernkraftwerken angesetzt werden, wies die Gruppe für das Jahr einen Wertminderungsaufwand von 1.219 Mio. € für die Außerbetriebsetzung von Anlagen aus.

Der erzielbare Betrag für die Vermögenswerte von Nuclear übersteigt noch immer den Wert des Goodwill, insbesondere wegen des Mehrwerts der Werke in Frankreich.

Empfindlichkeitsanalyse

Ein Sinken des Preises für Strom aus Kernkraftwerken um 10 €/MWh jenseits der Termin-Periode würde den erzielbaren Betrag um 0,4 Mrd. € senken, aber den Wert des Goodwill nicht mindern.

Um 50 Basispunkte steigende Abzinsungssätze würden den erzielbaren Betrag um 0,1 Mrd. € verringern, wobei der Wertminderungsaufwand für die Werke in Belgien nicht wesentlich ist.

Eine verringerte Verfügbarkeit aller belgischen Kernkraftwerke um 5 % würde einen Wertminderungsaufwand von etwa 0,3 Mrd. € für die belgischen Werke bedeuten. Ein ähnlicher Rückgang bei den französischen Werken würde den erzielbaren Betrag um 0,2 Mrd. € verringern, dies jedoch ohne Wertminderung.

13.4.8 Sonstige

Der dem Segment Sonstige zugeordnete Goodwill belief sich per 31. Dezember 2022 auf 350 Mio. €. Das Segment Sonstige beinhaltet Energiemanagement und -optimierung, die B2B-Versorgung von Entreprises & Collectivités (E&C) in Frankreich und Tätigkeiten auf Konzern- und Holding-Ebene.

Am 31. Dezember 2022 besteht für das Segment Sonstige ein erheblicher Spielraum zwischen dem erzielbaren Betrag und dem Buchwert für die gewöhnliche Geschäftstätigkeit, der der Goodwill zugeordnet ist.

ANHANG 14 Finanzinstrumente

14.1 Finanzielle Vermögenswerte

BILANZIERUNGSSTANDARDS

Nach den Grundsätzen von IFRS 9 - Finanzinstrumente, 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 vertraglicher Zahlungsströme hilft zu bestimmen, ob diese Zahlungsströme "einzig Zahlungen von Hauptforderung und Zinsen auf offene 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, Vermögenswerte zu halten, um die vertraglichen Zahlungsströme zu vereinnahmen (halten um zu vereinnahmen), ein zweites Modell mit dem Ziel, vertragliche Zahlungsströme zu vereinnahmen und finanzielle Vermögenswerte zu verkaufen (halten um zu vereinnahmen und zu 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.

Am Ende 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. 2022			31. Dez. 2021
In Millionen Euro	Anhänge	Langfristig	Kurzfristig	Summe	Langfristig	Kurzfristig
---	---	---	---	---	---	---
Sonstige finanzielle Vermögenswerte	14.1	10.599	2.394	12.992	10.949	2.495
Eigenkapitalinstrumente, bewertet zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis		1.217		1.217	2.344
Eigenkapitalinstrumente, erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet		278		278	483
Schuldinstrumente, zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis bewertet		2.128	290	2.418	2.157	104
Schuldinstrumente, erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet		1.178	568	1.745	1.794	395
Kredite und Forderungen, zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet		5.798	1.537	7.334	4.171	1.996
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen	7.2	-	31.310	31.310	-	32.555
Vermögenswerte aus Verträgen mit Kunden	7.2	9	12.575	12.584	34	8.344
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente		-	15.570	15.570	-	13.890
Derivative Instrumente	14.4	33.134	15.252	48.386	25.616	19.373
SUMME		43.741	77.102	120.843	36.599	76.657

	31. Dez. 2021
In Millionen Euro	Summe
---	---
Sonstige finanzielle Vermögenswerte	13.444
Eigenkapitalinstrumente, bewertet zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis	2.344
Eigenkapitalinstrumente, erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet	483
Schuldinstrumente, zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis bewertet	2.261
Schuldinstrumente, erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet	2.189
Kredite und Forderungen, zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet	6.167
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen	32.555
Vermögenswerte aus Verträgen mit Kunden	8.377
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	13.890
Derivative Instrumente	44.989
SUMME	113.256

14.1.1 Sonstige finanzielle Vermögenswerte

14.1.1.1 Eigenkapitalinstrumente zum beizulegenden Zeitwert

BILANZIERUNGSSTANDARDS

Eigenkapitalinstrumente, bewertet zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis (OCI) Nach IFRS 9 besteht eine unwiderrufliche Wahlmöglichkeit, spätere Änderungen des beizulegenden Zeitwerts einer Investition in ein Eigenkapitalinstrument, das nicht zum Handel gehalten wird, im sonstigen Gesamtergebnis darzustellen. Diese Entscheidung wird im Einzelfall für jedes Instrument getroffen. Beträge, die im sonstigen Gesamtergebnis stehen, dürfen nicht in Gewinn oder Verlust übertragen werden. Das gilt auch für Veräußerungserlöse. Doch gestattet IFRS 9 die Übertragung akkumulierter Gewinne und Verluste auf eine andere Komponente des Eigenkapitals. Dividenden aus solchen Investitionen werden bei Gewinn oder Verlust erfasst, sofern die Dividende nicht eindeutig die Deckung eines Teils der Investitionskosten darstellt.

Die in diesem Einzelposten erfassten Eigenkapitalinstrumente betreffen zumeist Investitionen in Unternehmen, die die Gruppe nicht beherrscht und für die aufgrund ihres strategischen und langfristigen Charakters die OCI-Bewertung gewählt wurde.

Beim Erstansatz werden diese Eigenkapitalinstrumente zum beizulegenden Zeitwert erfasst, der allgemein ihren Anschaffungskosten 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, erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet

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 erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet.

In dieser Kategorie finden sich hauptsächlich Investitionen in Unternehmen, die die Gruppe nicht beherrscht.

Beim Erstansatz werden diese Eigenkapitalinstrumente zum beizulegenden Zeitwert erfasst. Das sind im Allgemeinen ihre Anschaffungskosten.

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, bewertet zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis	Eigenkapitalinstrumente, erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet	Summe
PER 31. DEZEMBER 2021	2.344	483	2.827
Zunahme	213	93	306
Rückgang	(647)	(263)	(910)
Änderungen des beizulegenden Zeitwerts	(686)	(15)	(701)
Änderungen des Konsolidierungskreises, Währungsumrechnungsdifferenzen und sonstige	(7)	(20)	(27)
PER 31. DEZEMBER 2022	1.217	278	1.495
Dividenden	12	3	15

Bei den Eigenkapitalinstrumenten machen die börsennotierten Eigenkapitalinstrumente 875 Mio. € aus (am 31. Dezember 2021: 1.750 Mio. €) und die ungelisteten Eigenkapitalinstrumente 620 Mio. € (am 31. Dezember 2021: 1.077 Mio. €). In diesen Betrag fließt insbesondere die Minderheitsbeteiligung der Gruppe an der Nord Stream AG ein, die jetzt mit 90 Mio. € bewertet ist. Das sind 474 Mio. € weniger als am 31. Dezember 2021. Dieser Rückgang entsteht durch den Schaden an der Pipeline und das erhöhte Risikoprofil für Gazprom als einzigem Kunden von Nord Stream. Diese Änderung des beizulegenden Zeitwerts beeinflusst die Gewinn- und Verlustrechnung nicht, denn in der Gesamtergebnisrechnung ist sie als Rückgang bei den sonstigen Posten ausgewiesen. Bei diesem Rückgang geht es hauptsächlich um die Veräußerung der Restbeteiligung von 1,8 % an SUEZ mit negativen 227 Mio. €.

14.1.1.2 Schuldinstrumente, bewertet zum beizulegenden Zeitwert

BILANZIERUNGSSTANDARDS

Schuldinstrumente, zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis bewertet

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 Vertragsbedingungen an bestimmten Terminen Anspruch auf Zahlungsströme bedingt, bei denen es sich einzig um Zahlungen der Hauptforderung und der Zinsen auf den offenen Betrag handelt (SPPI), werden zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Änderungen im OCI bewertet (mit einem Umgliederungsmechanismus). Dazu gehören eine erfolgswirksame Bewertung für die Zinsen (zu fortgeführten Anschaffungskosten mit der Effektivzinssatzmethode), Gewinne und Verluste aus Wertminderung und Wechselkursen und mit Erfassung der Änderungen im OCI (mit einem Umgliederungsmechanismus) für sonstige Gewinne oder Verluste.

In diese Kategorie fallen vor allem Anleihen.

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:


―	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, erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet

Finanzielle Vermögenswerte, deren vertragliche Zahlungsströme nicht einzig Zahlungen der Hauptforderung und der Zinsen auf den offenen Betrag sind (SPPI) oder die im Hinblick auf "sonstige" Geschäftsmodelle gehalten werden, werden erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet. Das trifft auf die Bilanzierung von Investitionen der Gruppe in UCITS zu. Nach IAS 32 - Finanzinstrumente: Darstellung gelten sie als Schuldinstrumente, da der Emittent verpflichtet ist, Anteile auf Verlangen des Inhabers einzulösen. Sie werden erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert 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 bewertet	Liquide Schuldinstrumente, die für Bareinlagen gehalten werden, zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis bewertet
PER 31. DEZEMBER 2021	2.260	1
Zunahme	1.751	22
Rückgang	(1.207)	(1)
Änderungen des beizulegenden Zeitwerts	(386)	-
Änderungen des Konsolidierungskreises, Währungsumrechnungsdifferenzen und sonstige		(22)
PER 31. DEZEMBER 2022	2.418	-

In Millionen Euro	Schuldinstrumente, erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet	Liquide Schuldinstrumente, die für Bareinlagen gehalten werden, erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet	Summe
PER 31. DEZEMBER 2021	1.593	595	4.449
Zunahme	1.704	200	3.677
Rückgang	(2.040)	(20)	(3.269)
Änderungen des beizulegenden Zeitwerts	(280)	(7)	(673)
Änderungen des Konsolidierungskreises, Währungsumrechnungsdifferenzen und sonstige			(22)
PER 31. DEZEMBER 2022	977	769	4.163

Schuldinstrumente, zum beizulegenden Zeitwert bewertet, umfassen am 31. Dezember 2022 vor allem Anleihen und Geldmarktfonds von Synatom für 3.350 Mio. € (vgl. Anhang 17.2.4 "Finanzielle Vermögenswerte, die bereitgestellt werden, um die künftigen Kosten für den Abbruch von kerntechnischen Anlagen und die Verwaltung von spaltbarem radioaktivem Material zu decken") und liquide Instrumente, die von der Nettofinanzschuld abgezogen wurden, für 769 Mio. € (per 31. Dezember 2021 3.086 Mio. € bzw. 596 Mio. €).

14.1.1.3 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 Zahlung der Hauptforderung und der Zinsen auf den 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.

Die Gruppe hat Konzessionsvereinbarungen mit bestimmten staatlichen Behörden geschlossen, wonach sie den Bau, den Ausbau oder die Verbesserung von Infrastruktur übernimmt und als Gegenleistung einen unbedingten Anspruch auf Empfang von Zahlungen vom Konzessionsinhaber in bar oder in sonstigen finanziellen Vermögenswerten erhält. In diesem Fall setzt die Gruppe eine Finanzforderung an den Konzessionär an.

Die Gruppe schließt Dienstleistungs- oder Take-or-Pay-Verträge, die Leasingverhältnisse sind oder enthalten, in denen die Gruppe Leasinggeber ist und die Kunden Leasingnehmer sind. Leasingverhältnisse werden nach IFRS 16 analysiert um festzustellen, ob es sich um ein Operating-Leasing oder ein Finanzierungsleasing handelt. Sieht das Leasingverhältnis vor, dass alle maßgeblichen Eigentumsrechte und -pflichten an dem entsprechenden Vermögenswert übergewälzt werden, wird der Vertrag als Finanzierungsleasing eingestuft und eine Finanzforderung angesetzt um deutlich zu machen, dass die Gruppe dem Kunden die Finanzierung garantiert.

In dieser Position werden Sicherheitsleistungen für Leasingverhältnisse dargestellt und mit ihrem Nominalwert erfasst.

Vgl. Anhang 15 "Risiken durch Finanzinstrumente" zur Bewertung des Gegenparteirisikos.

	31. Dez. 2022			31. Dez. 2021
In Millionen Euro	Langfristig	Kurzfristig	Summe	Langfristig	Kurzfristig	Summe
---	---	---	---	---	---	---
Verbundenen Unternehmen gewährte Kredite und sonstige Schuldinstrumente, bewertet zu fortgeführten Anschaffungskosten	3.583	427	4.010	2.267	195	2.462
Sonstige Forderungen, zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet	261	734	995	240	1.537	1.777
Forderungsbeträge aus Konzessionsverträgen	1.564	187	1.751	1.200	123	1.324
Forderungsbeträge aus Finanzierungsleasings	390	189	579	463	141	604
SUMME	5.798	1.537	7.334	4.171	1.996	6.167

Zu den verbundenen Unternehmen gewährten Krediten und sonstigen Schuldinstrumenten, bewertet zu fortgeführten Anschaffungskosten, gehören die Barmittel der von Synatom gehaltenen und zu investierenden Schuldinstrumente in Höhe von 2.270 Mio. € (am 31. Dezember 2021: 167 Mio. €) (vgl. Anhang 17.2.4 "Finanzielle Vermögenswerte, die bereitgestellt werden, um die künftigen Kosten für den Abbruch von kerntechnischen Anlagen und die Verwaltung von spaltbarem radioaktivem Material zu decken").

Forderungen aus Konzessionsverträgen betrugen am 31. Dezember 2022 1.751 Mio. €. Sie beziehen sich auf die Stromübertragungsnetze Novo Estado und Gralha Azul in Brasilien.

Wertminderung und Kreditausfälle bei Darlehen und Forderungen, die zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet sind, machten am 31. Dezember 2022 1.294 Mio. € aus (gegenüber 228 Mio. € am 31. Dezember 2021) und enthalten die Wertminderung des Darlehens zur Finanzierung des Pipeline-Projekts Nord Stream 2 von 987 Mio. € (vgl. Anhang 15.2.2.1 "Kredite und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten" und Anhang 10 "Nettofinanzerträge/(-aufwendungen)").

Sonstige Nettogewinne und -verluste, die in der Gewinn- und Verlustrechnung für Kredite und Forderungen, bewertet zu fortgeführten Anschaffungskosten, ausgewiesen sind, gliedern sich wie folgt:

		Bewertung nach Erwerbung
In Millionen Euro	Zinsertrag	Umrechnung der Fremdwährung	Erwarteter Kreditausfall
---	---	---	---
Per 31. Dezember 2022	211	(64)	(6)
Per 31. Dezember 2021	223	(15)	(7)

Forderungsbeträge aus Finanzierungsleasings

Hier geht es um Leasingverträge, bei denen ENGIE Leasinggeber ist, die nach IFRS 16 als Finanzierungsleasings klassifiziert sind. Sie betreffen Energiekauf- und verkaufsverträge, bei denen der Vertrag ein Exklusivrecht zur Nutzung eines Produktionsvermögenswerts überträgt, und 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) angesetzt.

In Millionen Euro	31. Dez. 2022	31. Dez. 2021
Nicht abgezinste künftige Mindestleasingzahlungen	758	713
Nicht garantierter Restwert, der dem Leasinggeber zuzurechnen ist	12	11
Summe Bruttoinvestition in das Leasingverhältnis	770	724
Unrealisierter Finanzertrag	47	56
NETTOINVESTITION IN DAS LEASINGVERHÄLTNIS (BILANZ)	723	668
davon Barwert künftiger Mindestleasingzahlungen	718	660
davon Barwert des nicht garantierten Restwerts	5	9

Nicht abgezinste Mindestleasingzahlungen, die aus Finanzierungsleasings zu vereinnahmen sind, lassen sich wie folgt analysieren:

In Millionen Euro	31. Dez. 2022	31. Dez. 2021
Jahr 1	137	122
Jahr 2 bis 5 inkl.	376	351
über Jahr 5 hinaus	245	240
SUMME	758	713

14.1.2 Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen, Vermögenswerte aus Verträgen mit Kunden

Angaben zu Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstigen Forderungen und zu Vermögenswerten aus Verträgen mit Kunden sind in Anhang 7.2. "Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen, Vermögenswerte und Verbindlichkeiten aus Verträgen mit Kunden" nachzulesen.

14.1.3 Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente

BILANZIERUNGSSTANDARDS

Zu diesem Posten gehören 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 2022 beliefen sich die "Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente" auf 15.570 Mio. € (am 31. Dezember 2021: 13.890 Mio. €). Dieser Posten enthält Standard-Geldmarktfonds mit täglicher Fälligkeit (50 %), Termingelder mit einer Fälligkeit von unter einem Monat (36 %) und Einlagen mit einer Laufzeit von unter drei Monaten sowie weitere Produkte (14 %).

Dieser Betrag beinhaltete Mittel im Zusammenhang mit Ausgaben grüner Anleihen, die der Finanzierung in Frage kommender Projekte nicht zugeordnet werden (vgl. Abschnitt 5 des Einheitlichen Registrierungsformulars).

Am 31. Dezember 2022 enthielt dieser Betrag verfügungsbeschränkte Zahlungsmittel von 12 Mio. € (per 31. Dezember 2021 waren es 172 Mio. €).

Angesetzte Gewinne aus "Zahlungsmitteln und Zahlungsmitteläquivalenten" beliefen sich 2022 auf 196 Mio. € gegenüber 54 Mio. € 2021.

14.1.4 Übertragung finanzieller Vermögenswerte

Die Gruppe nahm Veräußerungen ohne Rückgriffsrecht auf finanzielle Vermögenswerte als Teil von Transaktionen vor, die zur vollständigen Ausbuchung führten. Der offene Betrag belief sich am 31. Dezember 2022 auf 3.733 Mio. €.

14.1.5 Als Sicherheit für Finanzschulden verpfändete finanzielle Vermögenswerte und Eigenkapitalinstrumente

In Millionen Euro	31. Dez. 2022	31. Dez. 2021
Als Sicherheit verpfändete finanzielle Vermögenswerte und Eigenkapitalinstrumente	3.532	3.915

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

14.2 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 weist sie daher über die Laufzeit des Fremdkapitals nach dem Verfahren der fortgeführten Anschaffungskosten in der konsolidierten Gewinn- und Verlustrechnung aus. 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 erfasst 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 angesetzt werden.

Finanzielle Verbindlichkeiten werden ausgewiesen entweder:


―	als "Verbindlichkeiten zu fortgeführten Anschaffungskosten" bei Fremdkapital, Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstigen Verbindlichkeiten und sonstige finanzielle Verbindlichkeiten;
―	oder als "zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Verbindlichkeiten mit Erfassung der Wertänderungen in der Gewinn- und Verlustrechnung" bei derivativen Finanzinstrumenten und bei als solche designierte finanziellen Verbindlichkeiten.

Die Tabelle stellt die verschiedenen finanziellen Verbindlichkeiten der Gruppe am 31. Dezember 2022 dar, aufgegliedert in kurzfristige und langfristige Posten:

		31. Dez. 2022			31. Dez. 2021
In Millionen Euro	Anhänge	Langfristig	Kurzfristig	Summe	Langfristig	Kurzfristig
---	---	---	---	---	---	---
Fremdkapital und Schulden	14.3	28.083	12.508	40.591	30.458	10.590
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten	14.2	-	39.801	39.801	-	32.822
Verbindlichkeiten aus Verträgen mit Kunden	7.2	121	3.292	3.412	68	2.671
Derivative Instrumente	14.4	39.417	11.859	51.276	24.228	22.702
Sonstige finanzielle Verbindlichkeiten		90	-	90	108	-
SUMME		67.711	67.460	135.171	54.863	68.785

	31. Dez. 2021
In Millionen Euro	Summe
---	---
Fremdkapital und Schulden	41.048
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten	32.822
Verbindlichkeiten aus Verträgen mit Kunden	2.739
Derivative Instrumente	46.931
Sonstige finanzielle Verbindlichkeiten	108
SUMME	123.648

14.2.1 Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten

In Millionen Euro	31. Dez. 2022	31. Dez. 2021
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen	39.165	32.197
Verbindlichkeit aus Anlagevermögen	636	625
SUMME	39.801	32.822

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

Die Zunahme bei den Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen geht hauptsächlich auf die gestiegenen Commodity-Preise zurück.

14.2.2 Verbindlichkeiten aus Verträgen mit Kunden

Angaben zu Verbindlichkeiten aus Verträgen mit Kunden sind in Anhang 7.2. "Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstigen Forderungen, Vermögenswerte und Verbindlichkeiten aus Verträgen mit Kunden" nachzulesen.

14.3 Nettofinanzschuld

14.3.1 Nettofinanzschulden nach Art

		31. Dez. 2022			31. Dez. 2021
In Millionen Euro		Langfristig	Kurzfristig	Summe	Langfristig	Kurzfristig
---	---	---	---	---	---	---
Fremdkapital und	Anleiheemissionen	21.007	2.550	23.557	24.035	2.205
Schulden	Bankdarlehen	4.679	797	5.476	3.829	1.977
	Marktfähige Commercial Paper	-	7.386	7.386	-	4.962
	Leasingverbindlichkeiten	2.482	393	2.875	1.709	334
	Sonstiges Fremdkapital(1)	(85)	768	682	885	613
	Kontokorrentkredite und Transaktionskonten		615	615	-	499
	Fremdkapital und Schulden	28.083	12.508	40.591	30.458	10.590
Sonstige finanzielle Vermögenswerte	Sonstige finanzielle Vermögenswerte, die von der Nettofinanzschuld abgezogen werden(2)	(249)	(1.133)	(1.383)	(251)	(1.369)
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente		(15.570)	(15.570)		(13.890)
Derivate	Fremdkapital besichernde Derivate(3)	394	22	416	(147)	(41)
NETTOFINANZSCHULD		28.228	(4.174)	24.054	30.060	(4.710)

	31. Dez. 2021
In Millionen Euro	Summe
---	---
Fremdkapital und	26.240
Schulden	5.806
	4.962
	2.043
	1.498
	499
	41.048
Sonstige finanzielle Vermögenswerte	(1.621)
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	(13.890)
Derivate	(187)
NETTOFINANZSCHULD	25.350

(1) Dieser Posten entspricht der Neubewertung des Zinsbestandteils der Schuld in einer qualifizierten Sicherungsbeziehung für den beizulegenden Zeitwert in Höhe von negativen 200 Mio. €, Einschussforderungen für Fremdkapital absichernde Derivate, die als Verbindlichkeiten verbucht sind, in Höhe von 364 Mio. € und der Auswirkung fortgeführter Anschaffungskosten in Höhe von 144 Mio. € (gegenüber 227 Mio. €, 269 Mio. € bzw. 99 Mio. € am 31. Dezember 2021).

(2) Dieser Posten entspricht insbesondere mit Finanzierung verbundenen Vermögenswerten mit 67 Mio. €, liquiden Schuldinstrumenten, die für Barkapitaleinlagen gehalten werden, mit 769 Mio. € und Einschussforderungen für Derivate, die Fremdkapital besichern und bei Vermögenswerten verbucht sind, mit 547 Mio. € (im Vergleich zu 47 Mio. €, 596 Mio. € bzw. 977 Mio. € am 31. Dezember 2021).

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

Am 31. Dezember 2022 belief sich der beizulegende Zeitwert des Bruttofremdkapitals und der Schulden (ohne Leasingverbindlichkeiten) auf 35.179 Mio. € gegenüber einem Buchwert von 37.690 Mio. €.

Finanzerträge und -aufwendungen für Fremdkapital und Schulden werden in Anhang 10 "Nettofinanzerträge/(-aufwendungen)" dargestellt.

14.3.2 Überleitung von Nettofinanzschulden auf Cashflow aus (verwendet für) Finanzierungstätigkeit

In Millionen Euro		31. Dez. 2021	Cashflow aus Finanzierungstätigkeit	Cashflow aus Geschäfts- und Investitionstätigkeit und Änderung bei Zahlungsmitteln und Zahlungsmitteläquivalenten
Fremdkapital und	Anleiheemissionen	26.240	(2.805)	-
Schulden	Bankdarlehen	5.806	(639)	-
	Marktfähige Commercial Paper	4.962	2.352
	Leasingverbindlichkeiten(1)	2.043	(501)	-
	Sonstiges Fremdkapital	1.498	(359)	-
	Kontokorrentkredite und Transaktionskonten	499	3	-
	Fremdkapital und Schulden	41.048	(1.949)	-
Sonstige finanzielle Vermögenswerte	Sonstige finanzielle Vermögenswerte, die von der Nettofinanzschuld abgezogen werden	(1.621)	187
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	(13.890)		(945)
Derivate	Fremdkapital besichernde Derivate	(187)	(97)	-
NETTOFINANZSCHULD		25.350	(1.859)	(945)

In Millionen Euro	Änderung des beizulegenden Zeitwerts	Umrechnungsdifferenzen
Fremdkapital und	-	218
Schulden	-	277
		71
	-	38
	(105)	30
	-	115
	(105)	749
Sonstige finanzielle Vermögenswerte	29	(1)
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente		(363)
Derivate	525	170
NETTOFINANZSCHULD	449	556

In Millionen Euro	Änderung des Konsolidierungskreises und sonstige	31. Dez. 2022
Fremdkapital und	(96)	23.557
Schulden	32	5.476
		7.386
	1.295	2.875
	(381)	682
	(3)	615
	848	40.591
Sonstige finanzielle Vermögenswerte	22	(1.383)
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	(371)	(15.570)
Derivate	5	416
NETTOFINANZSCHULD	503	24.054

(1) Leasingverbindlichkeiten: Der negative Betrag von negativen 501 Mio. € in der Spalte "Cashflow aus Finanzierungstätigkeit" entspricht Leasingzahlungen ohne Zinsen (der gesamte Barmittelabfluss für Leasings belief sich auf 552 Mio. €, von denen 51 Mio. € Zinsen sind).

14.3.3 Die wichtigsten Ereignisse in der Periode

14.3.3.1 Auswirkung von Änderungen des Konsolidierungskreises und der Wechselkurse auf die Nettofinanzschuld

2022 erhöhten Wechselkursänderungen die Nettoschuld um 556 Mio. €, einschließlich eines Anstiegs um 271 Mio. € beim US-Dollar und um 307 Mio. € beim brasilianischen Real.

Die Verlängerung der Konzession für die Compagnie Nationale du Rhône bis 2041 ließ die Leasingverbindlichkeiten am 31. Dezember 2022 um 850 Mio. € steigen.

Änderungen des Konsolidierungskreises (einschließlich des Beitrags von Zahlungsmitteln aus Akquisitionen und Veräußerungen) senkten die Nettofinanzschuld um 7.043 Mio. €. Diese Änderung bildet vor allem ab:

―

Veräußerungen von Vermögenswerten über die Periode, die die Nettofinanzschuld um 8.697 Mio. € senkten (vgl. Anhang 4.1 "Veräußerungen im Jahr 2022"). Dazu gehören hauptsächlich:


―	die Veräußerung der EQUANS-Beteiligung der Gruppe an Bouygues,
―	der zusätzliche Preis für den Verkauf eines Teils der Beteiligung an SUEZ und die Veräußerung der restlichen 1,8 % SUEZ-Beteiligung an VEOLIA,
―	die zwei aufeinanderfolgenden Veräußerungen von fast 9 % und dann 6 % der Beteiligung der Gruppe an Gaztransport & Technigaz SA (GTT) und die Umwandlung von 96 % der für GTT-Aktien einlösbaren Anleihe (das sind fast 10 % des Firmenkapitals),
―	die Veräußerung der Beteiligung der Gruppe an den Geothermieanlagen PT SUPREME ENERGY MUARA LABOH und RANTAU DEDAP in Indonesien;

―

die Änderung bei der Klassifizierung von Gesellschaften als "zum Verkauf gehaltene Vermögenswerte", die die Nettofinanzschuld um 297 Mio. € senkte. Dazu gehören die noch laufende Veräußerung eines Wärmekraftwerks in Brasilien und die ungünstige Entwicklung der geplanten Veräußerung einiger Anlagen für erneuerbare Energieträger in Mexiko (vgl. Anhang 4.2 "Zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte");

―

2022 durchgeführte Erwerbe, die die Nettofinanzschuld um 1.951 Mio. € erhöhten (vgl. Anhang 4.3 "Erwerbe im Jahr 2022").

14.3.3.2 Finanzierungen und Refinanzierungen

Die Gruppe führte 2022 folgende wichtige Transaktionen durch:

ENGIE SA

―

Am 9., 10. und 11. März 2022 rief ENGIE SA für die Dauer eines Monats bilaterale Kreditlinien über insgesamt 1.485 Mio. € ab. Sie wurden am 11. April 2022 getilgt.

―

Am 6. Juli 2022 zahlte ENGIE SA bei Fälligkeit Anleihen (private Platzierung) im Wert von 10 Mrd. JPY (71 Mio. €) mit einem Kupon von 1,26 % zurück;

―

Am 20. Juli 2022 zahlte ENGIE SA bei Fälligkeit Anleihen im Wert von 410 Mio. € mit einem Kupon von 2,625 % zurück;

―

Am 27. September 2022 emittierte ENGIE SA grüne Anleihen im Wert von 650 Mio. € mit einer Fälligkeit im September 2029 und einem Kupon von 3,5 %;

―

Am 10. Oktober 2022 zahlte ENGIE SA bei Fälligkeit Anleihen im Wert von 750 Mio. USD (773 Mio. €) mit einem Kupon von 2,875 % zurück;

―

Am 18. Oktober 2022 zahlte ENGIE SA bei Fälligkeit Anleihen im Wert von 693 Mio. € mit einem Kupon von 3,5 % zurück;

―

Am 24. Oktober 2022 zahlte ENGIE SA teilweise im Voraus verschiedene Anleihen mit einem Gesamtnominalwert von 1.125 Mio. € zurück, und zwar:


―	eine Tranche von 220 Mio. € grüner Anleihen, fällig im März 2024, mit einem Kupon von 0,875 %,
―	eine Tranche von 396 Mio. €, fällig im März 2025, mit einem Kupon von 1,375 %,
―	eine Tranche von 157 Mio. €, fällig im September 2025, mit einem Kupon von 0,875 %,
―	eine Tranche von 54 Mio. €, fällig im Mai 2026, mit einem Kupon von 2,375 %,
―	eine Tranche von 123 Mio. €, fällig im März 2027, mit einem Kupon von 0 %,
―	eine Tranche von 175 Mio. €, fällig im Juni 2027, mit einem Kupon von 0,375 %;

―

Im November und Dezember 2022 wurden 96 % der für GTT-Aktien einlösbaren Anleihe für 278 Mio. € umgewandelt.

Sonstige Gesellschaften der Gruppe


―	Im Juni 2022 zahlte die Compagnie Nationale du Rhône bei Fälligkeit ein Bankdarlehen von 300 Mio. € mit einem Kupon von 0,55 % zurück;
―	Im Mai 2022 zahlte ENGIE Brasil Energia bei Fälligkeit drei Bankdarlehen über insgesamt 238 Mio. € zurück;
―	Im Laufe des Jahres 2022 nahm ENGIE Energia Chile mehrere Bankdarlehen über insgesamt 797 Mio. USD (748 Mio. €) auf;
―	Im Juli 2022 zahlte ENGIE Energia Peru SA bei Fälligkeit zwei Bankdarlehen über insgesamt 142 Mio. € mit Kupons von 1,01 % und 1,06 % zurück;
―	Im August 2022 nahm ENGIE Energia Peru SA ein Bankdarlehen über 264 Mio. USD (251 Mio. €) auf, das im August 2033 fällig wird;
―	Im Oktober 2022 zahlte die Compagnie Nationale du Rhône bei Fälligkeit ein Bankdarlehen über 300 Mio. € mit einem 6-Monats-EURI-BOR plus einem Kupon-Spread von 0,9 % zurück;
―	Im Laufe des Jahres 2022 zahlte die Compagnie Nationale du Rhône mehrere bilaterale Kreditlinien über insgesamt 525 Mio. € zurück;
―	Im November 2022 zahlte ENGIE Brasil Energia bei Fälligkeit ein Bankdarlehen über 200 Mio. USD (205 Mio. €) mit einem Kupon von 3,37 % zurück.

14.4 Derivative Instrumente

BILANZIERUNGSSTANDARDS

Derivative Finanzinstrumente werden zum beizulegenden Zeitwert bewertet. Marktdaten aus externen Quellen helfen, diesen beizulegenden Zeitwert zu ermitteln. Fehlen externe Benchmarks, wird mit Hilfe interner Modelle bewertet, 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 Commodity-Preisen vor allem für Gas und Strom erwachsen. Die Gruppe regelt die Nutzung derivativer Instrumente im Rahmen des Umgangs mit Risiken durch Zinssätze, Devisen und Commodities (vgl. Anhang 15 - 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 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 Kontrakt geschlossen und fortgeführt wird, um eine physische Lieferung von Rohstoffen entsprechend dem erwarteten Bedarf der Gruppe an Kauf, Verkauf oder Nutzung von Volumen vorzunehmen oder entgegenzunehmen, die die Gruppe innerhalb einer angemessenen Frist als Teil ihrer gewöhnlichen Geschäftstätigkeit nutzen oder verkaufen will.

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 Kontraktes ist.

Ein eingebettetes Derivat ist Bestandteil eines hybriden (zusammengesetzten) Instruments, das auch einen nicht derivativen Basisvertrag enthält, mit dem Ergebnis, dass ein Teil des Zahlungsstroms des zusammengesetzten Instruments ähnlichen Schwankungen unterliegt wie ein freistehendes Derivat.

Enthält ein Hybridvertrag einen unter IFRS 9 fallenden Vermögenswert als Basisvertrag, wendet die Gruppe die in Anhang 18.1 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 erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet wird (d. h. ein Derivat, das in eine finanzielle Verbindlichkeit eingebettet ist, die erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert 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 Gefährdung durch 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 Gewinn oder Verlust erfasst. Gewinn oder Verlust aus dem abgesicherten Posten, der dem abgesicherten Risiko zuzuordnen ist, berichtigt den Buchwert des abgesicherten Postens und wird auch im Gewinn oder Verlust 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 können einem besonderen Risiko in Verbindung mit einem angesetzten finanziellen oder nicht-finanziellen Vermögenswert oder einem mit hoher Wahrscheinlichkeit erwarteten Geschäft zugeordnet sein.

Der Teil des Gewinns oder Verlusts aus dem Sicherungsinstrument für eine wirksame Absicherung wird direkt im sonstigen Gesamtergebnis nach Steuern angesetzt, während der unwirksame Teil als Gewinn oder Verlust erscheint. Die im Eigenkapital kumulierten Gewinne oder Verluste werden in der konsolidierten Gewinn- und Verlustrechnung in dieselbe Position reklassifiziert wie Verlust oder Gewinn aus dem besicherten Posten -d. h. kurzfristiges Betriebsergebnis für operative Cashflows und Finanzerträge oder -aufwendungen für sonstige Cashflows -in denselben Perioden, in denen die besicherten Zahlungsströme den Ertrag beeinflussen.

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 Gewinn oder Verlust 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 das Währungsrisiko wirksam absichern soll, direkt im sonstigen Gesamtergebnis nach Steuern angesetzt, während der unwirksame Teil im Gewinn oder Verlust erscheint. Die im sonstigen Gesamtergebnis kumulierten Gewinne oder Verluste werden in die konsolidierte Gewinn- und Verlustrechnung übertragen, wenn die Investition liquidiert oder verkauft wird.

Sicherungsinstrumente: Feststellen und Dokumentieren von Sicherungsverhältnissen

Die Sicherungsinstrumente und die abgesicherten Posten werden zu Beginn des Sicherungsverhältnisses designiert. Das Sicherungsverhältnis wird in jedem Fall unter Angabe der Sicherungsstrategie, des abgesicherten Risikos und der Bewertungsmethode für die Wirksamkeit der Sicherung formell dokumentiert. Nur Derivatkontrakte mit externen Gegenparteien 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 Bilanzierungszwecke nicht - oder nicht mehr - als Sicherungsverhältnisse dokumentiert sind.

Kommt ein derivatives Finanzinstrument nicht oder nicht mehr für eine Sicherungsbilanzierung in Betracht, werden Änderungen des beizulegenden Zeitwerts direkt im Gewinn oder Verlust unter (i) dem kurzfristigen Betriebsergebnis für derivative Instrumente mit nicht-finanziellen Vermögenswerten als Basiswert und (ii) bei Finanzertrag oder -aufwand für Devisen-, Zins- und Eigenkapitalderivate angesetzt.

Derivative Instrumente, die nicht für eine Bilanzierung als 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 bei den kurzfristigen Vermögenswerten und Verbindlichkeiten angesetzt, während Derivate, die nach diesem Zeitraum ablaufen, 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. Diese Instrumente werden 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 Marktdaten 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 geltenden Preise für Verträge mit ähnlichen Fälligkeiten errechnet, indem man den künftigen Cashflow-Spread abzinst (Differenz zwischen dem vertraglichen Devisenterminkurs und dem nach den neuen Marktbedingungen neu berechneten Devisenterminkurs, der auf den Nominalwert anzuwenden ist);
―	der beizulegende Zeitwert von Devisen- und Zinsoptionen wird mit Optionspreismodellen berechnet;
―	Commodity-Derivate werden mit Hilfe notierter Marktpreise ausgehend vom Barwert künftiger Zahlungsströme (Commodity-Swaps oder Commodity-Forwards) und nach Optionspreismodellen (Optionen) bewertet, wenn die Marktpreisvolatilität zu berücksichtigen ist. Kontrakte mit Fälligkeiten, die die Tiefe von Transaktionen überschreiten, für die Preise beobachtbar sind, oder die besonders komplex sind, lassen sich nach internen Annahmen bewerten;
―	im Falle komplexer Verträge mit unabhängigen 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 Marktdaten für den Basiswert liegt, oder wenn sich bestimmte Größen 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").

Aufrechnung finanzieller Vermögenswerte und finanzieller Verbindlichkeiten in der Bilanz

Finanzielle Vermögenswerte und finanzielle Verbindlichkeiten werden in der Bilanz netto dargestellt, wenn die Kriterien für eine Aufrechnung nach IAS 32 erfüllt sind. Die Aufrechnung bezieht sich auf mit Gegenparteien abgeschlossene Instrumente, deren Vertragsbestimmungen eine Nettozahlung von Transaktionen und eine Besicherungsvereinbarung (Einschussforderungen) vorsehen. Insbesondere werden Vermögenswerte und Verbindlichkeiten im Zusammenhang mit Commodity-Derivaten bei Geschäften mit derselben Gegenpartei, in derselben Währung, nach Art der Erzeugnisse und Lieferort und mit identischen Fälligkeiten aufgerechnet.

Bei Vermögenswerten und Verbindlichkeiten erfasste derivative Instrumente werden zum beizulegenden Zeitwert bewertet. Sie gliedern sich wie folgt:

	31. Dez. 2022
	Vermögenswerte			Verbindlichkeiten
---	---	---	---	---	---	---
In Millionen Euro	Langfristig	Kurzfristig	Summe	Langfristig	Kurzfristig	Summe
---	---	---	---	---	---	---
Fremdkapital besichernde Derivate	226	92	319	620	114	735
Commodities besichernde Derivate	30.932	15.076	46.008	37.210	11.698	48.907
Sonstige Posten besichernde Derivate(1)	1.975	84	2.059	1.587	47	1.634
SUMME	33.134	15.252	48.386	39.417	11.859	51.276

	31. Dez. 2021
	Vermögenswerte			Verbindlichkeiten
---	---	---	---	---	---	---
In Millionen Euro	Langfristig	Kurzfristig	Summe	Langfristig	Kurzfristig	Summe
---	---	---	---	---	---	---
Fremdkapital besichernde Derivate	370	130	501	224	89	313
Commodities besichernde Derivate	24.474	19.190	43.664	22.335	22.507	44.842
Sonstige Posten besichernde Derivate(1)	772	52	824	1.670	106	1.775
SUMME	25.616	19.373	44.989	24.228	22.702	46.931

(1) Derivate, die sonstige Posten besichern, umfassen vor allem die Zinskomponente von Zinsderivaten (die nicht als Besicherung qualifizieren oder als Cashflow-Besicherungen qualifizieren), die aus der Nettofinanzschuld ausgeschlossen sind, sowie Derivate zur Besicherung von Nettoinvestitionen.

Der gestiegene Saldo von Commodities besichernden Derivaten geht auf die extreme Volatilität von Commodity-Preisen 2022 zurück. Die meisten dieser Derivate werden 2023 und 2024 fällig. Dieser beizulegende Zeitwert schließt am 31. Dezember 2022 auch Marktparameter ein, insbesondere die "Geld-/Brief"-Reserve, die aktualisiert wurden, um der größeren Volatilität von Commodity-Preisen und der verminderten Liquidität in den europäischen Gas- und Strommärkten in der zweiten Hälfte 2022 Rechnung zu tragen. In den wichtigsten Märkten, in denen die Gruppe tätig ist (Europa, Vereinigte Staaten, Singapur), würde sich eine Erhöhung oder Verringerung dieser Marktparameter (einschließlich der "Geld-/Brief"-Spanne) auf den beizulegenden Zeitwert der jeweiligen Derivate mit negativen 143 Mio. € (Erhöhung) und positiven 143 Mio. € (Verringerung) auswirken.

14.4.1 Aufrechnung von Vermögenswerten und Verbindlichkeiten aus derivativen Instrumenten

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. 2022				31. Dez. 2021
In Millionen Euro		Bruttobetrag	In der Bilanz angesetzter Nettobetrag(1)	Sonstige Aufrechnungsvereinbarungen(2)	Summe Nettobetrag	Bruttobetrag
---	---	---	---	---	---	---
Vermögenswerte	Commodities besichernde Derivate	72.322	46.008	(8.866)	37.142	75.043
	Fremdkapital und sonstige Posten besichernde Derivate	2.378	2.378	(364)	2.014	1.325
Verbindlichkeiten	Commodities besichernde Derivate	(75.221)	(48.907)	5.094	(43.813)	(76.220)
	Fremdkapital und sonstige Posten besichernde Derivate	(2.369)	(2.369)	547	(1.822)	(2.089)

	31. Dez. 2021
In Millionen Euro	In der Bilanz angesetzter Nettobetrag(1)	Sonstige Aufrechnungsvereinbarungen(2)	Summe Nettobetrag
---	---	---	---
Vermögenswerte	43.664	(9.281)	34.383
	1.325	(269)	1.056
Verbindlichkeiten	(44.842)	4.987	(39.855)
	(2.089)	977	(1.111)

(1) In der Bilanz angesetzter Nettobetrag nach Berücksichtigung von Aufrechnungsvereinbarungen, die die Kriterien aus Paragraph 42, IAS 32, erfüllen. Aufgrund der extremen Volatilität von Commodity-Preisen wirkte sich diese Aufrechnung maßgeblich auf die Bilanz am 31. Dezember 2022 aus und betrifft vor allem OTC-Derivate, die mit Gegenparteien geschlossen wurden, deren Vertragsbestimmungen eine Nettozahlung von Transaktionen und eine Besicherungsvereinbarung (Einschussforderungen) vorsehen.

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

14.5 Beizulegender Zeitwert von Finanzinstrumenten nach Stufen der Fair-Value-Hierarchie

14.5.1 Finanzielle Vermögenswerte

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

	31. Dez. 2022				31. Dez. 2021
In Millionen Euro	Summe	Stufe 1	Stufe 2	Stufe 3	Summe	Stufe 1
---	---	---	---	---	---	---
Sonstige finanzielle Vermögenswerte (ohne Kredite und Forderungen, zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet)	5.658	4.225		1.433	7.276	5.556
Eigenkapitalinstrumente, bewertet zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis	1.217	875		342	2.344	1.524
Eigenkapitalinstrumente, erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet	278			278	483	227
Schuldinstrumente, zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis bewertet	2.418	2.418			2.261	2.254
Schuldinstrumente, erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet	1.745	933		813	2.189	1.552
Derivative Instrumente	48.386	138	44.730	3.518	44.989	177
Fremdkapital besichernde Derivate	319	-	319	-	501	-
Commodities besichernde Derivate -im Zusammenhang mit Portfolio-Management(1)	40.992		40.825	168	35.381
Commodities besichernde Derivateim Zusammenhang mit Handelsgeschäften (1)	5.016	138	1.528	3.350	8.284	177
Sonstige Posten besichernde Derivate	2.059	-	2.059	-	824	-
SUMME	54.044	4.363	44.730	4.951	52.266	5.734

	31. Dez. 2021
In Millionen Euro	Stufe 2	Stufe 3
---	---	---
Sonstige finanzielle Vermögenswerte (ohne Kredite und Forderungen, zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet)		1.720
Eigenkapitalinstrumente, bewertet zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis		820
Eigenkapitalinstrumente, erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet		256
Schuldinstrumente, zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis bewertet		7
Schuldinstrumente, erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet		637
Derivative Instrumente	41.606	3.206
Fremdkapital besichernde Derivate	501	-
Commodities besichernde Derivate -im Zusammenhang mit Portfolio-Management(1)	35.306	75
Commodities besichernde Derivateim Zusammenhang mit Handelsgeschäften (1)	4.975	3.131
Sonstige Posten besichernde Derivate	824	-
SUMME	41.606	4.926

(1) Zu den derivativen Finanzinstrumenten für Commodities der Stufe 3 gehören vor allem langfristige Gasbezugsvereinbarungen und Stromkontrakte, die erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet sind. Wegen der geopolitischen Unsicherheiten berücksichtigt der beizulegende Zeitwert von Verträgen mit russischen Lieferanten Eventualverbindlichkeiten durch Unterbrechungen der Erdgaslieferung.

Eine Definition dieser drei Stufen ist Anhang 14.4 "Derivative Instrumente" zu entnehmen.

Sonstige finanzielle Vermögenswerte (ohne Kredite und Forderungen, zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet)

Änderungen bei Eigenkapital- und Schuldinstrumenten der Stufe 3, die zum beizulegenden Zeitwert bewertet sind, lassen sich wie folgt analysieren:

In Millionen Euro	Eigenkapitalinstrumente, zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis bewertet	Schuldinstrumente, zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis bewertet
PER 31. DEZEMBER 2021	821	7
Erwerbe	30	16
Veräußerungen	(2)	(1)
Änderungen des beizulegenden Zeitwerts(1)	(499)	-
Änderungen des Konsolidierungskreises, der Währungsumrechnung und sonstige Änderungen	(8)	(23)
PER 31. DEZEMBER 2022	342	-
Im Ertrag erfasste Gewinne/(Verluste) für Instrumente, die am Periodenende gehalten wurden

In Millionen Euro	Eigenkapitalinstrumente, erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet	Schuldinstrumente, erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet	Sonstige finanzielle Vermögenswerte (ohne Kredite und Forderungen, zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet)
PER 31. DEZEMBER 2021	256	637	1.721
Erwerbe	93	205	344
Veräußerungen	(36)	(21)	(60)
Änderungen des beizulegenden Zeitwerts(1)	(15)	(8)	(521)
Änderungen des Konsolidierungskreises, der Währungsumrechnung und sonstige Änderungen	(20)		(51)
PER 31. DEZEMBER 2022	278	813	1.433
Im Ertrag erfasste Gewinne/(Verluste) für Instrumente, die am Periodenende gehalten wurden			(4)

(1) Bei den Änderungen des beizulegenden Zeitwerts geht es um den Wertverlust von 474 Mio. € bei der Minderheitsbeteiligung der Gruppe an der Nord Stream AG (vgl. Anhang 14.1.1.1 Eigenkapitalinstrumente zum beizulegenden Zeitwert").

Derivative Instrumente

Änderungen bei Commodity-Derivaten der Stufe 3 lassen sich wie folgt analysieren:

In Millionen Euro	Nettovermögenswert/ (-Verbindlichkeit)
PER 31. DEZEMBER 2021	(210)
Änderungen des im Ertrag erfassten beizulegenden Zeitwerts	3.271
Abgeltungen	(1.336)
Übertragung von Stufe 3 auf die Stufen 1 und 2	34
Im Ertrag erfasster beizulegender Nettozeitwert	1.759
Abgegrenzte Erstbewertungsgewinne/(-verluste)	78
PER 31. DEZEMBER 2022	1.837

14.5.2 Finanzielle Verbindlichkeiten

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

	31. Dez. 2022				31. Dez. 2021
In Millionen Euro	Summe	Stufe 1	Stufe 2	Stufe 3	Summe	Stufe 1
---	---	---	---	---	---	---
Fremdkapital für designierte Besicherungen des beizulegenden Zeitwerts	3.679		3.679		4.255
Nicht für designierte Besicherungen des beizulegenden Zeitwerts genutztes Fremdkapital	31.500	17.093	14.407		36.875	24.262
Derivative Instrumente	51.276	-	49.595	1.681	46.931	-
Fremdkapital besichernde Derivate	735	-	735	-	313	-
Commodities besichernde Derivate -im Zusammenhang mit Portfolio-Management(1)	48.907		47.227	1.681	35.458
Commodities besichernde Derivate -im Zusammenhang mit Handelsgeschäften(1)					9.384
Sonstige Posten besichernde Derivate	1.634	-	1.634	-	1.775	-
SUMME	86.455	17.093	67.682	1.681	88.061	24.262

	31. Dez. 2021
In Millionen Euro	Stufe 2	Stufe 3
---	---	---
Fremdkapital für designierte Besicherungen des beizulegenden Zeitwerts	4.255
Nicht für designierte Besicherungen des beizulegenden Zeitwerts genutztes Fremdkapital	12.613
Derivative Instrumente	43.515	3.415
Fremdkapital besichernde Derivate	313	-
Commodities besichernde Derivate -im Zusammenhang mit Portfolio-Management(1)	34.374	1.084
Commodities besichernde Derivate -im Zusammenhang mit Handelsgeschäften(1)	7.053	2.331
Sonstige Posten besichernde Derivate	1.775	-
SUMME	60.383	3.415

(1) Zu derivativen Finanzinstrumenten für Commodities der Stufe 3 gehören vor allem langfristige Gasbezugsvereinbarungen und Stromkontrakte, die erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet sind. Wegen geopolitischer Unsicherheiten berücksichtigt der beizulegende Zeitwert von Verträgen mit russischen Lieferanten ein Risiko durch Lieferunterbrechungen.

Eine Definition dieser drei Stufen ist Anhang 14.4 "Derivative Instrumente" zu entnehmen.

Fremdkapital für designierte Besicherungen des beizulegenden Zeitwerts

Diese Position 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 Parameter ermittelt wird.

Nicht für designierte Besicherungen des beizulegenden Zeitwerts genutztes Fremdkapital

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 15 Risiken durch Finanzinstrumente

Die Gruppe benutzt derivative Instrumente hauptsächlich, um mit ihrer Gefährdung durch Marktrisiken umzugehen. Kapitel 2 "Risikofaktoren" dieses Einheitlichen Registrierungsformulars beschreibt die Verfahren für das Management des Finanzrisikos.

15.1 Marktrisiken

15.1.1 Commodity-Risiko

Ein Commodity-Risiko entsteht zumeist aus folgenden Tätigkeiten:


―	Portfolio-Management und
―	Handel.

Die Gruppe hat in erster Linie zwei Arten von Commodity-Risiken identifiziert: Preisrisiken durch Marktpreisfluktuationen und ein der Geschäftstätigkeit innewohnendes Volumen-Risiko.

In ihrer gewöhnlichen Geschäftstätigkeit sieht sich die Gruppe Commodity-Risiken bei Erdgas, Strom, Kohle, Öl und Ölerzeugnissen, sonstigen Brennstoffen, CO2 und sonstigen "grünen" Produkten ausgesetzt. Die Gruppe ist auf diesen Energiemärkten aktiv, entweder für Lieferzwecke oder um ihre Energieerzeugungskette und ihren Energieabsatz zu optimieren und abzusichern. Die Gruppe setzt auch Derivate ein, um ihren Kunden Sicherungsinstrumente anzubieten und ihre eigenen Positionen zu besichern.

15.1.1.1 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 schöpfen.

Der Risikorahmen will die finanziellen Ressourcen der Gruppe über die Haushaltsperiode sichern 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 auf Commodities, das per 31. Dezember 2022 Teil des Portfolio-Managements war, sind der folgenden Tabelle zu entnehmen. Wegen der erheblichen Erhöhung und Volatilität von Commodity-Preisen auf den Märkten, insbesondere in den letzten Monaten in der europäischen Zone, wurden die Preisannahmen für Erdgas und Strom in Europa ab 2022 nach oben korrigiert. Diese Empfindlichkeiten sind in dem derzeitigen unsicheren Kontext festgelegt worden. Diese neuen Annahmen stellen keine Schätzung künftiger Marktpreise dar und sind nicht für künftige Änderungen des Konzernergebnisses und des Eigenkapitals repräsentativ, denn sie beziehen nicht die Sensibilitäten bei Kauf- und Verkaufskontrakten für Commodities als Basiswert ein, die nicht zum beizulegenden Zeitwert angesetzt werden.

Sensibilitätsanalyse(1)

		31. Dez. 2022		31. Dez. 2021
In Millionen Euro	Preisänderungen	Auswirkung auf den Ertrag vor Steuern	Auswirkung auf das Eigenkapital vor Steuern	Auswirkung auf den Ertrag vor Steuern	Auswirkung auf das Eigenkapital vor Steuern
---	---	---	---	---	---
Ölerzeugnisse	+10 USD/bbl	-	81	19	159
Erdgas - Europa(2)	-10 €/MWh	(700)	(1.237)	k. A.	k. A.
Erdgas - Europa(2)	+10 €/MWh	700	1.237	246	588
Erdgas - Rest der Welt(2)	+3 €/MWh	29	206	52	35
Strom - Europa(2)	-20 €/MWh	(51)	245	k. A.	k. A.
Strom - Europa(2)	+20 €/MWh	51	(245)	(73)	(49)
Strom - Rest der Welt(2)	+5 €/MWh	(122)	-	(37)	-
Treibhausgas-Emissionszertifikate	+2 €/t	24	1	(134)	-
EUR/USD	+10 %	36	(186)	16	83
EUR/GBP	+10 %	(17)	(34)	(49)	(6)

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

(2) 2021 entsprach die Auswirkung einer Empfindlichkeit von +3 €/MWh für Gas und +5 €/MWh für Strom. Im Hinblick auf die dargestellten Empfindlichkeiten könnte es im Dezember 2022 zu drastischeren Preisschwankungen nach oben und unten kommen, die sich je nach der Entwicklung der wirtschaftlichen oder politischen Situation schwer quantifizieren lassen. Beispielsweise würde sich ein Anstieg (eine Senkung) um 50 €/MWh bei Erdgas und 100 €/MWh bei Strom mit positiven 9,7 Mrd. € (negativen 9,7 Mrd. €) bzw. negativen 1 Mrd. € (positiven 0,9 Mrd. €) für Erdgas bzw. Strom auf die Empfindlichkeiten auswirken.

Die 2022 erheblich gestiegenen Commodity-Preise trugen zu substanziellen Änderungen des beizulegenden Zeitwerts von Finanzinstrumenten bei, die die Gewinn- und Verlustrechnung (vgl. Anhang 8 "Betriebliche Aufwendungen") sowie das sonstige Gesamtergebnis der Gruppe beeinflussen (vgl. "Gesamtergebnisrechnung").

15.1.1.2 Handelsgeschäfte

Erlöse aus Handelsgeschäften beliefen sich 2022 auf 4.499 Mio. € (2021: 1.011 Mio. €).

Die Handelsgeschäfte der Gruppe sind hauptsächlich angesiedelt bei:


―	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 und (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.

Diese Gesellschaften arbeiten in organisierten Märkten oder im freien Verkehr mit derivativen Instrumenten wie Futures, Forwards, Swaps oder Options. Die tägliche Überwachung der Einhaltung der Grenzen des Value at Risk (VaR) steuert die Gefährdung durch Risiken von Handelsgeschäften.

Die Nutzung des VaR zur Quantifizierung des Marktrisikos aus Handelstätigkeit erlaubt eine diagonale Messung des Risikos unter Berücksichtigung aller Märkte und Erzeugnisse. Der VaR steht für den maximalen potenziellen Verlust eines Portfolios über eine bestimmte Haltezeit auf der Basis eines gegebenen Konfidenzintervalls. Er ist kein Hinweis auf erwartete Ergebnisse, sondern unterliegt einem regelmäßigen Backtesting.

Die Gruppe benutzt eine eintägige Haltezeit und ein Konfidenzintervall von 99 %, um den VaR zu berechnen, sowie Stress-Tests wie in den gesetzlichen Anforderungen an Banken.

Der folgende VaR entspricht dem globalen VaR der Gesellschaften der Gruppe, die Handel treiben. Der erhöhte VaR spiegelt den außerordentlichen Anstieg und die erhebliche Volatilität der Commodity-Marktpreise 2022 wider.

Value at Risk

In Millionen Euro	31. Dez. 2022	Durchschnitt 2022(1)	Maximum 2022(2)	Minimum 2022(2)	Durchschnitt 2021
Handelsgeschäfte	28	33	143	6	10

(1) durchschnittlicher täglicher VaR

(2) 2022 beobachteter maximaler und minimaler täglicher VaR.

Die Grenzen des VaR sind in einem von der Konzernführung vorgegebenen Rahmen festgelegt, der im Laufe des Jahres verstärkt wurde, um das extrem volatile Marktumfeld zu berücksichtigen. Diese Grenzwerte wurden nach oben korrigiert, Überschreitungen wurden entsprechend dem Prozess zur Marktrisikosteuerung berichtet, was zur Schließung oder Verringerung bestimmter Positionen, zur Begrenzung neuer Positionen oder zur Überprüfung der Portfolio-Zuweisung führen konnte.

Dank der kontinuierlichen Überwachung der Marktrisiken und der strikten Anwendung dieser Maßnahmen konnte die Gruppe ihre Handelsgeschäfte im Laufe des Jahres in einem überwachten Umfeld abwickeln. Am 31. Dezember 2022 ist der VaR unter den Grenzwert gesunken. Der 2022 gestiegene Mittelwert des VaR spiegelt extreme Marktbedingungen wider, die für geringere Positionen als 2021 gelten.

15.1.2 Sicherungsverhältnisse für Commodity-Risiken

Sicherungsinstrumente und Quellen für unwirksame Sicherung

Die Gruppe geht Cashflow-Sicherungsverhältnisse ein und nutzt dazu derivative Instrumente (Festpreis- 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.

Ursachen für die Unwirksamkeit von Sicherungen sind hauptsächlich Unsicherheiten hinsichtlich des zeitlichen Anfalls und mögliche Diskrepanzen bei Zahlungsterminen in einem Kontext stark volatiler Commodity-Marktpreise und Indizes zwischen den derivativen Instrumenten und den zugehörigen risikogefährdeten Basiswerten.

Die Tabelle zeigt die beizulegenden Zeitwerte von Commodity-Derivaten:

	31. Dez. 2022				31. Dez. 2021
	Vermögenswerte		Verbindlichkeiten		Vermögenswerte
---	---	---	---	---	---	---
In Millionen Euro	Langfristig	Kurzfristig	Langfristig	Kurzfristig	Langfristig	Kurzfristig
---	---	---	---	---	---	---
Derivative Instrumente in Verbindung mit Portfolio-Management	30.932	10.060	(37.210)	(11.698)	24.474	10.906
Cashflow-Sicherungen	3.538	4.400	(2.483)	(4.140)	2.643	5.141
Sonstige derivative Instrumente	27.394	5.660	(34.726)	(7.558)	21.831	5.765
Derivative Instrumente in Verbindung mit Handelstätigkeit	-	5.016	-	-	-	8.284
SUMME	30.932	15.076	(37.210)	(11.698)	24.474	19.190

	31. Dez. 2021
	Verbindlichkeiten
---	---	---
In Millionen Euro	Langfristig	Kurzfristig
---	---	---
Derivative Instrumente in Verbindung mit Portfolio-Management	(22.335)	(13.123)
Cashflow-Sicherungen	(1.533)	(3.796)
Sonstige derivative Instrumente	(20.802)	(9.327)
Derivative Instrumente in Verbindung mit Handelstätigkeit	-	(9.384)
SUMME	(22.335)	(22.507)

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 die Positionen (i) reagieren sensibel auf Preisänderungen; (ii) können durch nachfolgende Transaktionen modifiziert und (iii) mit künftigen Cashflows verrechnet werden, die aus den ihnen zugrunde liegenden Transaktionen entstehen.

15.1.2.1 Cashflow-Sicherungen

Beizulegende Zeitwerte von Cashflow-Sicherungen nach Commodity-Typ:

	31. Dez. 2022				31. Dez. 2021
	Vermögenswerte		Verbindlichkeiten		Vermögenswerte
---	---	---	---	---	---	---
In Millionen Euro	Langfristig	Kurzfristig	Langfristig	Kurzfristig	Langfristig	Kurzfristig
---	---	---	---	---	---	---
Erdgas	3.204	3.825	(1.825)	(3.149)	2.194	4.792
Strom	114	324	(208)	(521)	195	171
Öl	219	248	(449)	(470)	246	176
Sonstige(1)	1	3	(1)	1	9	2
SUMME	3.538	4.400	(2.483)	(4.140)	2.643	5.141

	31. Dez. 2021
	Verbindlichkeiten
---	---	---
In Millionen Euro	Langfristig	Kurzfristig
---	---	---
Erdgas	(1.044)	(2.971)
Strom	(215)	(439)
Öl	(274)	(386)
Sonstige(1)	-	-
SUMME	(1.533)	(3.796)

(1) Enthält hauptsächlich Fremdwährungssicherungen auf Commodities.

Nominalwerte (netto)(1)

Nominalwerte und Fälligkeiten von Cashflow-Sicherungen:

	Maßeinheit	2023	2024	2025	2026	2027
Erdgas	GWh	158.983	68.913	19.053	(412)	6.002
Strom	GWh	(7.447)	(3.226)	(835)	(465)	(457)
Ölerzeugnisse	Tausend Barrel	(11.913)	(11.768)	-	-	-
Forex	Millionen Euro	2	-	-	-	-
Treibhausgas-Emissionszertifikate	Tausend Tonnen	105	80	86	20	-

	Über 5 Jahre hinaus	Summe per 31. Dez. 2022
Erdgas	-	252.539
Strom	(649)	(13.079)
Ölerzeugnisse	-	(23.681)
Forex	-	2
Treibhausgas-Emissionszertifikate	-	291

(1) Long-/(Short-)Position

Auswirkung des Hedge-Accounting auf die finanzielle Lage und den Erfolg der Gruppe

	31. Dez. 2022				31. Dez. 2021
	Beizulegender Zeitwert		Nominalwert		Beizulegender Zeitwert	Nominalwert
---	---	---	---	---	---	---
In Millionen Euro	Vermögenswerte	Verbindlichkeiten	Summe	Summe	Summe	Summe
---	---	---	---	---	---	---
Cashflow-Sicherungen	7.939	(6.623)	1.315	39.983	2.455	15.590
SUMME	7.939	(6.623)	1.315	39.983	2.455	15.590

Die beizulegenden Zeitwerte oben sind bei einem Vermögenswert positiv und bei einer Verbindlichkeit negativ.

		Nominalwert	Beizulegender Zeitwert	Änderung des beizulegenden Zeitwerts zur Berechnung der Wirksamkeit einer Sicherung	Wertänderung des Sicherungsinstruments, erfasst im Eigenkapital(1)	Bei Gewinn oder Verlust angesetzter unwirksamer Teil(1)
Cashflow-Sicherungen	Sicherungsinstrumente	39.983	1.315		(1.747)	189
	Besicherte Grundgeschäfte			(4.067)

	Aus der Sicherungsrücklage in Gewinn oder Verlust reklassifizierter Betrag(1)	Gewinn- oder Verlustposten
Cashflow-Sicherungen	(3.003)	Kurzfristiges Betriebsergebnis

(1) Gewinne/(Verluste)

Die Unwirksamkeit einer Sicherung, deren Anteil 2022 durch die extreme Volatilität von Commodity-Preisen im Laufe des Jahres und die teilweise Dekorrelation der verschiedenen Märkte vor allem in Europa beeinflusst war, wird ausgehend von der Änderung des beizulegenden Zeitwerts des Sicherungsinstruments im Vergleich zur Änderung des beizulegenden Zeitwerts des besicherten Postens ab Beginn des Sicherungsverhältnisses berechnet. Der beizulegende Zeitwert der Sicherungsinstrumente am 31. Dezember 2022 gibt die kumulierte Änderung des beizulegenden Zeitwerts der Sicherungsinstrumente ab Beginn des Sicherungsverhältnisses wieder.

Fälligkeit von Commodity-Derivaten, die als Cashflow-Sicherung designiert sind

In Millionen Euro	2023	2024	2025	2026	2027	Über 5 Jahre hinaus
Beizulegender Zeitwert von Derivaten nach Fälligkeit	503	645	224	(37)	(11)	(9)

In Millionen Euro	31. Dez. 2022	31. Dez. 2021
Beizulegender Zeitwert von Derivaten nach Fälligkeit	1.315	2.455

In der Eigenkapitalveränderungsrechnung und Gesamtergebnisrechnung dargestellte Beträge

Die folgende Tabelle zeigt eine Überleitung jeder Eigenkapitalkomponente und eine Analyse des sonstigen Gesamtergebnisses:

	Cashflow-Sicherung
In Millionen Euro	Commodities besichernde Derivate
---	---
PER 31. DEZEMBER 2021	4.094
Im Eigenkapital erfasster wirksamer Teil	(1.770)
Aus der Sicherungsrücklage in Gewinn oder Verlust reklassifizierter Betrag	(3.023)
Umrechnungsdifferenzen	-
Änderungen des Konsolidierungskreises und sonstige	-
PER 31. DEZEMBER 2022	(699)

15.1.2.2 Sonstige Commodity-Derivate

Die sonstigen Commodity-Derivate umfassen:


―	Commodity-Kauf- und Verkaufskontrakte, die nicht geschlossen oder nicht mehr fortgeführt werden, um Commodities entsprechend den erwarteten Kauf-, Verkaufs- oder Nutzungserfordernissen der Gruppe 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 entschieden hat, kein Hedge-Accounting anzuwenden.

15.1.3 Fremdwährungsrisiko

Die Gruppe ist einem Fremdwährungsrisiko ausgesetzt, definiert als Auswirkung von Wechselkursschwankungen auf ihre Bilanz und Gewinn- und Verlustrechnung, das ihre Geschäfts- und Finanzierungstätigkeit beeinflusst. 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 in Euro aus der Konvertierung von Posten der Gewinn- und Verlustrechnung und Bilanz von Tochtergesellschaften mit einer anderen funktionalen Währung als dem Euro. Die wichtigsten Gefährdungen durch Umrechnungsrisiken betreffen Vermögenswerte in US-Dollar, brasilianischen Real und Pfund Sterling.

15.1.3.1 Finanzinstrumente nach Währung

Die folgenden Tabellen zeigen eine Untergliederung des ausstehenden Fremdkapitals und der Schulden und der Nettofinanzschuld nach Währung vor und nach Sicherung:

Ausstehendes Fremdkapital und Schulden

Nettofinanzschuld

15.1.3.2 Empfindlichkeitsanalyse für das Fremdwährungsrisiko

Eine Analyse der Empfindlichkeit des Finanzergebnisses für das Fremdwährungsrisiko -ohne Auswirkung der Umrechnung der Gewinn- und Verlustrechnung ausländischer Tochtergesellschaften -wurde für alle von der Treasury-Abteilung verwalteten Finanzinstrumente mit einem Währungsrisiko durchgeführt (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 Stichtagkursen.

	31. Dez. 2022
	Wirkung auf den Ertrag		Wirkung auf das Eigenkapital
---	---	---	---	---
In Millionen Euro	+10%(1)	-10%(1)	+10%(1 )	-10%(1)
---	---	---	---	---
In einer Währung denominierte Gefährdungen, die nicht die funktionale Währung von Unternehmen ist, die die Verbindlichkeiten in ihrer Bilanz ausweisen(2)	(19)	19	n.v.	n.v.
(Schuld- und derivative) Finanzinstrumente, qualifiziert als Sicherungen für Nettoinvestitionen(3)	n.v.	n.v.	426	(426)

(1) +(-) 10 %: Abwertung (Aufwertung) von 10 % aller Fremdwährungen gegenüber dem Euro.

(2) ohne Derivate, die als Sicherungen für Nettoinvestitionen qualifizieren,

(3) Dieser Wirkung steht entgegen, dass eine Änderung bei der besicherten Nettoinvestition aufgerechnet wird.

15.1.4 Zinsrisiko

Die Gruppe ist bestrebt, ihre Fremdkapitalkosten dadurch zu beeinflussen, dass sie die Auswirkung von Zinsschwankungen auf die Gewinn- und Verlustrechnung begrenzt. Strategie der Gruppe ist daher, bei der Nettoschuld zwischen Festzinsen, variablen Zinsen und gekappten variablen Zinsen abzuwägen. Der Zins-Mix kann sich in einer Spanne bewegen, die das Konzernmanagement den Markttrends entsprechend definiert.

Zum Management der Zinsstruktur ihrer Nettoschuld nutzt die Gruppe Sicherungsinstrumente, insbesondere Zinsswaps und Optionen.

Die Gruppe hat ein Pre-Hedge-Portfolio von Zinsterminkontrakten für 2027 und 2028 mit einer Fälligkeit von 20 Jahren für jedes der begonnenen Volumen, um den Refinanzierungszinssatz für einen Teil der Schuld zu schützen.

15.1.4.1 Analyse von Finanzinstrumenten nach Art des Zinssatzes

Die folgenden Tabellen zeigen eine Untergliederung nach Art des Zinssatzes für ausstehendes Fremdkapital und Schulden und der Nettofinanzverschuldung vor und nach Sicherung:

Ausstehendes Fremdkapital und Schulden

Nettofinanzschuld

15.1.4.2 Empfindlichkeitsanalyse für das Zinsrisiko

Die Sensibilität wurde ausgehend von der Nettoschuldenposition der Gruppe (einschließlich der Auswirkung von Zins- und Devisenderivaten auf die Nettoschuld) 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. 2022
	Wirkung auf den Ertrag		Wirkung auf das Eigenkapital
---	---	---	---	---
In Millionen Euro	+100 Basispunkte	-100 Basispunkte	+100 Basispunkte	-100 Basispunkte
---	---	---	---	---
Nettozinsaufwand für die Nettoschuld zu variablem Zinssatz (Nominalwert) und für den Anteil variabler Zinsen bei Derivaten	(16)	16	n.v.	n.v.
Änderung des beizulegenden Zeitwerts von Derivaten, die nicht als Sicherung qualifizieren	(123)	135	n.v.	n.v.
Änderung des beizulegenden Zeitwerts von Derivaten, die als Cashflow-Sicherung qualifizieren	n.v.	n.v.	198	(323)

15.1.5 Fremdwährungs- und Zinssicherungen

15.1.5.1 Management des Fremdwährungsrisikos

Das Wechselkursrisiko (oder "FX"-Risiko) wird konzernweit berichtet und geregelt und unterliegt der Politik des Konzernmanagements. Die Strategie unterscheidet drei Hauptquellen eines Währungsrisikos:


―	Das normale Transaktionsrisiko

Das normale Transaktionsrisiko entspricht der potenziell negativen finanziellen Auswirkung von Devisenschwankungen auf das Geschäft und auf Finanzierungstätigkeiten, die in einer anderen als der funktionalen Währung denominiert sind.

Das Management des normalen Transaktionsrisikos im Rahmen der jeweiligen Geschäftstätigkeit liegt vollständig in der Hand der Tochtergesellschaften, während die mit zentralen Tätigkeiten verbundenen Risiken auf Konzernebene gesteuert werden.

FX-Risiken in der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit sind systematisch abgesichert, wenn die damit verbundenen Zahlungsströme über einen Sicherungshorizont gewiss sind, der mindestens dem des mittelfristigen Plans entspricht. Bei Zahlungsströmen, die in ihrer Gesamtheit nicht sicher sind, basiert die Sicherung zunächst 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 Finanzierungstätigkeit verbundenen FX-Risiken werden alle maßgeblichen Gefährdungen in Verbindung mit Zahlungsmitteln, Finanzschulden usw. systematisch besichert. Expositionen werden ausgehend von der Nettosumme der Bilanzposten in FX überwacht.


―	Projekttransaktionsrisiko

Ein spezielles Projekttransaktionsrisiko entspricht der potenziell negativen finanziellen Auswirkung von FX-Schwankungen auf bestimmte wichtige Geschäftsvorfälle wie Investitionsprojekte, Erwerbe, Veräußerungen und Restrukturierungsprojekte 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. Ziel dieses Managements ist, die Durchführbarkeit 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 Sicherung dieses Umrechnungsrisikos zweckdienlich ist, wird regelmäßig für jede Währung (mindestens) oder Asset-Gruppe in derselben Währung unter besonderer Berücksichtigung des Werts der Assets und der Kosten der Sicherung beurteilt.

Sicherungsinstrumente und Quellen für unwirksame Sicherung

Die Gruppe nutzt grundsätzlich folgende Stellhebel des Risikomanagements, um das Währungsrisiko zu mindern:


―	derivative Instrumente: Das sind zumeist außerbörsliche Verträge. Sie beinhalten FX-Forward-Transaktionen, FX-Swaps, Währungsswaps, kombinierte Währungsswaps, Plain-Vanilla-FX-Optionen oder Kombinationen (Calls, Puts oder Collars);
―	monetäre Posten wie Schulden, 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 abgesichert werden.

15.1.5.2 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, US LIBOR usw., die nicht den Kredit-Spread des Kreditnehmers beinhalten.

Reform der Interbanken-Referenzzinssätze

Als Teil der Reform des Referenzzinssatzes hat die Gruppe alle in USD denominierten neuen Finanzierungsverträge an den SOFR-Index gekoppelt. ENGIE plant auch, diesen Index für die Derivatkontrakte anzuwenden. Doch wird der Übergang bestehender Finanzierungs- und Derivatkontrakte, die an den US-Libor gekoppelt sind, zum SOFR im Juli 2023 abgeschlossen sein, weil davon auszugehen ist, dass der US-Libor nicht mehr veröffentlicht wird.

Die Gruppe erwartet keine Auswirkung des Übergangs.

Die beiden wichtigsten Quellen für ein Zinsrisiko sind:


―	Zinsrisiko für die Nettoschuld der Gruppe

Das Zinsrisiko für die Nettoschuld der Gruppe ist die finanzielle Auswirkung von Basiszinssatzbewegungen auf das Schulden- 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 Rentabilität von Vermögenswerten zu schützen;
―	Finanzierungskosten zu optimieren und die Wettbewerbsfähigkeit zu sichern und
―	die Unsicherheit hinsichtlich der Schuldendienstlast zu minimieren. Durch Überwachung von Änderungen der Marktzinssätze und ihrer Wirkung auf die Brutto- und Nettoschuld der Gruppe wird das Zinsrisiko aktiv gesteuert.

―

Projektzinsrisiko

Ein spezielles Projektzinsrisiko entspricht der potenziell negativen finanziellen Auswirkung von Basiszinssatzbewegungen auf bestimmte wichtige Geschäftsvorfälle wie Investitionsprojekte, Erwerbe, Veräußerungen und Restrukturierungsprojekte. Das Zinsrisiko nach Abschluss eines Geschäfts gilt als normal (vgl. "Zinsrisiko" oben).

Das Zinsrisikomanagement zielt bei bestimmten Projekttransaktionen darauf ab, die Wirtschaftlichkeit von Projekten, Erwerben, Veräußerungen und Restrukturierungsinitiativen 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 unwirksame Sicherung

Die Gruppe nutzt grundsätzlich folgende Stellhebel des Risikomanagements, um das Zinsrisiko zu mindern:

―

derivative Instrumente: das sind zumeist außerbörsliche Verträge, mit denen Basiszinssätze gesteuert werden. Zu solchen Instrumenten gehören:


―	Swaps, um die Art der Zinszahlung auf Schulden zu ändern, typischerweise vom Festzins zu variablen Zinsen oder umgekehrt,
―	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 potenziellen Diskrepanzen bei Fälligkeitsterminen und Indizes zwischen den derivativen Instrumenten und den zugrunde liegenden Risikopositionen.

15.1.5.3 Fremdwährungs- und Zinssicherungen

Die Gruppe hat das Hedge-Accounting für das Fremdwährungs- und Zinsrisikomanagement gewählt, wann immer die Anwendung möglich und praktikabel ist. Sie verwaltet auch ein Portfolio nicht designierter derivativer Instrumente, die wirtschaftlichen Sicherungen bei Risiken für die Nettoschuld und durch Fremdwährung 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 oft zurücksetzt, spezielle Risikobestandteile als besicherten Posten designiert oder Kreditrisiken als erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet designiert.

Zur Sicherung des beizulegenden Zeitwerts qualifiziert die Gruppe Zins- oder Zins-Währungsswaps, die festverzinsliche Schulden in Schulden zu variablem Zinssatz transformieren.

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 Forwards.

Die Tabelle zeigt die beizulegenden Zeitwerte von Derivaten (ohne Comodity-Instrumente):

	31. Dez. 2022				31. Dez. 2021
	Vermögenswerte		Verbindlichkeiten		Vermögenswerte
---	---	---	---	---	---	---
In Millionen Euro	Langfristig	Kurzfristig	Langfristig	Kurzfristig	Langfristig	Kurzfristig
---	---	---	---	---	---	---
Fremdkapital besichernde Derivate	226	92	(620)	(114)	370	130
Sicherungen des beizulegenden Zeitwerts	167	4	(394)	(38)	261	97
Cashflow-Sicherungen	30	5	(195)	(11)	36	1
Derivative Instrumente, die nicht für Hedge Accounting qualifizieren	30	84	(32)	(65)	73	33
Sonstige Posten besichernde Derivate	1.975	84	(1.587)	(47)	772	52
Cashflow-Sicherungen	509	41	(222)	(7)	110	9
Sicherungen von Nettoinvestitionen	156	-	(1)	-	6	-
Derivative Instrumente, die nicht für Hedge Accounting qualifizieren	1.310	43	(1.364)	(40)	656	44
SUMME	2.201	176	(2.208)	(161)	1.142	183

	31. Dez. 2021
	Verbindlichkeiten
---	---	---
In Millionen Euro	Langfristig	Kurzfristig
---	---	---
Fremdkapital besichernde Derivate	(224)	(89)
Sicherungen des beizulegenden Zeitwerts	(24)	(35)
Cashflow-Sicherungen	(121)	(4)
Derivative Instrumente, die nicht für Hedge Accounting qualifizieren	(79)	(51)
Sonstige Posten besichernde Derivate	(1.670)	(50)
Cashflow-Sicherungen	(264)	-
Sicherungen von Nettoinvestitionen	(20)	-
Derivative Instrumente, die nicht für Hedge Accounting qualifizieren	(1.385)	(51)
SUMME	(1.894)	(140)

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 die Positionen (i) reagieren sensibel auf Preisänderungen oder Änderungen von Kredit-Ratings, (ii) können durch nachfolgende Transaktionen modifiziert und (iii) mit künftigen Cashflows verrechnet werden, die aus den ihnen zugrunde liegenden Transaktionen entstehen.

Höhe, zeitlicher Anfall und Unsicherheit künftiger Zahlungsströme

Die folgenden Tabellen enthalten ein Zeitprofil für den Nominalbetrag von Sicherungsinstrumenten per 31. Dezember 2022:

In Millionen Euro
Kaufen/Verkaufen	Zinsart	Art des derivativen Instruments	Währung	Summe	2023	2024
---	---	---	---	---	---	---
Kaufen	Fest	CCS	USD	(443)	(94)	(117)
			GBP	(1.804)	-	-
			HKD	(277)	-	-
			PEN	(239)	(40)	(19)
			Sonstige Währungen	(602)	(107)	(367)
Verkaufen	Fest	CCS	EUR	2.568	-	216
			USD	279	47	23
	Variabel	CCS	EUR	273	129	144
		CCS	BRL	392	93	114

In Millionen Euro
Kaufen/Verkaufen	2025	2026	2027	Über 5 Jahre hinaus
---	---	---	---	---
Kaufen	(89)	(96)	-	(47)
	-	-	-	(1.804)
	-	-	(108)	(168)
	-	(61)	(62)	(57)
	(73)			(54)
Verkaufen	75	-	98	2.179
	-	72	72	66
	-	-	-	-
	90	95	-	-

In Millionen Euro
Kaufen/Verkaufen	Zinsart	Art des derivativen Instruments	Währung	Summe	2023	2024
---	---	---	---	---	---	---
Verkaufen	Fest	CAP	EUR	10	6	5
		1RS	EUR	8.089	(1.205)	(480)
			USD	1.963	725	12
			Sonstige Währungen	72	3	3
	Variabel	SWAPTION	EUR	1.000	-	-
	Variabel	1RS	EUR	15.376	1.398	2.000
			BRL	141	141	-

In Millionen Euro
Kaufen/Verkaufen	2025	2026	2027	Über 5 Jahre hinaus
---	---	---	---	---
Verkaufen	-	-	-	-
	249	1.253	389	7.883
	12	725	283	205
	3	4	4	54
	-	-	-	1.000
	1.415	1.950	800	7.813
	-	-	-	-

Die Tabellen oben enthalten keine Währungsderivate (mit Ausnahme von Währungsswaps -cross currency swaps - CCS). Ihre Fälligkeiten entsprechen denen der besicherten Grundgeschäfte.

Ausgehend von der Managementstrategie für FX- und Zinsrisiken wird die FX-Empfindlichkeit in Anhang 15.1.3.2 "Empfindlichkeitsanalyse für das Fremdwährungsrisiko" dargestellt. Die durchschnittliche Schuldendienstlast beträgt 2,73 %, wie in Anhang 10 "Nettofinanzergebnis" ausgewiesen.

Auswirkung des Hedge-Accounting auf die finanzielle Lage und den Erfolg der Gruppe

Währungsderivate

	31. Dez. 2022				31. Dez. 2021
	Beizulegender Zeitwert			Nominalwert	Beizulegender Zeitwert	Nominalwert
---	---	---	---	---	---	---
In Millionen Euro	Vermögenswerte	Verbindlichkeiten	Summe	Summe	Summe	Summe
---	---	---	---	---	---	---
Cashflow-Sicherungen	28	(366)	(338)	3.139	(253)	3.201
Sicherungen von Nettoinvestitionen	156	(1)	155	5.939	(14)	2.794
Derivative Instrumente, die nicht für Hedge Accounting qualifizieren	217	(94)	123	12.007	(39)	10.166
SUMME	401	(461)	(60)	21.085	(306)	16.161

Zinsderivate

	31. Dez. 2022				31. Dez. 2021
	Beizulegender Zeitwert			Nominalwert	Beizulegender Zeitwert	Nominalwert
---	---	---	---	---	---	---
In Millionen Euro	Vermögenswerte	Verbindlichkeiten	Summe	Summe	Summe	Summe
---	---	---	---	---	---	---
Sicherungen des beizulegenden Zeitwerts	171	(432)	(261)	5.148	299	4.203
Cashflow-Sicherungen	552	(67)	485	5.260	17	2.110
Derivative Instrumente, die nicht für Hedge Accounting qualifizieren	1.247	(1.433)	(186)	25.885	(710)	18.933
SUMME	1.970	(1.932)	38	36.293	(394)	25.246

Die beizulegenden Zeitwerte in der Tabelle oben sind bei Vermögenswerten positiv und Verbindlichkeiten negativ.

In Millionen Euro		Nominalbetrag und ausstehender Betrag	Beizulegender Zeitwert(1)
Sicherungen des beizulegenden Zeitwerts	Sicherungsinstrumente	5.148	(261)
	Gesicherte Grundgeschäfte(3) (4)	3.821	(200)
Cashflow-Sicherungen	Sicherungsinstrumente	8.399	147
	Besicherte Grundgeschäfte
Sicherungen von Nettoinvestitionen	Sicherungsinstrumente	5.939	155
	Besicherte Grundgeschäfte

In Millionen Euro	Änderung des beizulegenden Zeitwerts zur Berechnung einer Sicherungsunwirksamkeit	Wertänderung des Sicherungsinstruments, erfasst im Eigenkapital(2)	Bei Gewinn oder Verlust angesetzter unwirksamer Teil(2)
Sicherungen des beizulegenden Zeitwerts	(261)	(21)	7
	(576)	n.v.
Cashflow-Sicherungen	259	(446)	9
	(253)
Sicherungen von Nettoinvestitionen	194	82	n.v.
	(194)

In Millionen Euro	Aus der Sicherungsrücklage in Gewinn oder Verlust reklassifizierter Betrag(2)	Einzelposten der Gewinn- und Verlustrechnung
Sicherungen des beizulegenden Zeitwerts	n.v.	Kosten der Nettoschuld
	n.v.
Cashflow-Sicherungen	(507)	Sonstiges Finanzergebnis/Kurzfristiges Betriebsergebnis mit operativer Marktbewertung
Sicherungen von Nettoinvestitionen	(25)	Sonstiges Finanzergebnis/Kurzfristiges Betriebsergebnis mit operativer Marktbewertung

(1) Die Berichtigung des beizulegenden Zeitwerts besicherter Grundgeschäfte wird als langfristiges und kurzfristiges Fremdkapital und Schulden in Höhe von negativen 200 Mio. € dargestellt.

(2) Gewinne/(Verluste)

(3) Die Differenz zwischen dem beizulegenden Zeitwert zur Bestimmung des unwirksamen Teils von Sicherungsinstrumenten und dem der besicherten Grundgeschäfte entspricht den fortgeführten Anschaffungskosten von Fremdkapital und den Schulden, die Teil des Sicherungsverhältnisses für den beizulegenden Zeitwert sind.

(4) Davon beziehen sich 57 Mio. € auf besicherte Grundgeschäfte, die wegen Disqualifikation als Sicherung des beizulegenden Zeitwerts nicht mehr angepasst werden.

Die Unwirksamkeit eines Sicherungsverhältnisses wird ausgehend von der Änderung des beizulegenden Zeitwerts des Sicherungsinstruments im Vergleich zur Änderung des beizulegenden Zeitwerts des besicherten Grundgeschäfts ab Beginn des Sicherungsverhältnisses berechnet. Der beizulegende Zeitwert der Sicherungsinstrumente am 31. Dezember 2022 gibt die kumulierte Änderung des beizulegenden Zeitwerts der Sicherungsinstrumente ab Beginn des Sicherungsverhältnisses wieder. Für die Sicherungen des beizulegenden Zeitwerts gilt derselbe Grundsatz wie für die besicherten Grundgeschäfte.

Per 31. Dezember 2022 wurde keine maßgebliche Auswirkung einer Unwirksamkeit oder Disqualifikation bestimmter Sicherungsverhältnisse angesetzt.

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

In Millionen Euro	2023	2024	2025	2026	2027	Über 5 Jahre hinaus
Beizulegender Zeitwert von Derivaten nach Fälligkeit	43	13	18	12	42	19

In Millionen Euro	Summe per 31. Dez. 2022	Summe per 31. Dez. 2021
Beizulegender Zeitwert von Derivaten nach Fälligkeit	147	(235)

In der Eigenkapitalveränderungsrechnung und der Gesamtergebnisrechnung dargestellte Beträge

Die Tabelle zeigt eine Überleitung jeder Eigenkapitalkomponente und eine Analyse des sonstigen Gesamtergebnisses:

	Cashflow-Sicherung			Sicherung von Nettoinvestitionen
In Millionen Euro	Fremdkapital besichernde Derivate - Sicherung gegen Fremdwährungsrisiko(1) (3)	Sonstige Posten besichernde Derivate - Sicherung gegen Zinsrisiko(1) (3)	Sonstige Posten besichernde Derivate - Sicherung gegen Fremdwährungsrisiko(2) (3)	Sonstige Posten besichernde Derivate - Sicherung gegen Fremdwährungsrisiko(2) (4)
---	---	---	---	---
PER 31. DEZEMBER 2021	45	(751)	27	(371)
Im Eigenkapital erfasster wirksamer Teil	424		23	(82)
Aus der Sicherungsrücklage in Gewinn oder Verlust reklassifizierter Betrag	507			25
Umrechnungsdifferenzen	-	-	-	-
Änderungen des Konsolidierungskreises und sonstige	-	2	(15)	42
PER 31. DEZEMBER 2022	46	181	35	(386)

(1) Cashflow-Sicherungen über bestimmte Perioden.

(2) Cashflow-Sicherungen für bestimmte Transaktionen.

(3) davon negative 86 Mio. € Cashflow-Sicherungsrücklagen, auf die das Hedge-Accounting nicht mehr angewendet wird.

(4) Alle diese Rücklagen beziehen sich auf fortgeführte Sicherungsverhältnisse.

15.2 Gegenparteirisiko

Durch ihre finanziellen und betrieblichen Tätigkeiten ist die Gruppe dem Risiko des Ausfalls ihrer Gegenparteien (Kunden, Lieferanten, EPC-Auftragnehmer, Partner, Vermittler und Banken) ausgesetzt. Der Ausfall könnte Zahlungen, Warenlieferungen und/oder die Wertentwicklung von Anlagen 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 operative Vorgehensweisen sicherstellt, die konzernweit konsistent sind;
―	das Gegenparteirisiko und die Mechanismen beschreibt, mit denen es sich auf den wirtschaftlichen Erfolg und den Konzernabschluss auswirkt;
―	Kennzahlen, Berichts- und Steuerungsmechanismen definiert, um für Transparenz 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 die Nutzung von Einschussforderungen und anderen Arten finanzieller Sicherheit (standardisierter Rechtsrahmen) Marktstandard sind. 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 mit zwei verschiedenen Ansätzen definiert und angewandt:

―

einen Portfolio-Ansatz, für den die Gruppe bestimmt, dass:―

auf kohärente Kundenportfolios und -subportfolios (d. h. Portfolios mit vergleichbarem Kreditrisiko und/oder vergleichbarer Zahlungsmoral) zu achten ist und folgende Aspekte zu berücksichtigen sind:

• öffentliche oder private Gegenparteien,


―	Hausverwaltungs- oder B2B-Gegenparteien,
―	Geografie,
―	Art der Tätigkeit,
―	Größe der Gegenpartei und
―	sonstige Aspekte, die die Gruppe für relevant hält,

―

Wertminderungsquoten auf der Grundlage der historischen Fälligkeitssalden ermittelt werden müssen. Ist eine Korrelation nachgewiesen, die sich dokumentieren lässt, müssen die historischen Daten um zukunftsgerichtete Elemente berichtigt werden; und

―

einen individuellen Ansatz für wichtige Gegenparteien. Hier hat die Gruppe Regeln dafür formuliert, in welcher Phase sich der entsprechende Vermögenswert hinsichtlich der Berechnungen des erwarteten Kreditausfalls (ECL) befindet:―

auf Stufe 1 geht es um finanzielle Vermögenswerte, die seit dem Erstansatz nicht maßgeblich verloren haben. Der ECL für Stufe 1 wird auf der Basis von 12 Monaten berechnet,

―

auf Stufe 2 geht es um finanzielle Vermögenswerte, für die das Kreditrisiko maßgeblich gestiegen ist. Der ECL für Stufe 2 wird als Lifetime-ECL berechnet. Für die Entscheidung, einen Vermögenswert von Stufe 1 auf Stufe 2 zu setzen, gelten bestimmte Kriterien:


―	maßgebliche Herabstufung der Kreditwürdigkeit der Gegenpartei und/oder ihrer Muttergesellschaft und/oder (gegebenenfalls) ihres Bürgen,
―	eine maßgeblich nachteilige Veränderung 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 nachprüfbare Informationen hat, aus denen hervorgeht, dass auch überfällige Zahlungen von mehr als 30 Tagen keinen maßgeblichen 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 die Berechnungsmethode im Feststellen von Änderungen des Risikos für jedes Jahr besteht, insbesondere beim erwarteten Zeitpunkt und der 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
―	die Ausfallwahrscheinlichkeit die Wahrscheinlichkeit eines Ausfalls über einen bestimmten zeitlichen Horizont ist (auf Stufe 1 beträgt dieser Zeithorizont 12 Monate nach Ende der Berichtsperiode; auf Stufe 2 ist dieser Zeithorizont die gesamte Laufzeit 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 ohne externes Rating ein internes Rating fest.

Die Höhen der LGD 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 die LGD auf 30 % gesetzt.

Die Gruppe hat entschieden, für folgende Situationen Abschreibungen vorzusehen:


―	Vermögenswerte, für die eine gerichtliche Beitreibung anhängig ist: Solange das Verfahren läuft, wird nicht abgeschrieben; und
―	Vermögenswerte, für die keine gerichtliche Beitreibung anhängig ist: Abgeschrieben wird, sobald die Forderung aus Lieferungen und Leistungen drei Jahre überfällig ist (bei öffentlichen Gegenparteien bei einer Überfälligkeit von fünf Jahren).

Vor dem Hintergrund einer sich verschlechternden globalen Wirtschaftslage, historisch hohen Energiepreisen und dem anhaltenden Krieg in der Ukraine überwachte die Gruppe weiterhin Zahlungseingänge das ganze Jahr über und intensiviert die Überwachung des Ausfallrisikos bei den B2B-, B2C- und Energiemanagementgeschäften.

Im Kontext ihrer Geschäfte in den Märkten (vor allem mit B2B-Kunden) berücksichtigt die Gruppe bei der Einschätzung erwarteter Kreditausfälle prospektive Informationen, die die Situation in einer Reihe von Wirtschaftsbereichen am besten wiedergeben, die als die kritischsten gelten. Per 31. Dezember 2022 wurde insbesondere die Rückstellungsrate für erwartete Kreditausfälle bei bestimmten Kunden in Wirtschaftszweigen mit hohem Energieverbrauch speziell angepasst, da sie durch den drastischen Anstieg der Commodity-Preise besonders gefährdet sind.

Außerdem war das Ausfallrisiko bei den B2C-Energielieferungen der Gruppe bislang relativ begrenzt, denn einige Länder haben staatliche Maßnahmen zur Begrenzung der Preiserhöhungen eingeführt (Tarifschutz, Energiegutscheine, Ratenzahlungen usw.), und im Portfolio der Gruppe gibt es Kunden, die noch Festpreisverträge haben, die vor der Krise geschlossen wurden.

15.2.1 Gegenparteirisiko aus gewöhnlicher Geschäftstätigkeit

Das Gegenparteirisiko aus gewöhnlicher Geschäftstätigkeit wird mit Standardmechanismen gesteuert, wie Garantien Dritter, Aufrechnungsvereinbarungen und Einschussforderungen, wobei spezielle Sicherungsinstrumente oder spezielle Vorauszahlungsverfahren und Vorgehensweisen zum Beitreiben von Schulden genutzt werden, insbesondere bei Privatkunden.

Entsprechend der Konzernpolitik ist jede Global Business Unit für ihren Umgang mit dem Gegenparteirisiko verantwortlich, auch wenn die Gruppe die größten Gegenparteirisiken weiterhin zentral regelt.

Für das Kredit-Rating großer und mittlerer Gegenparteien, die für die Gruppe ein Risiko oberhalb einer bestimmten Schwelle darstellen, gibt es ein spezielles Rating-Verfahren, während bei Geschäftskunden, bei denen das Risiko für die Gruppe eher gering ist, eine vereinfachte Bonitätsprüfung benutzt wird. Diese Vorgehensweisen beruhen auf förmlich dokumentierten, konsistenten Methoden in der gesamten Gruppe. Konsolidierte Risikopositionen werden nach Gegenpartei und Segment (Kredit-Rating, Branche usw.) mit Hilfe von Standardkennzahlen (Zahlungsrisiko, Marktwertrisiko) überwacht.

Bei GEMS überwachen Governance-Ausschüsse der Gruppe die erheblichen Risiken durch Gegenparteien beim Trading und durch kommerzielle Großkunden.

15.2.1.1 Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen, Vermögenswerte aus Verträgen mit Kunden

Das in den folgenden Tabellen dargestellte Gesamtobligo enthält keine Auswirkungen der Mehrwertsteuer oder sonstiger Posten, die keinem Kreditrisiko unterliegen. Es belief sich am 31. Dezember 2022 auf 6.084 Mio. € (zum Vergleich: am 31. Dezember 2021 waren es 14.438 Mio. €).

Individueller Ansatz

		31. Dez. 2022
In Millionen Euro		Individueller Ansatz	Stufe 1: geringes Kreditrisiko	Stufe 2: erhöhtes Kreditrisiko	Stufe 3: wertgeminderte Vermögenswerte	Summe nach Risikostufe
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Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen, netto	Brutto	22.754	21.321	1.316	118	22.754
	Erwartete Kreditausfälle	(737)	(533)	(75)	(129)	(737)
SUMME		22.017	20.787	1.241	(11)	22.017
Vermögenswerte aus Verträgen mit Kunden	Brutto	5.277	5.245	29	3	5.277
	Erwartete Kreditausfälle	(20)	(16)		(4)	(20)
SUMME		5.256	5.229	29	(1)	5.256

	31. Dez. 2022
In Millionen Euro	Investment Grade (1)	Sonstige	Summe nach Art der Gegenpartei
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Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen, netto	20.668	2.086	22.754
	(452)	(285)	(737)
SUMME	20.216	1.801	22.017
Vermögenswerte aus Verträgen mit Kunden	4.100	1.177	5.277
	(13)	(7)	(20)
SUMME	4.087	1.169	5.256

		31. Dez. 2021
In Millionen Euro		Individueller Ansatz	Stufe 1: geringes Kreditrisiko	Stufe 2: erhöhtes Kreditrisiko	Stufe 3: wertgeminderte Vermögenswerte	Summe nach Risikostufe
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Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen, netto	Brutto	15.997	15.023	830	144	15.997
	Erwartete Kreditausfälle	(377)	(237)	(23)	(116)	(377)
SUMME		15.620	14.786	806	28	15.620
Vermögenswerte aus Verträgen mit Kunden	Brutto	3.366	3.327	37	3	3.366
	Erwartete Kreditausfälle	(12)	(10)	-	(2)	(12)
SUMME		3.354	3.316	37	1	3.354

	31. Dez. 2021
In Millionen Euro	Investment Grade(1)	Sonstige	Summe nach Art der Gegenpartei
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Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen, netto	14.063	1.933	15.997
	(174)	(203)	(377)
SUMME	13.890	1.730	15.620
Vermögenswerte aus Verträgen mit Kunden	2.434	933	3.366
	(8)	(4)	(12)
SUMME	2.425	929	3.354

(1) Der Investment Grade bezieht sich auf Gegenparteien, die von Standard & Poor's mindestens mit BBB-eingestuft wurden.

Kollektiver Ansatz

		31. Dez. 2022
In Millionen Euro		Kollektiver Ansatz	0 bis 6 Monate	6 bis 12 Monate	darüber hinaus	Summe der am 31. Dez. 2022 überfälligen Vermögenswerte
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Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen, netto	Brutto	4.459	300	101	272	673
	Erwartete Kreditausfälle	(1.151)	(19)	(47)	(172)	(238)
SUMME		3.308	281	54	100	435
Vermögenswerte aus Verträgen mit Kunden	Brutto	7.370	8	-	1	10
	Erwartete Kreditausfälle	(27)	-	(8)	-	(8)
SUMME		7.343	8	(8)	1	2

		31. Dez. 2021
In Millionen Euro		Kollektiver Ansatz	0 bis 6 Monate	6 bis 12 Monate	darüber hinaus	Summe der am 31. Dez. 2021 überfälligen Vermögenswerte
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Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen, netto	Brutto	3.529	544	152	267	964
	Erwartete Kreditausfälle	(971)	(21)	(21)	(221)	(263)
SUMME		2.558	523	132	46	701
Vermögenswerte aus Verträgen mit Kunden	Brutto	5.042	584	5	16	604
	Erwartete Kreditausfälle	(4)	-	-	(1)	(1)
SUMME		5.038	584	5	15	603

15.2.1.2 Commodity-Derivate

Bei den Commodity-Derivaten entsteht das Gegenparteirisiko aus dem positiven beizulegenden Zeitwert. Das Gegenparteirisiko (CVA), das bei der Berechnung des beizulegenden Zeitwerts dieser derivativen Instrumente berücksichtigt wird, basiert auf Ausfallwahrscheinlichkeiten, für die die Parameter angesichts der Ungewissheit aktualisiert wurden, um ein erhöhtes Ausfallrisiko einzubeziehen.

Die außerordentliche Volatilität der Commodity-Preise hat die Risikogefährdung der Gruppe dank der Bonität ihrer Gegenparteien nicht maßgeblich verändert.

	31. Dez. 2022		31. Dez. 2021
In Millionen Euro	Investment Grade(1)	Summe	Investment Grade(1)	Summe
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Bruttorisiko(2)	36.371	46.012	35.386	43.660
Nettorisiko(3)	12.434	16.124	15.796	19.089
% Kreditrisiko bei Gegenparteien mit "Investment Grade"	77,1 %		82,7 %

(1) 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 mit einem internen Rating-Modell bestimmt, das in der Gruppe eingeführt ist und ihre wichtigsten Gegenparteien einbezieht.

(2) Entspricht dem maximalen Ausfallrisiko, d. h. dem Wert der Derivate, die bei den Vermögenswerten ausgewiesen sind (positiver beizulegender Zeitwert).

(3) Nach Berücksichtigung der Verbindlichkeitsposten mit denselben Gegenparteien (negativer beizulegender Zeitwert), Sicherheiten, Aufrechnungsvereinbarungen und sonstigen Möglichkeiten der Verbesserung der Kreditqualität.

15.2.2 Gegenparteirisiko aus 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 (Einschussforderungen) beruht.

Die Kontrolle des Umgangs mit dem Gegenparteirisiko aus Finanzierungstätigkeit liegt in den Händen eines Middle Office, das unabhängig vom Treasury Department der Gruppe arbeitet und der Finance Division berichtet.

15.2.2.1 Kredite und Forderungen, zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet

Das in den folgenden Tabellen dargestellte Gesamtobligo enthält keine Auswirkungen der Mehrwertsteuer oder sonstiger Posten, die keinem Kreditrisiko unterliegen. Es belief sich am 31. Dezember 2022 auf 547 Mio. € (zum Vergleich: am 31. Dezember 2021 waren es 977 Mio. €).

	31. Dez. 2022
In Millionen Euro	Stufe 1: geringes Kreditrisiko	Stufe 2: erhöhtes Kreditrisiko	Stufe 3: wertgeminderte Vermögenswerte	Summe nach Risikostufe	Investment Grade(1)	Sonstige
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Brutto	6.596	274	720	7.591	3.490	4.101
Erwartete Kreditausfälle	(99)	(38)	(1.154)	(1.291)	(158)	(1.133)
SUMME	6.497	236	(434)	6.300	3.332	2.967

	31. Dez. 2022
In Millionen Euro	Summe nach Art der Gegenpartei
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Brutto	7.591
Erwartete Kreditausfälle	(1.291)
SUMME	6.300

	31. Dez. 2021
In Millionen Euro	Stufe 1: geringes Kreditrisiko	Stufe 2: erhöhtes Kreditrisiko	Stufe 3: wertgeminderte Vermögenswerte	Summe nach Risikostufe	Investment Grade(1)	Sonstige
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Brutto	4.643	302	26	4.971	1.906	3.065
Erwartete Kreditausfälle	(76)	(36)	(113)	(226)	(147)	(79)
SUMME	4.567	265	(87)	4.745	1.759	2.986

	31. Dez. 2021
In Millionen Euro	Summe nach Art der Gegenpartei
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Brutto	4.971
Erwartete Kreditausfälle	(226)
SUMME	4.745

(1) Der Investment Grade bezieht sich auf Gegenparteien, die von Standard & Poor's mindestens mit BBB-eingestuft wurden.

2022 setzte die Gruppe eine Wertminderung für die Finanzierung des Pipeline-Projekts Nord Stream 2 in Höhe von insgesamt 987 Mio. € an (einschließlich kapitalisierter Zinsen).

15.2.2.2 Gegenparteirisiko aus Investitionstätigkeit und Nutzung derivativer Finanzinstrumente

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.

	31. Dez. 2022				31. Dez. 2021
In Millionen Euro	Summe	Investment Grade(1)	Nicht bewertet(2)	Ohne Investment Grade(2)	Summe	Investment Grade(1)
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Exposition	15.738	92,3 %	4,5 %	3,2 %	14.194	85,9 %

	31. Dez. 2021
In Millionen Euro	Nicht bewertet(2)	Ohne Investment Grade(2)
---	---	---
Exposition	8,2 %	5,9 %

(1) Der Investment Grade bezieht sich auf Gegenparteien, die von Standard & Poor's mindestens mit BBB- oder 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 2022 Crédit Agricole Corporate and Investment Bank (CACIB) mit 30 % der Zahlungsmittelüberschüsse die wichtigste Gegenpartei der Gruppe. Das bezieht sich vor allem auf ein Verwahrrisiko.

15.3 Liquiditätsrisiko

Im Kontext ihrer Geschäftstätigkeit ist die Gruppe dem Risiko ausgesetzt, unzureichend liquide zu sein, um ihre vertraglichen Verpflichtungen zu erfüllen. So wie es Risiken bei der Verwaltung des Working-Capital-Bedarfs (WCR) gibt, sind für bestimmte Marktaktivitäten Einschussforderungen erforderlich, denn so kann das Gegenparteirisiko bei Sicherungsinstrumenten durch die Nutzung von Sicherheiten gemindert werden.

Die Gruppe hat einen wöchentlich tagenden Ausschuss eingesetzt, dessen Aufgabe die Verwaltung und Überwachung des Liquiditätsrisikos für die gesamte Gruppe ist, indem er auf eine große Bandbreite an Investitionen und Finanzierungsquellen achtet. Er erarbeitet Prognosen für Bareinlagen und Veräußerungen. ENGIE hat umfassende Regelungen geschaffen, um Geldbewegungen im Zusammenhang mit OTC-Einschussforderungen und Einschussforderungen von Clearingstellen zu überwachen und zu optimieren. Die Grundlage bilden Liquiditätsswaps mit den wichtigsten Gegenparteien und die Ausstellung von Akkreditiven. Angesichts der derzeit enormen Volatilität der Märkte können diese Einschussforderungen ein maßgeblicher zeitlicher Faktor für die Liquiditätslage der Gruppe sein. Deshalb wurden die beiden genannten Hebel verstärkt, um die Auswirkung auf die Liquidität zu beobachten. Vierteljährliche Stresstests gibt es auch für Einschussforderungen, die in Verhandlungen über Commodity-, Zins- und Währungsderivate aufgenommen werden, um die Resilienz der Gruppe im Hinblick auf Liquidität zu bewerten.

Die Gruppe zentralisiert nahezu den gesamten Finanzierungsbedarf und Zahlungsmittelüberschüsse der von ihr beherrschten Unternehmen sowie den größten Teil ihres mittel- 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. Dementsprechend investiert man ungepoolte Zahlungsmittelüberschüsse in Instrumente, die fallweise unter Berücksichtigung der lokalen Finanzmarkterfordernisse und der Finanzkraft der betreffenden Gegenparteien ausgewählt werden.

Die seit 2008 aufeinanderfolgenden Finanzkrisen und das daraus entstandene erhöhte Gegenparteirisiko veranlassten die Gruppe, ihre Investitionspolitik mit dem Ziel zu straffen, eine extrem hohe Liquidität vorzuhalten, das investierte Kapital zu schützen und täglich die Performance und die Gegenpartei zu beobachten, so dass die Gruppe nötigenfalls sofort auf Entwicklungen am Markt reagieren kann. Folglich waren 81 % der am 31. Dezember 2022 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;
―	Streben nach einem ausgewogenen Tilgungsprofil für Fremdkapital.

Die Gruppe ist bestrebt, ihre Finanzierungsquellen dadurch zu diversifizieren, dass sie im Rahmen ihres Euro-Medium-Term-Notes-Programms öffentliche oder private Anleihen emittiert. Sie emittiert auch marktfähige Commercial Paper in Frankreich (Negotiable European Commercial Paper) und in den Vereinigten Staaten (US Commercial Paper) sowie tief nachrangige, ewig laufende Anleihen. Da marktfähige 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 marktfähigen Commercial Paper durch bestätigte -hauptsächlich zentralisierte - Bankkreditlinien gesichert, so dass die Gruppe ihre Tätigkeit weiterhin finanzieren kann, sollte diese Finanzierungsquelle austrocknen. Diese Fazilitäten sind für den Umfang ihrer Geschäftstätigkeit und für den zeitlichen Anfall der vertraglich vereinbarten Schuldentilgung angemessen.

Die verschiedenen Vorkehrungen der Gruppe sichern ein hohes und verstärktes Maß an Liquidität.

Finanzierungs- und Liquiditätsquellen diversifizieren(1) In Millionen Euro

(1) Zu diesen Finanzierung- und Liquiditätsquellen gehören keine tief nachrangigen, ewig laufenden Anleihen, die im Eigenkapital angesetzt sind (vgl. Anhang 16.2.1 "Emission tief nachrangiger, ewig laufender Anleihen").

(2) abzüglich kurzfristiger marktfähiger Wertpapiere.

(3) Zahlungsmittel, bestehend aus Zahlungsmitteln und Zahlungsmitteläquivalenten von 15.570 Mio. €, sonstigen finanziellen Vermögenswerten von 769 Mio. €, die die Nettofinanzschuld reduzieren, abzüglich Kontokorrentkredite und Transaktionskonten von 615 Mio. €, von denen 78 % in der Eurozone investiert sind.

Per 31. Dezember 2022 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. Keine der verfügbaren zentralisierten Kreditlinien enthält eine Default-Klausel, die mit Finanzkennziffern oder Ratingstufen verbunden ist.

15.3.1 Nicht abgezinste vertraglich vereinbarte Zahlungen für Finanzierungstätigkeiten

Nicht abgezinste vertraglich vereinbarte Zahlungen ausstehender Finanzschulden nach Fälligkeit

In Millionen Euro	2023	2024	2025	2026	2027	Über 5 Jahre hinaus
Anleiheemissionen	2.550	930	1.518	2.316	2.493	13.751
Bankdarlehen	797	381	447	247	464	3.141
Marktfähige Commercial Paper	7.386	-	-	-	-	-
Leasingverbindlichkeiten	403	398	304	275	251	1.624
Sonstiges Fremdkapital	140	4	2	1	2	225
Kontokorrentkredite und Transaktionskonten	615	-	-	-	-	-

In Millionen Euro	Summe per 31. Dez. 2022	Summe per 31. Dez. 2021
Anleiheemissionen	23.557	26.240
Bankdarlehen	5.476	5.806
Marktfähige Commercial Paper	7.386	4.962
Leasingverbindlichkeiten	2.875	2.043
Sonstiges Fremdkapital	374	903
Kontokorrentkredite und Transaktionskonten	615	499

Sonstige finanzielle Vermögenswerte und Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente, die von der Nettofinanzschuld abgezogen werden, haben eine Liquidität von weniger als einem Jahr.

Nicht abgezinste vertraglich vereinbarte Zinszahlungen auf ausstehende Finanzschulden nach Fälligkeit

In Millionen Euro	2023	2024	2025	2026	2027	Über 5 Jahre hinaus
Nicht abgezinste vertraglich vereinbarte Zinszahlungen auf ausstehende Finanzschulden	916	796	757	701	602	7.358

In Millionen Euro	Summe per 31. Dez. 2022	Summe per 31. Dez. 2021
Nicht abgezinste vertraglich vereinbarte Zinszahlungen auf ausstehende Finanzschulden	11.131	10.676

Nicht abgezinste vertraglich vereinbarte Zahlungen auf ausstehende Derivate (ohne Commodity-Instrumente) nach Fälligkeit

In Millionen Euro	2023	2024	2025	2026	2027	Über 5 Jahre hinaus
Derivate (ohne Commodity-Instrumente)	(15)	(127)	(20)	(12)	(10)	423

In Millionen Euro	Summe per 31. Dez. 2022	Summe per 31. Dez. 2021
Derivate (ohne Commodity-Instrumente)	239	126

Um die wirtschaftliche Substanz dieser Transaktionen besser zu verdeutlichen, beziehen sich mit den Derivaten verbundene Zahlungsströme, die bei Vermögenswerten und Verbindlichkeiten angesetzt und in der Tabelle oben dargestellt sind, auf Nettopositionen.

Nicht abgezinste vertraglich vereinbarte Zahlungen für Leasings

Am 31. Dezember 2022 sah sich die Gruppe als Leasingnehmer potenziell mit künftigen Zahlungsmittelabflüssen konfrontiert, die sich nicht in der Bemessung von Leasingverbindlichkeiten in Höhe von 1.407 Mio. € widerspiegeln (von denen 72 % potenzielle Zahlungsmittelabflüsse nach 2027 betreffen). Bei diesen potenziellen künftigen Zahlungsmittelabflüssen geht es um Leasings, deren Laufzeit noch nicht begonnen hat, zu denen sich die Gruppe verpflichtet hat (Immobilien und LNG-Tanker).

Außerdem sieht sich die Gruppe auch künftigen Zahlungsmittelabflüssen in Form von variablen Leasing-Zahlungen in Verbindung mit der Verlängerung der Rhöne-Konzession gegenüber. Diese variablen Leasing-Zahlungen hängen von den Erlösen aus Stromverkäufen ab.

Nicht beanspruchte Kreditfazilitätsprogramme

In Millionen Euro	2023	2024	2025	2026	2027	Über 5 Jahre hinaus
Bestätigte nicht beanspruchte Kreditfazilitätsprogramme	1.339	854	5.670	-	4.004	644

In Millionen Euro	Summe per 31. Dez. 2022	Summe per 31. Dez. 2021
Bestätigte nicht beanspruchte Kreditfazilitätsprogramme	12.511	11.961

Von diesen nicht beanspruchten Programmen sind 7.386 Mio. € der Deckung von Commercial-Paper-Emissionen zugeordnet.

Per 31. Dezember 2022 repräsentierte keine einzelne Gegenpartei mehr als 10 % der bestätigten, nicht abgerufenen Kreditlinien der Gruppe.

15.3.2 Nicht abgezinste vertraglich vereinbarte Zahlungen für Geschäftstätigkeiten

Die Tabelle ist eine Analyse nicht abgezinster beizulegender Zeitwerte, die für Commodity-Derivate fällig und zu vereinnahmen und am Berichtsstichtag bei den Vermögenswerten und Verbindlichkeiten erfasst sind.

Die Gruppe analysiert die restlichen vertraglich vereinbarten Fälligkeiten von Commodity-Derivaten in ihrem Portfolio-Management-Geschäft. 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.

In Millionen Euro	2023	2024	2025	2026	2027	Über 5 Jahre hinaus
Derivative Instrumente, passiviert
in Verbindung mit Portfolio-Management	(11.693)	(24.661)	(7.271)	(2.458)	(1.075)	(2.102)
in Verbindung mit Handelsgeschäften	-	-	-	-	-	-
Derivative Instrumente, aktiviert
in Verbindung mit Portfolio-Management	10.035	18.122	7.860	4.323	432	202
in Verbindung mit Handelsgeschäften	5.098	-	-	-	-	-
SUMME	3.441	(6.538)	589	1.866	(644)	(1.900)

In Millionen Euro	Summe per 31. Dez. 2022	Summe per 31. Dez. 2021
Derivative Instrumente, passiviert
in Verbindung mit Portfolio-Management	(49.260)	(35.541)
in Verbindung mit Handelsgeschäften	-	(9.365)
Derivative Instrumente, aktiviert
in Verbindung mit Portfolio-Management	40.975	35.368
in Verbindung mit Handelsgeschäften	5.098	8.304
SUMME	(3.187)	(1.234)

15.3.3 Verpflichtungen aus Kauf- und Verkaufskontrakten für Commodities, die im Zuge der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit geschlossen werden

Einige operativ tätige Unternehmen der Gruppe schlossen langfristige Verträge ab, von denen manche "Take-or-Pay"-Klauseln enthalten. Sie bestehen in festen Verpflichtungen, bestimmte Mengen von Gas, Strom oder Dampf und zugehörige Dienstleistungen zu kaufen oder zu verkaufen im Austausch für die feste Verpflichtung der anderen Partei, besagte Mengen und Leistungen zu liefern oder zu kaufen. Diese Kontrakte wurden dahingehend dokumentiert, dass sie nicht unter IFRS 9 fallen. Die Tabelle zeigt die wichtigsten künftigen Verpflichtungen aus Kontrakten, die die GBU Renewables und GEMS geschlossen haben (in TWh).

In TWh	2023	2024 - 2027	Über 5 Jahre hinaus	Summe per 31. Dez. 2022	Summe per 31. Dez. 2021
Feste Kaufverpflichtung	(423)	(762)	(700)	(1.884)	(1.922)
Feste Verkaufsverpflichtung	435	552	256	1.243	1.421

ANHANG 16 Eigenkapital

16.1 Aktienkapital

	Anzahl Aktien			Wert (in Millionen Euro)
	Summe	Eigene Anteile	Im Umlauf	Aktienkapital	Kapitalrücklage	Eigene Anteile
---	---	---	---	---	---	---
PER 31. DEZEMBER 2021	2.435.285.011	(15.083.149)	2.420.201.862	2.435	26.058	(199)
Dividendenauszahlung in bar	-	-	-	-	(394)	-
Weltweites Mitarbeiteraktienprogramm Link 2022	-	13.079.518	13.079.518	-	-	171
Kapitalerhöhung Link	3.081.774	-	3.081.774	3	29	-
Kapitalherabsetzung Link	(3.081.774)	3.081.774	-	(3)	(27)	40
Kauf/Veräußerung eigener Anteile	-	(19.054.771)	(19.054.771)	-	-	(245)
Ausgabe eigener Aktien (Bonus)	-	3.446.201	3.446.201	-	-	43
Neubewertung	-	-	-	-	-	-
PER 31. DEZEMBER 2022	2.435.285.011	(14.530.427)	2.420.754.584	2.435	25.667	(189)

Die Änderungen der Anzahl von Aktien 2022 gingen zurück auf:


―	die Ausgabe von Mitarbeiteraktien als Teil des weltweiten Mitarbeiteraktienprogramms "Link 2022". Insgesamt wurden 16,2 Millionen Aktien gezeichnet. Am 22. Dezember 2022 führte die Transaktion zum Verkauf von 13,1 Millionen Aktien an Mitarbeiter, die im vierten Quartal 2022 für 171 Mio. € im Markt erworben wurden, und zu einer Kapitalerhöhung von 32,4 Mio. €. Der letztgenannte Betrag ist in eine Kapitalerhöhung von 3,1 Mio. € und eine Kapitalrücklage von 29,3 Mio. € aufgeteilt;
―	eine Kapitalherabsetzung von 40,4 Mio. € durch Einziehung von 3,1 Millionen Aktien in Form einer Kapitalherabsetzung, 10,7 Mio. € für die konsolidierten Rücklagen und 26,6 Mio. € für die Kapitalrücklage;
―	die Bereitstellung von 3,4 Millionen eigener Anteile als Teil von Bonusaktienplänen und
―	den Kauf von 2,9 Millionen eigener Anteile auf dem Markt.

16.1.1 Potenzielles Aktienkapital und Instrumente, die ein Recht zur Zeichnung neuer Aktien der ENGIE SA bewirken

Seit 2017 hat die Gruppe keine Aktienkaufpläne oder Bezugsrechte für Aktienoptionspläne mehr.

Aktien für Performance Share-Programme wie in Anhang 19 "Anteilsbasierte Vergütungen" beschrieben sind durch vorhandene Aktien der ENGIE SA gedeckt.

16.1.2 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 der Periode aus.

Die Gruppe hat ein Aktienrückkaufprogramm, das die Ordentliche und Außerordentliche Hauptversammlung am 21. April 2022 dem Aufsichtsrat genehmigt hat. Das Programm sieht den Rückkauf von bis zu 10 % der Aktien vor, die das Aktienkapital 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.

Am 31. Dezember 2022 hielt die Gruppe 14,5 Millionen eigener Anteile. Bislang wurden alle Aktien zugeteilt, um die Aktienverpflichtungen der Gruppe gegenüber Mitarbeitern und Führungskräften zu decken.

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. Bisher belaufen sich die Mittel für die Umsetzung dieser Vereinbarung auf 50 Mio. €.

16.2 Sonstige Angaben zu Kapitalrücklage, konsolidierten Rücklagen und Emission tief nachrangiger, ewig laufender Anleihen (Konzernanteil)

Die Gesamthöhe der Kapitalrücklage, der konsolidierten Rücklagen und der Emission tief nachrangiger, ewig laufender Anleihen (einschließlich Jahresüberschuss in diesem Jahr) belief sich am 31. Dezember 2022 auf 34.097 Mio. €, einschließlich 25.667 Mio. € Kapitalrücklage. Die Kapitalrücklage umfasst einen Teil der Barausschüttung für 2021 in Höhe von 394 Mio. €.

Die konsolidierten Rücklagen umfassen den kumulierten Ertrag der Gruppe, die gesetzlichen und satzungsmäßigen Rücklagen der ENGIE SA, kumulierte versicherungsmathematische Gewinne und Verluste nach Steuern und die Änderung des beizulegenden Zeitwerts von Eigenkapitalinstrumenten mit Erfassung der Wertänderung im OCI.

Nach französischem Recht müssen 5% des Jahresüberschusses französischer Unternehmen der gesetzlich vorgeschriebenen Rücklage zugewiesen werden, bis sie 10% des Aktienkapitals erreicht. Diese Rücklage darf nur im Falle der Liquidation an die Aktionäre verteilt werden. Die gesetzliche Rücklage der ENGIE SA beträgt 244 Mio. €.

16.2.1 Emission tief nachrangiger, ewig laufender Anleihen

Im Oktober 2022 tilgte die ENGIE SA tief nachrangige, ewig laufende Anleihen für insgesamt 374 Mio. € vorzeitig. Das hieß:

―

eine vorzeitige Tilgung von 244 Mio. € für grüne tief nachrangige, ewig laufende Anleihen (PERP NC 04/2023, Kupon 1.375 %, ISIN-Code: FR0013310505) aus einem restlichen Nominalbetrag von 274 Mio. €. Nachdem die Gruppe über 80 % dieser tief nachrangigen, ewig laufenden Schuld getilgt hatte, führte sie für die verbliebenen 30 Mio. € einen Squeezeout durch, der am 5. Dezember 2022 gezahlt wurde;

―

die teilweise vorzeitige Tilgung von zwei weiteren Tranchen tief nachrangiger, ewig laufender Anleihen in Höhe von insgesamt 100 Mio. €:


―	55 Mio. € (PERP NC 06/2024, Kupon 3.875 %, ISIN-Code: FR0011942283) aus einem restlichen Nominalbetrag für grüne tief nachrangige, ewig laufende Anleihen von 393 Mio. €,
―	45 Mio. € (PERP NC 07/2031, Kupon 1.875 %, ISIN-Code: FR00140046Y4) aus einem Nominalbetrag von 750 Mio. €.

Gemäß IAS 32 - Finanzinstrumente - Darstellung werden diese Instrumente wegen ihrer Merkmale im Eigenkapital des Konzernabschlusses angesetzt.

Am 31. Dezember 2022 betrug der ausstehende Nennwert tief nachrangiger, ewig laufender Anleihen 3.393 Mio. € (gegenüber 3.767 Mio. € per 31.Dezember 2021).

2022 zahlte die Gruppe den Inhabern dieser Anleihen 77 Mio. €, d. h. 90 Mio. € für Kupons, abzüglich 13 Mio. € vereinnahmter Vorfälligkeitsentschädigung. Dieser Betrag ist im Konzernabschluss als Abzug vom Eigenkapital bilanziert. Die entsprechende Steuerersparnis ist in der Gewinn- und Verlustrechnung ausgewiesen.

16.2.2 Ausschüttungsfähigkeit von ENGIE SA

Die Ausschüttungsfähigkeit von ENGIE SA betrug per 31. Dezember 2022 27.365 Mio. € (im Vergleich zu 27.758 Mio. € per 31. Dezember 2021), einschließlich 25.667 Mio. € als Kapitalrücklage.

16.2.3 Dividenden

Auf der Hauptversammlung zur Billigung des Abschlusses der ENGIE Gruppe für das am 31. Dezember 2021 beendete Jahr wurde eine Dividende von 0,85 € je Aktie vorgeschlagen. Das entspricht einer Gesamtauszahlung von 2.060 Mio. €, ausgehend von der Zahl der am 31. Dezember 2021 in Umlauf befindlichen Aktien. Sie wurde für alle Aktien um 10 % erhöht, die am 31. Dezember 2021 mindestens zwei Jahre und bis zur Dividendenzahlung für 2021 gehalten werden. Ausgehend von der Zahl der am 31. Dezember 2021 umlaufenden Aktien hat diese Erhöhung einen Wert von 22 Mio. €.

Für 2022 vorgeschlagene Dividende

Auf der Hauptversammlung, die einberufen wird, um den Abschluss der ENGIE Gruppe für das am 31. Dezember 2022 beendete Jahr zu billigen, werden die Aktionäre aufgefordert, einer Dividende von 1,40 € je Aktie zuzustimmen. Das entspricht einer Gesamtauszahlung von 3.389 Mio. €, ausgehend von der Zahl der am 31. Dezember 2022 in Umlauf befindlichen Aktien. Sie wird für alle Aktien um 10 % erhöht, die am 31. Dezember 2022 mindestens zwei Jahre und bis zur Dividendenzahlung für 2022 gehalten werden. Ausgehend von der Zahl der am 31. Dezember 2022 umlaufenden Aktien hat diese Erhöhung einen Wert von 40 Mio. €.

Vorbehaltlich der Zustimmung durch die Hauptversammlung am Mittwoch, dem 26. April 2023, wird diese Dividende am Freitag, dem 28. April 2023, abgetrennt und am Mittwoch, dem 3. Mai 2023, gezahlt. Sie wird im Jahresabschluss per 31. Dezember 2022 nicht als Verbindlichkeit angesetzt, da der Jahresabschluss per Ende 2022 vor der Gewinnausschüttung vorgelegt wird.

16.2.4 Sonstige Geschäftsvorfälle

Am 31. März 2022 unterzeichnete die Gruppe einen Vertrag über den Verkauf eines Anteils von 49 % an einem Portfolio aus zwei Windkraftprojekten und einem Solarprojekt mit 665 MW erneuerbarer Energie in den Vereinigten Staaten an die amerikanische Gruppe InfraRed Capital Partners, ohne die Beherrschung aufzugeben. ENGIE wird diese Vermögenswerte weiterhin vollkonsolidieren, betreiben und instand halten. Dieses Geschäft bewirkte einen Zufluss von 224 Mio. € und eine ähnliche Erhöhung des Eigenkapitals.

16.3 Im Eigenkapital (Konzernanteil) angesetzte umgegliederte Gewinne und Verluste

Alle Posten der folgenden Tabelle entsprechen kumulierten Gewinnen und Verlusten (Konzernanteil) am 31. Dezember 2022 und 31. Dezember 2021, die in späteren Perioden in den Ertrag umgegliedert werden können.

In Millionen Euro	31. Dez. 2022	31. Dez. 2021
Schuldinstrumente	(369)	9
Sicherungen von Nettoinvestitionen(1)	(386)	(371)
Cashflow-Sicherungen (ohne Commodity-Instrumente)(1)	218	(699)
Cashflow-Sicherungen für Commodities(1)	(318)	4.383
Latente Steuern auf die obigen Posten	(112)	(1.064)
Anteil der nach der Equity-Methode bilanzierten Unternehmen an umgliederbaren Posten, nach Steuern(2)	300	(546)
Umgliederbare Posten aus aufgegebenen Geschäftsbereichen, nach Steuern	-	118
SUMME DER UMGLIEDERBAREN POSTEN VOR UMRECHNUNGSDIFFERENZEN	(668)	1.831
Umrechnungsdifferenzen	(1.422)	(2.136)
SUMME UMGLIEDERBARER POSTEN	(2.090)	(306)

(1) Vgl. Anhang 15 "Risiken durch Finanzinstrumente".

(2) Vgl. Anhang 3 "Investitionen in Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden".

16.4 Kapitalmanagement

ENGIE SA ist bestrebt, die Finanzstruktur ständig zu optimieren, um ein optimales Gleichgewicht zwischen der wirtschaftlichen Nettoschuld und dem 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 weitere 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 zurückzuzahlen, Aktien zurückzukaufen (vgl. Anhang 16.1.2 "Eigene Anteile"), neue Aktien zu emittieren, Programme zur anteilsbasierten Vergütung aufzulegen, ihr Investitionsbudget neu zu bemessen oder Vermögenswerte zu verkaufen, um die Nettoschuld herabzusetzen.

Politik der Gruppe ist, bei den Rating-Agenturen einen "starken Investment Grade" zu wahren. Dazu gestaltet sie ihre Finanzstruktur mit Blick auf die 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 Cashflow aus betrieblicher Tätigkeit, abzüglich Fremdkapitalkosten und gezahlter Steuern, im Zähler steht und die berichtigte Nettofinanzschuld im Nenner. Die Nettofinanzschuld wird hauptsächlich um die Rückstellungen für die Kernenergie und Rückstellungen für Pensionen sowie um 50 % der Hybrid-Schulden (tief nachrangige Anleihen) angepasst. Außerdem hat die Gruppe als Zielvorgabe ein "Verhältnis von wirtschaftlicher Nettoschuld zu EBITDA" von kleiner oder gleich 4x festgelegt.

Die Zielsetzungen und die Verfahren der Gruppe für das Kapitalmanagement haben sich in den letzten Jahren nicht geändert.

ENGIE SA muss außer den gesetzlich vorgeschriebenen keine externen Mindestkapitalanforderungen erfüllen.

ANHANG 17 Rückstellungen

BILANZIERUNGSSTANDARDS

Allgemeine Grundsätze beim Ansatz einer Rückstellung

Die Gruppe setzt eine Rückstellung an, wenn eine gegenwärtige Verpflichtung (gesetzlich oder faktisch) gegenüber Dritten aufgrund vergangener Ereignisse besteht, die wahrscheinlich zu einem Abfluss von Ressourcen führt, um die Verpflichtung ohne eine erwartete 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 die für die Back-End-Kosten des Kernbrennstoffkreislaufs, für den Abbruch von Anlagen, für die Kosten der Flächensanierung und für Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstige langfristige Leistungen. Die angewandten Abzinsungen spiegeln die geltenden Marktbewertungen des Zeitwerts des Geldes und die Risiken für die spezielle Verbindlichkeit wider. Aufwendungen für den Aufzinsungseffekt auf die Rückstellung werden im sonstigen Finanzergebnis erfasst.

Schätzungen von Rückstellungen

Zu den Faktoren, die die Höhe von Rückstellungen maßgeblich beeinflussen, insbesondere beispielsweise die für die Back-End-Kosten des Brennelementekreislaufs und den Abbruch von Kernkraftwerken und Gasinfrastruktur in Frankreich, gehören:


―	Kostenschätzungen (vor allem das gewählte Szenario für den Umgang mit abgebrannten Brennelementen) (vgl. Anhang 17.2);
―	der zeitliche 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 17.2 und 17.3) und
―	der auf Zahlungsströme angewandte Abzinsungssatz.

Diese Faktoren beruhen auf Informationen und Schätzungen, die die Gruppe heute als die zutreffendsten ansieht.

Änderungen bestimmter Faktoren könnten eine maßgebliche Berichtigung dieser Rückstellungen nach sich ziehen.

In Millionen Euro	Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstige langfristige Leistungen	Back-End-Kosten des Kernbrennstoffkreislaufs und Abbruch von Anlagen für Kernenergie	Abbruch von Anlagen ohne Kernenergie	Sonstige Eventualfälle	Summe
PER 31. DEZEMBER 2021	7.000	15.119	1.172	2.169	25.459
Zugänge	279	1.028	6	669	1.981
Verwendungen	(379)	(163)	(62)	(630)	(1.235)
Auflösungen	(1)	-	-	(41)	(42)
Änderungen des Konsolidierungskreises	29	-	(3)	46	72
Auswirkung von Aufzinsungsanpassungen	89	454	28	5	576
Umrechnungsdifferenzen	13	-	14	4	32
Sonstige	(2.558)	2.579	175	(13)	184
PER 31. DEZEMBER 2022	4.471	19.017	1.330	2.209	27.027
Langfristig	4.393	18.594	1.329	346	24.663
Kurzfristig	78	423	1	1.863	2.365

Der Beitrag aus Aufzinsungsanpassungen für Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstige langfristige Leistungen bezieht sich auf den Zinsaufwand für die Leistungsverpflichtung, abzüglich des Zinsertrags auf Planvermögen.

Die Zeile "Sonstige" enthält vor allem versicherungsmathematische Gewinne und Verluste aus Leistungsverpflichtungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses 2022 im "Sonstigen Gesamtergebnis" sowie Rückstellungen für Vermögenswerte für Abbruch oder Flächensanierung.

Zugänge, Verwendungen, Auflösungen und der Effekt von Aufzinsungsanpassungen werden in der konsolidierten Gewinn- und Verlustrechnung wie folgt dargestellt:

In Millionen Euro	31. Dez. 2022
Ertrag/	(738)
Sonstiges Finanzergebnis	(577)
SUMME	(1.315)

Die verschiedenen Arten von Rückstellungen und die Berechnungsgrundsätze werden nachstehend beschrieben.

17.1 Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstige langfristige Leistungen

Vgl. Anhang 18 "Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstige langfristige Leistungen".

17.2 Verpflichtungen im Zusammenhang mit Kernenergieerzeugung

Im Rahmen ihrer Kernenergieerzeugung hat die Gruppe Verpflichtungen für das Management des Back-Ends des Kernbrennstoffkreislaufs und des Abbruchs von kerntechnischen Anlagen.

17.2.1 Rechtlicher Rahmen

Das belgische Gesetz vom 11. April 2003, das mit dem Gesetz vom 12. Juli 2022 teilweise aufgehoben und geändert wurde, übertrug der Konzerntochter Synatom die Verantwortung für das Management von Rückstellungen für die Abbruchkosten von Kernkraftwerken und von abgebrannten Brennelementen. Aufgabe der Kommission für Kernenergierückstellungen (CNP), die aufgrund des genannten Gesetzes entstand, ist die Kontrolle des Verfahrens zur Berechnung und Verwaltung dieser Rückstellungen.

Auf der Grundlage des Gesetzes führt die CNP alle drei Jahre Audits zur Anwendung und Angemessenheit der Berechnungsmethoden für die Kernenergierückstellungen durch.

Dazu reichte Synatom am 2. September 2022 den dreijährlichen Bericht über die Neubewertung der Kernenergierückstellungen bei der CNP ein, der die Referenzszenarien bestätigte, zusätzliche Kosten aufnahm und die Abzinsungssätze anpasste. Die CNP machte dazu am 16. Dezember 2022 eine Reihe von Ausführungen. Die am 31. Dezember 2022 angesetzten Rückstellungen berücksichtigen die Kommentare und Annahmen der CNP uneingeschränkt.

Doch sah die Gruppe einige der Anmerkungen der CNP als übermäßig konservativ oder technisch ungeeignet an und legte am 14. Februar 2023 im Einklang mit dem Gesetz einen überarbeiteten Vorschlag vor, der erläuterte, warum diese Ausführungen nicht umgesetzt werden könnten. Dann wird die CNP ihre endgültige Stellungnahme abgeben, gegebenenfalls nach Rechtsprechung durch den belgischen Märktegerichtshof in Brüssel.

Außerdem hat die ENGIE Gruppe im Hinblick auf eine mögliche Laufzeitverlängerung für die Reaktoren Doel 4 und Tihange 3 Gespräche mit der belgischen Regierung über die Kappung der für ENGIE entstehenden Kosten für die Aufbereitung des radioaktiven Abfalls aufgenommen, die etwa 58 % der am 31. Dezember 2022 angesetzten Gesamtrückstellungen ausmachen. Die Parteien haben am 22. Juli 2022 eine Absichtserklärung unterzeichnet, die dann am 9. Januar 2023 bekräftigt und durch eine nicht bindende grundsätzliche Einigung ergänzt wurde. Diese Dokumente sind der Ausgangspunkt für eine weitgehende prinzipielle Einigung bis 15. März und eine bindende Vereinbarung bis Juni 2023.

Sollten sich die Parteien einigen, wäre die Differenz zwischen dem Kappungsbetrag und der Höhe der Rückstellungen vom 31. Dezember 2022 eine anzusetzende Verbindlichkeit.

Da bislang eine übergreifende Vereinbarung fehlt, berücksichtigen die Rückstellungen per 31. Dezember 2022 keine weiteren Verpflichtungen oder Berichtigungen der Verbindlichkeiten der Gruppe, die durch diese Gespräche hätten entstehen können. Sie basieren weiterhin auf dem gegenwärtigen vertraglichen und rechtlichen Rahmen, der die Betriebsdauer von Tihange 1 und Doel 1 und 2 auf 50 Jahre und die der anderen Blöcke auf 40 Jahre festlegt.

Die Rückstellungen beinhalten in ihren Annahmen alle bestehenden oder geplanten gesetzlichen Anforderungen an den Umweltschutz auf europäischer, nationaler und regionaler Ebene. Würden künftig neue Gesetze verabschiedet, könnten die Kostenschätzungen, die als Berechnungsgrundlage dienen, abweichen.

Die geschätzten Rückstellungsbeträge enthalten Margen für Eventualfälle und sonstige Risiken, die in Verbindung mit dem Management des Abbruchs und dem der abgebrannten Brennelemente entstehen können. Die Margen für Eventualfälle im Zusammenhang mit der Abfallentsorgung werden von der belgischen Nationalen Einrichtung für radioaktive Abfälle und angereicherte Spaltmaterialien (ONDRAF) festgesetzt und sind in ihren Gebühren enthalten. Die Gruppe schätzt auch angemessene Margen für jede Kostenkategorie.

Die Ausführungen der CNP und die Verpflichtungen in Bezug auf Projekte zur Entsorgung radioaktiver Abfälle ließen die Verbindlichkeiten der ENGIE Gruppe für Kernenergie um 3,3 Mrd. € steigen, zusätzlich zu den jährlich wiederkehrenden Aufwendungen für das Jahr vor allem wegen eines gesunkenen Abzinsungssatzes für die Rückstellung für das Management abgebrannter Brennelemente und bestimmter gestiegener Kosten, mit denen die Rückstellung für den Abbruch von Kernkraftwerken geschätzt wurde.

Schließlich kann die Höhe dieser Rückstellungen auch revidiert werden, falls eine Vereinbarung mit der belgischen Regierung unterzeichnet würde.

Aufteilung von Rückstellungen für Abbruch auf Synatom und Electrabel:

In Millionen Euro	Kurzfristig	Langfristig	31. Dez. 2022
Rückstellungen für den Abbruch kerntechnischer Anlagen - Synatom	305	8.464	8.769
Rückstellungen für Back-End-Kosten des Kernbrennstoffkreislaufs - Synatom	118	8.970	9.088
Rückstellungen für den Abbruch kerntechnischer Anlagen - Electrabel	-	1.160	1.160
SUMME	423	18.594	19.017

17.2.2 Rückstellungen für Back-End-Kosten des Kernbrennstoffkreislaufs

BILANZIERUNGSSTANDARDS

Zuweisungen zu Rückstellungen für das Management abgebrannter Brennelemente 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.

Werden abgebrannte Brennelemente aus einem Reaktor entfernt und zeitweilig vor Ort gelagert, ist eine Konditionierung erforderlich, bevor sie in ein Langzeitlager verbracht werden.

Das von der CNP angenommene Szenario für die langfristige Entsorgung basiert darauf, dass der Abfall in ein geologisches Tiefenlager an einem noch zu findenden und zu klassifizierenden Ort in Belgien verbracht wird. Dieses Szenario ist noch nicht bestätigt, da Belgien noch kein nationales Programm verabschiedet hat, das Artikel 12 der Richtlinie 2011/70/EURATOM erfüllt. Im Rahmen eines Vertragsverletzungsverfahrens gemäß Artikel 258 des Vertrags über die Arbeitsweise der Europäischen Union sandte die Europäische Kommission am 27. November 2019 eine mit Gründen versehene Stellungnahme nach Belgien. Seitdem hat ein Königlicher Erlass vom 28. Oktober 2022 den "ersten Teil der Nationalen Politik für die Langzeitverwaltung hochaktiver und/oder langlebiger radioaktiver Abfälle mit Erläuterung des Verfahrens zum schrittweisen Übergang zu weiteren Teilen dieser Nationalen Politik" vorgestellt. Dieser Königliche Erlass bestätigt, dass "die Tiefenlagerung dieses Abfalls auf belgischem Boden an einem oder mehreren Standorten der Vorentwurf für die Langzeitverwaltung radioaktiver Abfälle laut Artikel 3 ist in Abhängigkeit vom Ergebnis des Entscheidungsfindungsprozesses (...)". Er enthält auch "die Abkehr von der Nationalen Politik, was bedeutet, dass nach einem Überdenken ein Teil oder mehrere Teile dieser Politik revidiert werden können". Daher ist nicht gewährleistet, dass Belgien die Tiefenlagerung von Abfall der Kategorie B - also von langlebigem Abfall mit geringer oder mittlerer Radioaktivität aus dem Abbruch - und der Kategorie C - also von hochaktivem und/oder langlebigem Abfall - als technische Lösung der Wahl beibehält.

Würde diese Annahme infrage gestellt, müssen die Kosten für das Downstream-Management eventuell angepasst werden. Die ENGIE Gruppe hat auch ein Mahnschreiben an den belgischen Staat gerichtet und verlangt, dass der Unsicherheit, die dieser Stand der Dinge verursacht, und dem Schaden durch das Aufschieben von verschiedenen für die Verwaltung des radioaktiven Abfalls nötigen Projekten in Belgien ein Ende gemacht wird. Sie behält sich vor, gegebenenfalls eine Entschädigung zu fordern.

Im Hinblick auf eine Reihe von Entwicklungen im Brennelementemarkt hat Synatom vorgeschlagen -was die CNP bestätigt hat -, dass insbesondere das Szenario der Wiederaufbereitung eines Teils der Brennelemente, um die in belgischen Kernkraftwerken üblicherweise eingesetzten MOX-Brennelemente verarbeiten zu können, nicht mehr als Referenzszenario zu betrachten ist. Im Gegensatz zu früheren Bewertungen beinhaltet das Referenzszenario nicht mehr die Kosten für einen Vertrag zur Wiederaufbereitung oder entsprechende Margen für Eventualfälle, sondern eine Annahme, nach der MOX direkt in eine unterirdische Lagerstätte verbracht wird. Sollten sich die Bedingungen ändern, könnte die Kalkulation revidiert werden.

Die Rückstellungen der Gruppe für die Verwaltung abgebrannter Brennelemente decken alle Kosten in Verbindung mit diesem Szenario, einschließlich Lagerung vor Ort, Abtransport, Konditionierung, Lagerung und unterirdische Entsorgung. Sie sind auf der Grundlage folgender Prinzipien und Parameter berechnet:


―	die Kosten für die Lagerung umfassen in erster Linie die für Bau und Betrieb zusätzlicher Trockenlager und das Betreiben bestehender Anlagen wie auch die Kosten für die Beschaffung von Behältern;
―	abgebrannte und nicht wiederaufbereitete radioaktive Brennelemente müssen konditioniert werden. Dazu sind Konditionierungsanlagen nach den von der ONDRAF genehmigten Kriterien zu errichten. Die Empfehlungen der ONDRAF hinsichtlich der Kosten dieser Anlagen wurden vollständig berücksichtigt;
―	die Kosten für das Verbringen von Brennelementen in geologische Tiefenlager werden ausgehend von der durch die ONDRAF festgelegte Gebühr geschätzt, die auf Gesamtkosten für die Entsorgungsstätte von 12 Mrd. € beruht.
―	die langfristige Verpflichtung berechnet sich nach den geschätzten internen und externen Kosten, die nach Angeboten Dritter bewertet werden;
―	das Referenzszenario beinhaltet das jüngste Szenario der ONDRAF, wonach die unterirdische Lagerung etwa 2070 beginnt und 2135 endet;
―	der von der CNP angewandte Abzinsungssatz beträgt 3,0 % (einschließlich einer Inflation von 2,0 %).

Die künftig tatsächlich anfallenden Kosten können hinsichtlich ihrer Art und des zeitlichen Anfalls von Zahlungen von den Schätzungen abweichen. Bestimmte Empfehlungen der ONDRAF, die bislang nicht quantifiziert sind, werden in der CNP diskutiert, die gegebenenfalls 2023 eine zusätzliche Stellungnahme abgibt.

Empfindlichkeit

Rückstellungen für das Back-End des Brennelementekreislaufs bleiben für Annahmen in Bezug auf Kosten, zeitlichen Anfall der Maßnahmen und Ausgaben wie auch Abzinsungssätze empfindlich:


―	ausgehend von einer Analyse durch Experten der ENGIE Gruppe werden bestimmte Ausführungen der CNP als Teil des dreijährlichen Überprüfungsverfahrens wie oben beschrieben als ungerechtfertigt betrachtet und waren Gegenstand einer der CNP übersandten mit Gründen versehenen Stellungnahme. Bezieht man die Auswirkung dieser Stellungnahme ein (zu dem von der CNP empfohlenen Abzinsungssatz von 3,0 %), bedeutete das eine Verringerung der Rückstellungen um 0,5 Mrd.€;
―	ENGIE bestreitet auch die Herabsetzung um 25 Basispunkte gegenüber dem früheren Satz und die um 50 Basispunkte gegenüber dem ursprünglichen Vorschlag von Synatom. Behielte man den Satz von 3,25 % bei, der seit 2019 benutzt wird, würde das die Rückstellungen um 0,7 Mrd.€ senken;
―	diese verschiedenen Punkte waren Inhalt der mit Gründen versehenen Stellungnahme, die die ENGIE Gruppe am 14. Februar 2023 an die CNP übermittelt hat, wie es das Gesetz vom 12. Juli 2022 vorsieht;
―	eine Gebührenerhöhung der ONDRAF um 10 % für die Entsorgung von Abfall der Kategorie C würde die Rückstellungen um etwa 0,3 Mrd. € erhöhen, wenn man von unveränderten Margen für Eventualfälle ausgeht.

17.2.3 Rückstellungen für den Abbruch kerntechnischer Anlagen

BILANZIERUNGSSTANDARDS

Eine Rückstellung wird gebildet, 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 betreffenden Anlagen einfließt. Dieser Vermögenswert wird planmäßig über die Betriebsdauer der Anlagen abgeschrieben und gehört zu den Vermögenswerten, die auf Werthaltigkeit getestet werden. 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 ihnen unter bestimmten Umständen hinzugefügt. Die Auswirkungen der Aufzinsung werden für die Periode als Aufwand erfasst.

Eine Rückstellung wird auch für die kerntechnische Anlagen gebildet, für die die Gruppe ein Kapazitätsrecht hat, und zwar bis zu ihrem Anteil an den erwarteten Abbruchkosten, den die Gruppe zu tragen hat.

Kernkraftwerke müssen am Ende ihrer Betriebsdauer demontiert werden. Rückstellungen werden im Abschluss der Gruppe gebildet, um alle Kosten für (i) die Abschaltphase mit Abtransport der abgebrannten radioaktiven Brennelemente vom Standort und (ii) die Abbruchphase abzudecken, zu der die Stilllegung und die Reinigung des Standorts gehören. Die Abbruchstrategie basiert auf dem Abbruch von Anlagen (i) gleich nach Abschaltung des Reaktors, (ii) in der Masse statt standortweise und (iii) komplett, so dass die Fläche danach bis zur grünen Wiese zurückgebaut wird.

Rückstellungen für den Abbruch von kerntechnischen Anlagen werden nach folgenden Grundsätzen und Parametern berechnet:


―	der Beginn der technischen Abschaltmaßnahmen hängt von der jeweiligen Anlage und dem zeitlichen Anfall der Maßnahmen für den Kernreaktor als Ganzes ab. Nach den Abschaltmaßnahmen beginnen sofort die Abbrucharbeiten;
―	das angenommene Szenario beruht auf einem Abbruchprogramm und Zeitplänen, die die Atomsicherheitsbehörden genehmigen müssen. Mit der belgischen Föderalen Agentur für Nuklearkontrolle (AFCN) hat ein Dialog über die Sicherheitsbedingungen in den Phasen der Abschaltung und des Abbruchs von Kraftwerken begonnen. Die Kosten können sich je nach Ergebnis dieser Gespräche und dem detaillierten Zeitplan für die Umsetzung dieser Phasen ändern, der gerade erarbeitet wird;
―	langfristig zu tragende Kosten werden unter Bezug auf die geschätzten Kosten für jede kerntechnische Anlage berechnet, ausgehend von einer Untersuchung durch unabhängige Gutachter, falls die Anlagen in der Masse abgebaut werden. Die künftig tatsächlich anfallenden Kosten können hinsichtlich ihrer Art und des zeitlichen Anfalls von Zahlungen von den Schätzungen abweichen.
―	Gebühren für den Umgang mit Abbruchabfall der Kategorie A -geringe oder mittlere Radioaktivität und kurzlebig - und B -geringe oder mittlere Radioaktivität und langlebig -werden auf der Grundlage der von der ONDRAF festgelegten Gebühren ermittelt und enthalten von der ONDRAF empfohlene Spannen für das Risiko der Reklassifizierung von Abfall in Anbetracht der unsicheren Definition von Kriterien für die Zuordnung zu solchen Kategorien. Die Schwierigkeit, Betriebsgenehmigungen für eine Lagerstätte von Abfall der Kategorie A zu erhalten, veranlasste die ONDRAF, eine neue technische Lösung für die Lagerung zu definieren und 2022 eine neue Bewertung vorzulegen;
―	in die jeweiligen Phasen sind Spielräume für Eventualfälle aufgenommen, die die ONDRAF und die Kommission für Kernenergierückstellungen prüfen;
―	bis zum Ende der Abbruchverpflichtungen wird zur Ermittlung des Wertes der künftigen Verpflichtung eine Inflationsrate von 2,0 % angesetzt;
―	der von der CNP angewandte Abzinsungssatz beträgt 2,5 % (einschließlich einer Inflation von 2,0 %).

Außerdem umfassen die Verbindlichkeiten für die Entsorgung von bei Electrabel im Betrieb anfallendem Abfall den aktualisierten Tarif, den der Aufsichtsrat von ONDRAF im Mai 2022 genehmigt hat.

Schließlich hat die Gruppe ausgehend von den Rückstellungen für die belgischen Anlagen, die am engsten mit diesen Kraftwerken verbunden sind, auch Rückstellungen gebildet, die die Kosten für die endgültige Abschaltphase ihrer Entnahmerechte an Tricastin und Chooz B sowie für die Abbruchdauer decken, die zur Stilllegung und Sanierung des Standorts Chooz B führen, wie in den entsprechenden Vereinbarungen mit EDF vorgesehen.

Empfindlichkeit

―

Auf der Basis einer Analyse durch Experten der ENGIE Gruppe werden bestimmte Ausführungen der CNP als Teil des dreijährlichen Überprüfungsverfahrens wie oben beschrieben als ungerechtfertigt betrachtet und waren Gegenstand einer der CNP übersandten mit Gründen versehenen Stellungnahme. Bezieht man die Auswirkung dieser Stellungnahme ein (zu dem von der CNP empfohlenen Abzinsungssatz von 2,50 %), bedeutete das eine Verringerung der Rückstellungen um 0,6 Mrd. €.

―

Ausgehend von den derzeit benutzten Größen zur Schätzung von Kosten und zum Zeitplan von Zahlungen könnte eine Änderung des angewandten Abzinsungssatzes um 10 Basispunkte zu einer Berichtigung der Rückstellungen für Abbruch von etwa 85 Mio. € führen. Eine Senkung der Abzinsungssätze würde zu einer Zunahme offener Rückstellungen führen, während eine Erhöhung der Abzinsungssätze den Rückstellungsbetrag verringern würde.

17.2.4 Finanzielle Vermögenswerte, die die künftigen Kosten des Abbruchs kerntechnischer Anlagen und der Verwaltung von spaltbarem radioaktivem Material decken sollen

17.2.4.1 Grundsätze, Ziele und Unternehmensführung

Wie bereits erwähnt, übertrug das belgische Gesetz vom 12. Juli 2022, das das Gesetz vom 11. April 2003 teilweise aufhob und änderte, Synatom, einer 100%igen Tochter der Gruppe, die Verantwortung für Management und Investition von Geldern, die Betreiber von Kernkraftwerken in Belgien zahlen, um die Kosten für den Abbruch von Kernkraftwerken und die Verwaltung abgebrannter Brennelemente zu decken. Gemäß Gesetz vom 11. April 2003 konnte Synatom Betreibern von Kernkraftwerken für bis zu 75 % dieser Gelder Kredite gewähren, sofern sie bestimmte Bonitätskriterien erfüllten.

Wie im Gesetz vom 12. Juli 2022 vorgesehen, werden die ausstehenden Darlehen von Synatom an die Kernkraftwerksbetreiber, die der Gegenwert der Rückstellungen für die Verwaltung abgebrannter Brennstäbe sind, bis 31. Dezember 2025 nach dem gesetzlich vorgeschriebenen Zeitplan an Synatom zurückgezahlt. Die ausstehenden Darlehen von Synatom an Electrabel, die der Gegenwert der Rückstellungen für den Abbruch sind, werden bis 31. Dezember 2030 nach dem gesetzlich vorgeschriebenen Zeitplan an Synatom zurückgezahlt.

Den Anteil der Rückstellungen, die nicht als Darlehen an Kernkraftwerksbetreiber vergeben werden, investiert Synatom entweder in externe finanzielle Vermögenswerte oder in Darlehen an Unternehmen, die die gesetzlich vorgeschriebenen "Bonitätskriterien" erfüllen.

Demnach investierte Synatom 2022 nahezu 1,9 Mrd. € in solche Vermögenswerte.

Durch den Zwang zu Diversifizierung, Risikominimierung und Verfügbarkeit, wie im Gesetz vom 12. Juli 2022 vorgeschrieben, besteht das Ziel von Synatom bei der Investition in diese Vermögenswerte darin, langfristig und mit einem akzeptablen Risiko eine ausreichende Rendite zu erzielen, um die Abbruchkosten und die Verwaltung von spaltbarem radioaktivem Material abzudecken.

Im Einklang mit dem Gesetz vom 12. Juli 2022 und in Absprache mit der CNP sind der Aufsichtsrat und der Investitionsausschuss von Synatom für die Bestimmung der Investitionspolitik von Synatom verantwortlich. Auf der Grundlage einer strikten Risikosteuerung beaufsichtigt der Investitionsausschuss Investitionsentscheidungen, deren Management bei einem Team liegt, an dessen Spitze ein Geschäftsführer für Investitionen steht.

17.2.4.2 Strategische Allokation und Zusammensetzung von finanziellen Vermögenswerten

Über die strategische Allokation finanzieller Vermögenswerte wird auf der Grundlage regelmäßiger Analysen von Vermögenswerten und Verbindlichkeiten entschieden, bei denen es darum geht, die Kategorien von Vermögenswerten und ihre jeweilige Gewichtung zu bestimmen, um das Renditeziel zu erreichen und den Risikorahmen für jede Art von Verbindlichkeit einzuhalten.

Diese Allokation variiert je nach Art der Verbindlichkeit und den unterschiedlichen Investitionshorizonten und Abzinsungssätzen. Eigene Risikoprofile gelten für:


―	Vermögenswerte im Zusammenhang mit Rückstellungen für den Abbruch von Kernkraftwerken;
―	Vermögenswerte im Zusammenhang mit Rückstellungen für die Verwaltung abgebrannter Brennelemente.

Das Ziel für die Allokation von Planvermögen zu den zwei genannten Risikoprofilen sieht so aus:

In %	Verwaltung von radioaktivem spaltbarem Material	Abbruch
Aktien	40 %	35 %
Anleihen	40 %	55 %
Nicht notierte Wertpapiere	20 %	10 %
SUMME	100 %	100 %

Börsennotierte Aktien bestehen aus internationalen Wertpapieren. Börsennotierte Anleihen bestehen aus internationalen Staatsanleihen und internationalen Unternehmensanleihen. Nicht an der Börse notierte Vermögenswerte bestehen aus Wertpapieren, die für Fonds oder Immobilien, Private Equity, Infrastruktur- oder Private-Debt-Anlageinstrumente stehen. Die Investitionen werden von speziellen Asset-Management-Unternehmen verwaltet.

Synatom ist der Überzeugung, dass die Einbeziehung von ökologischen und sozialen Prinzipien und Grundsätzen der guten Unternehmensführung (ESG) in Investitionsentscheidungen für ein besseres Managemen tnicht finanzieller Risiken sorgt, um langfristig nachhaltige Renditen zu erzielen. Die Aufnahme von ESG-Prinzipien bedeutet eine umfassendere Sicht auf Risiken und Chancen, die die finanzielle Performance beeinflussen können. Auch bei der Wahl externer Manager spielen ESG-Prinzipien eine Rolle.

Zur Umsetzung dieser Investitionspolitik hat Synatom eine Investmentgesellschaft mit variablem Grundkapital (SICAV) nach Luxemburger Recht, den Nuclear Investment Fund ("NIF"), und eine Investmentgesellschaft mit variablem Grundkapital nach belgischem Recht, den Belgian Nuclear Liabilities Fund ("BNLF").

17.2.4.3 Änderungen der finanziellen Vermögenswerte 2022

Der Wert der finanziellen Vermögenswerte zur Deckung der Rückstellungen für Kernenergie belief sich am 31. Dezember 2022 auf 6.626 Mio. €, die Rendite lag für das Jahr bei -13,56 %. 2022 war von Ereignissen wie nie zuvor gekennzeichnet, die die Volatilität der globalen Aktien- und Anleihemärkte spürbar erhöhten. Der Inflationsdruck, der auf die Covid-Krise folgte, veranlasste verschiedene Zentralbanken zu einer Reihe von Zinssatzerhöhungen. Die veröffentlichten gemischten makroökonomischen Daten und der Krieg in der Ukraine haben die Aktienmärkte vor allem in Europa besonders getroffen. Bis auf Geldanlagen erbrachten alle Anlagenklassen 2022 negative Renditen.

17.2.4.4 Bewertung finanzieller Vermögenswerte 2022

Kredite an konzernfremde Unternehmen und sonstige Bareinlagen sind der folgenden Tabelle zu entnehmen:

In Millionen Euro	31. Dez. 2022	31. Dez. 2021
Kredite an Dritte	5	8
Kredit an Sibelga	5	8
Sonstige Kredite und Forderungen, zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet	2.270	167
Schuldinstrumente -verfügungsbeschränkte Barmittel OGAW	2.270	167
Summe Kredite und Forderungen, zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet	2.276	175
Eigenkapital- und Schuldinstrumente, zum beizulegenden Zeitwert bewertet	863	1.509
Eigenkapitalinstrumente, zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis bewertet	24	11
Eigenkapitalinstrumente, erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet	887	1.520
Schuldinstrumente, zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis bewertet	2.418	2.254
Schuldinstrumente, erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet	933	1.552
Schuldinstrumente, bewertet zum beizulegenden Zeitwert	3.350	3.806
Summe Eigenkapital- und Schuldinstrumente, zum beizulegenden Zeitwert bewertet	4.237	5.326
Derivative Instrumente	113	4
TOTAL (1)	6.626	5.505

(1) Ohne Uranvorräte im Wert von 308 Mio. € am 31. Dezember 2022 (414 Mio. € am 31. Dezember 2021).

Kredite an konzernfremde Unternehmen und Zahlungsmittel, die vom Organismus für gemeinsame Anlagen in Wertpapieren (OGAW) gehalten werden, stehen in der Bilanz unter "Kredite und Forderungen, zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet". Anleihen und zugehörige Sicherungsinstrumente, die Synatom durch den OGAW hält, sind bei den Eigenkapital- oder Schuldinstrumenten dargestellt (vgl. Anhang 14.1 "Finanzielle Vermögenswerte").

Aufgliederung der Änderung des kumulierten beizulegenden Zeitwerts der Vermögenswerte von Synatom:

	Kumulierte Änderung des beizulegenden Zeitwerts gebundener finanzieller Vermögenswerte
In Millionen Euro	31. Dez. 2022	31. Dez. 2021
---	---	---
Eigenkapitalinstrumente, zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis bewertet	(157)	116
Schuldinstrumente, zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis bewertet	(282)	51
Schuldinstrumente, erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet	(52)	154
SUMME	(491)	321

Der aus diesen Vermögenswerten für die Periode generierte Nettoverlust betrug 2022 210 Mio. € (2021 war es ein Gewinn von 228 Mio. €).

	Auswirkungen auf die Rendite gebundener finanzieller Vermögenswerte
In Millionen Euro	31. Dez. 2022	31. Dez. 2021
---	---	---
Veräußerungserlöse	14	50
Vereinnahmte Dividenden	66	45
Vereinnahmte Zinsen	7	7
Änderung des beizulegenden Zeitwerts von Derivaten, die nicht als Sicherung designiert sind	(15)	(115)
Erfolgswirksame Änderung des beizulegenden Zeitwerts gebundener Vermögenswerte	(282)	241
SUMME	(210)	228

17.3 Abbruch von nicht mit Kernenergie arbeitenden Anlagen und Flächensanierung

17.3.1 Abbruchverpflichtungen für nicht mit Kernenergie arbeitenden Anlagen

Bestimmte Posten der Betriebsausstattung, einschließlich konventioneller Kraftwerke, Übertragungs- und Verteilungsleitungen, Speicherstätten und LNG-Terminals, müssen am Ende ihrer Betriebsdauer abgebaut oder zumindest sicher stillgelegt werden. Diese Verpflichtungen ergeben sich aus geltenden Umweltschutzbestimmungen in den jeweiligen Ländern, vertraglichen Vereinbarungen oder einer impliziten Zusicherung der Gruppe. Der wichtigste Belang der Gruppe ist die Gasinfrastruktur in Frankreich.

Die politischen und gesellschaftlichen Leitlinien für die Energiewende in Frankreich streben die Klimaneutralität bis 2050 an, indem man Treibhausgasemissionen senkt und erneuerbare Energieträger oder so genannte grüne Energien, insbesondere Biomethan und Wasserstoff, fördert. Die verschiedenen Szenarien für die Klimaneutralität, vor allem die Nationale Strategie für kohlenstoffarme Energie in Frankreich, die Szenarien der Französischen Agentur für Umwelt und Energie (ADEME) und die Studie "Futurs énergétiques" des Stromnetzbetreibers RTE -sie alle führen zu einer maßgeblichen Verringerung des Gasverbrauchs, behalten aber eine Vielzahl von Anschlussstellen für Gas bei, um Spitzen beim Strombedarf auffangen zu können. Die Gruppe analysiert diesen Aspekt sehr genau, insbesondere um ihre Strategie zu erarbeiten und die Betriebsdauer von Anlagen abzuschätzen und Rückstellungen für den möglichen Abbruch zu bewerten.

Die künftige Französische Strategie für Energie und Klima (SFEC) ist ein überarbeiteter Wegweiser für Frankreich, um bis 2050 die Klimaneutralität zu erreichen und sicherzustellen, dass sich Frankreich an die Auswirkungen des Klimawandels anpassen kann. Dazu gehört das erste Fünf-Jahres-Gesetz zur Planung von Energie und Klimaschutz (LPEC), das noch vor Ende der ersten Hälfte 2023 verabschiedet und in die Nationale Strategie für kohlenstoffarme Energie (SNBC, 3. Ausgabe), in den Nationalen Plan zur Anpassung an den Klimawandel (PNACC, 3. Ausgabe) und die langfristige Planung für Energie (PPE 2024 - 2033) aufzunehmen ist, die in der ersten Hälfte 2024 zu verabschieden sind. Somit geht der fünfjährlichen Überprüfung von PPE und SNBC zum ersten Mal die Verabschiedung eines Gesetzes zur Planung für Energie und Klimaschutz voraus, das die prioritären Maßnahmen der französischen Politik für Energie und Klima bestimmt.

Im Einklang mit dem Ziel der Klimaneutralität bis 2050 hat sich die Gruppe auf ein langfristiges Szenario festgelegt, mit dem sie ihre Strategie umsetzt. Sie kombiniert eine angemessene Stromerzeugung, d. h. knapp unter 50 % des Endbedarfs 2050, mit der Entwicklung einer breiten Palette grüner Gase (Biomethan, synthetisches e-CH4, Erdgas mit CO2 -Sequestrierung, reiner Wasserstoff). Das Szenario der Gruppe ist dem Szenario S3 der ADEME sehr ähnlich.

Angesichts der Bedeutung grüner Gase für den französischen Energiemix 2050 und später wird die Gasinfrastruktur weitgehend erforderlich bleiben und für die Flexibilität des Energiesystems wesentlich sein. Die Anpassung und Umstellung dieser Infrastruktur auf grüne Gase bedeutet, dass sie in der sehr fernen Zukunft verwendet werden kann. Also ist der Barwert von Rückstellungen für ihren Abbruch nahezu null, mit Ausnahme der Sonderfälle von LNG-Terminals und eines reduzierten Betriebs und nicht regulierter Lagerstätten, für die sich die Rückstellungen für Abbruch am 31. Dezember 2022 auf 382 Mio. € und am 31. Dezember 2021 auf 402 Mio. € beliefen.

In Anbetracht des zeitlichen Horizonts und der vielen zugrunde liegenden Daten (insbesondere mehr Wissen über die Kompatibilität der Gasinfrastruktur mit Wasserstoff und Änderungen der staatlichen Politik in Frankreich und Europa) beurteilt die Gruppe das langfristige Szenario weiterhin regelmäßig, das sie in die Lage versetzt, bis 2050 klimaneutral zu werden. Diese Einschätzungen werden mit einer Überprüfung der Bewertung von Rückstellungen für Abbruch einhergehen.

17.3.2 Kraftwerk und Kohlebergwerk Hazelwood (Australien)

Die Gruppe und ihr Geschäftspartner Mitsui verkündeten im November 2016 ihren Beschluss zur Stilllegung des Kohlekraftwerks Hazelwood und die Beendigung des Kohleabbaus im angrenzenden Tagebau für Ende März 2017. Die Gruppe ist mit 72 % an dem früheren 1.600-MW-Kraftwerk und dem angrenzenden Tagebau beteiligt, die als gemeinschaftliche Tätigkeit konsolidiert wurden.

Per 31. Dezember 2022 belief sich der Anteil der Gruppe (72 %) an der Rückstellung für die Verpflichtung zu Abbruch und Flächensanierung des Tagebaus auf 220 Mio. € gegenüber 251 Mio. € am 31. Dezember 2021.

Abbruch und Flächensanierung begannen 2017. Der Schwerpunkt lag auf: Management der Standortkontamination; Planung der umwelttechnischen Standortsanierung; Demontage und Abbruch aller Industrieanlagen am Standort, einschließlich des früheren Kraftwerks; stetes Abpumpen des Wassers und spezielle Erdarbeiten im Tagebau, um die Sohle zu sichern und die Stabilität zu verbessern, denn langfristig soll ein Tagebausee entstehen. Mehrere Leitlinien und Gesetze mit direkter oder indirekter Auswirkung auf die Rekultivierung des Tagebaus und auf die Behörden, die sie umsetzen, wurden jüngst überarbeitet. Infolgedessen müssen die geltenden regulatorischen Verpflichtungen möglicherweise während der Projektdauer revidiert werden, was sich bei den Rückstellungen bemerkbar machen würde.

Für die Höhe der Rückstellungen gilt eine durchschnittliche Abzinsung von 4 %.

Die angesetzte Rückstellung basiert auf der derzeit besten Schätzung der Gruppe von Abbruch- und Sanierungskosten, die für Hazelwood vermutlich anfallen. Doch muss die Höhe dieser Rückstellung künftig eventuell angepasst werden, um Änderungen entscheidender Parameter zu berücksichtigen.

17.4 Sonstige Eventualfälle

Diese Position umfasst im Wesentlichen Rückstellungen für handelsrechtliche Auseinandersetzungen, Steuerforderungen und Streitigkeiten (ohne Ertragsteuer nach IFRIC 23) sowie Rückstellungen für belastende Verträge im Zusammenhang mit Verträgen über die Reservierung von Speicher- und Transportkapazität.

ANHANG 18 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 für Arbeitnehmer werden nach IAS 19 angesetzt und bemessen. Demnach:

―

werden die Kosten der beitragsorientierten Pläne ausgehend von der Beitragshöhe, die in der Periode zu zahlen ist, als Aufwand gebucht;

―

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 Unternehmensanleihen mit Investment Grade am Bewertungstag in der jeweiligen geografischen Region ermittelt (oder von Staatsanleihen in Ländern, in denen es keinen repräsentativen Markt für solche Unternehmensanleihen gibt).

Pensionsverpflichtungen werden auf der Basis versicherungsmathematischer Annahmen bewertet. Die Gruppe ist der Auffassung, dass die Annahmen zur Bewertung ihrer Verpflichtungen nachvollziehbar und dokumentiert sind. Änderungen dieser Annahmen könnten jedoch eine maßgebliche 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 Überschuss 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 Gewinn oder Verlust ausgewiesen.

Der Nettozins auf die Nettoverbindlichkeit (den Vermögenswert) aus einem leistungsorientierten Plan wird im Nettofinanzergebnis dargestellt.

18.1 Beschreibung der wichtigsten Pensionspläne

18.1.1 Unternehmen der Strom- und Gasbranche in Frankreich

Seit 1. Januar 2005 ist die CNIEG (Caisse Nationale des Industries Électriques et Gazières) mit den Leistungsplänen für Pensionierung, Erwerbsunfähigkeit, Todesfall, Arbeitsunfall und Berufskrankheit für die Unternehmen der Strom- und Gasindustrie (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.

Beschäftigte und Rentner aus Unternehmen des EGI-Sektors sind seit 1. Januar 2005 vollständig der CNIEG angeschlossen. Die wichtigsten angegliederten Unternehmen der Gruppe sind ENGIE SA, GRDF, GRT-gaz, Elengy, Storengy, ENGIE Thermique France, CPCU, CNR und SHEM.

Infolge der Finanzierungsreform des EGI-Sonderpensionsplans gemäß 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 Verteilgeschäft ("regulierte in der Vergangenheit erworbene Ansprüche auf Sonderleistungen") werden durch eine Abgabe auf die Übertragungs- und Verteildienstleistungen 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 in der Verordnung Nr. 2005-322 vom 5. April 2005 festgelegt ist.

Der EGI-Sonderpensionsplan ist eine gesetzliche Rentenversicherung, die neuen Mitgliedern offensteht.

Entsprechend ihrem Anteil an den Lohnkosten innerhalb des EGI-Sektors finanzieren die Unternehmen des EGI-Sektors die aus dem Plan ab 1. Januar 2005 erdienten Sonderleistungen vollständig.

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 am EGI-Sektor schwanken.

Pensionsleistungsverpflichtungen und sonstige "mutualisierte" Verpflichtungen werden von der CNIEG bewertet.

Per 31. Dezember 2022 belief sich der Anwartschaftsbarwert für den Sonderpensionsplan der Unternehmen des EGI-Sektors auf 2,6 Mrd. €. Die Dauer der Pensionsleistungsverpflichtung aus dem EGI-Pensionsplan beträgt 20 Jahre.

18.1.2 Unternehmen der Strom- und Gasindustrie in Belgien

In Belgien werden die Ansprüche der Beschäftigten der Strom- und Gasunternehmen, hauptsächlich von Electrabel, Laborelec sowie einiger Arbeitnehmer-Kategorien von ENGIE Energy Management Trading und ENGIE CC 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 Arbeitgebern und Arbeitnehmern finanziert. Die Arbeitgeberbeiträge werden jährlich auf der Grundlage versicherungsmathematischer Bewertungen errechnet.

Der Anwartschaftsbarwert für diese Pläne machte per 31. Dezember 2022 etwa 23 % der Gesamtpensionsverpflichtungen und der entsprechenden Verbindlichkeiten aus. Die Durchschnittsdauer beträgt neun 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). 2022 lag die Mindestrendite bei 1,75 %.

Die Aufwendung für diese beitragsorientierten Pläne war 2021 und 2022 mit 38 Mio. € angesetzt.

18.1.3 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 lässt 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 Plans sind in separate Fonds investiert. Seit 1. Juni 2008 ist dieser Plan geschlossen, für Neueinstellungen gibt es einen beitragsorientierten 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.

18.2 Beschreibung sonstiger Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstiger langfristiger Leistungen

18.2.1 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 bei Rentenantritt,
―	Zusatzurlaub,
―	Sterbegeld;

―

Langfristige Leistungen:


―	Beihilfen bei Arbeitsunfällen und Berufskrankheiten,
―	Beihilfen bei zeitweiliger oder dauerhafter Erwerbsunfähigkeit,
―	Treueprämien.

Im Folgenden werden die wichtigsten Verpflichtungen der Gruppe beschrieben.

18.2.1.1 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 mit EDF von 1951 liefert ENGIE Gas an alle gegenwärtigen und früheren Beschäftigten von ENGIE und EDF, während EDF dieselben Begünstigten mit Strom versorgt. Wegen des Energietauschs zwischen beiden Versorgern zahlt (oder erhält) ENGIE den Ausgleichsbeitrag für seine Beschäftigten.

Die Verpflichtung zur Energielieferung zum ermäßigten Tarif für gegenwärtige und frühere Beschäftigte im Ruhestand wird als Differenz zwischen dem Energieverkaufspreis und dem gewährten Vorzugstarif berechnet (2022 sind die Auswirkungen des Tarifschutzmechanismus für Strom eingerechnet).

Die für ermäßigte Energiepreise gebildete Rückstellung belief sich am 31. Dezember 2022 auf 2,8 Mrd. €. Die Dauer der Verpflichtung beträgt 20 Jahre.

18.2.1.2 Abfindungen bei Rentenantritt

Beschäftigte, die in Rente gehen (oder deren Angehörige im Falle des Todes während der Beschäftigungszeit), haben Anspruch auf Abfindungen, die sich mit der Dauer der Zugehörigkeit zum EGI-Sektor steigern.

18.2.1.3 Vergütung bei Arbeitsunfällen und Berufskrankheiten

Beschäftigte des EGI-Sektors haben Anspruch auf Vergütung bei Arbeitsunfällen und Berufskrankheiten. Diese Leistungen stehen allen Beschäftigten oder den Angehörigen von Beschäftigten zu, die infolge von Arbeitsunfällen oder Berufserkrankungen oder Wegeunfällen versterben.

Die Höhe der Verpflichtung entspricht dem wahrscheinlichen Barwert der Leistungen, die an die gegenwärtigen Begünstigten zu zahlen sind, wobei Hinterbliebenen-Annuitäten berücksichtigt werden.

18.2.2 Sonstige Leistungen für die Beschäftigten des Gas- und Stromsektors in Belgien

Die Unternehmen des Strom- und Gassektors gewähren nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses auch andere Leistungen, wie die Erstattung von Kosten für medizinische Versorgung, Rabatte für Strom und Gas 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.

18.2.3 Sonstige Tarifvereinbarungen

Die meisten anderen Unternehmen der Gruppe gewähren ihrem Personal ebenfalls Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisse (Vorruhestandsregelungen, medizinische Versorgung, Sachleistungen usw.) und sonstige langfristige Leistungen wie Prämien bei Dienstjubiläen und für Betriebszugehörigkeit.

18.3 Leistungsorientierte Pläne

18.3.1 Beträge in der Bilanz und der Gesamtergebnisrechnung

Nach IAS 19 ergibt sich die in der Bilanz dargestellte Information über Verpflichtungen durch Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstige langfristige Leistungen aus der Differenz zwischen dem Bruttoanwartschaftsbarwert und dem beizulegenden Zeitwert von Planvermögenswerten. Eine Rückstellung ist ausgewiesen, wenn diese Differenz positiv ist (Nettoverpflichtung), während vorausgezahlte Versorgungsaufwendungen in der Bilanz erscheinen, wenn die Differenz negativ ist, sofern die Bedingungen für den Ansatz vorausgezahlter Versorgungsaufwendungen erfüllt sind.

Änderungen bei den Rückstellungen für Pensionspläne, Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstige langfristige Leistungen, für Planvermögenswerte und Erstattungsansprüche, die in der Bilanz erscheinen:

In Millionen Euro	Rückstellungen	Planvermögenswerte	Erstattungsansprüche
PER 31. DEZEMBER 2021	(6.999)	72	229
Wechselkursdifferenzen	(22)	(2)	-
Änderungen des Konsolidierungskreises und sonstige	109	(94)	(29)
Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	2.466	308	-
Periodenbezogener Pensionsaufwand	(331)	(23)	2
Gezahlte Beiträge/Leistungen	306	55	6
PER 31. DEZEMBER 2022	(4.471)	316	208

Planvermögen und Erstattungsansprüche erscheinen in der Bilanz unter "Sonstige langfristige Vermögenswerte" oder "Sonstige kurzfristige Vermögenswerte".

Die für die Periode angesetzten Kosten beliefen sich für 2022 auf 354 Mio. € (2021: 547 Mio. €). Die Bestandteile dieser Kosten für leistungsorientierte Pläne in der Periode sind in Anhang 18.3.3 "Bestandteile des periodenbezogenen Nettopensionsaufwands" dargelegt.

Die Euro-Zone machte 98 % der Nettoverpflichtung der Gruppe per 31. Dezember 2022 aus (wie auch per 31. Dezember 2021).

Kumulierte im Eigenkapital angesetzte versicherungsmathematische Gewinne und Verluste beliefen sich per 31. Dezember 2022 auf 1.400 Mio. € gegenüber 4.232 Mio. € am 31. Dezember 2021.

Die in der Periode entstandenen versicherungsmathematischen Nettodifferenzen, die in der Gesamtergebnisrechnung in einer separaten Zeile stehen, stellten einen versicherungsmathematischen Nettogewinn von 2.774 Mio. € für 2022 und einen Gewinn von 1.803 Mio. € für 2021 dar.

18.3.2 Änderung bei Leistungsverpflichtungen und Planvermögen

Die Tabelle unten zeigt die Höhe des Anwartschaftsbarwerts und Planvermögens der Gruppe, die Änderungen dieser Posten während der dargestellten Perioden und ihre Überleitung auf die in der Bilanz ausgewiesenen Beträge:

	31. Dez. 2022
In Millionen Euro	Pensionsleistungsverpflichtungen(1)	Sonstige Leistungsverpflichtungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses(2)	Langfristige Leistungsverpflichtungen(3)	Summe
---	---	---	---	---
A - Änderung des Anwartschaftsbarwerts
Anwartschaftsbarwert per 1.Januar	(7.566)	(4.649)	(499)	(12.715)
Dienstzeitaufwand	(229)	(97)	(45)	(372)
Zinsaufwand	(124)	(60)	(6)	(190)
Gezahlte Beiträge	(8)	-	-	(8)
Änderungen	-	-	-	-
Änderungen des Konsolidierungskreises	10	2	-	12
Plankürzungen/Abgeltungen	(87)	-	-	(87)
Finanzielle versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	2.118	1.390	81	3.590
Demografische versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	8	(4)	34	39
Gezahlte Leistungen	346	110	39	495
Sonstige (davon Umrechnungsdifferenzen)	(33)		(1)	(34)
Anwartschaftsbarwert per 31. Dezember A	(5.565)	(3.308)	(395)	(9.268)
B - Änderung des beizulegenden Zeitwerts von Planvermögen
Beizulegender Zeitwert von Planvermögen am 1. Januar	5.843	-	-	5.843
Zinsertrag auf Planvermögen	97	-	-	97
Finanzielle versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	(739)	-	-	(739)
Vereinnahmte Beiträge	133			133
Änderungen des Konsolidierungskreises	3	-	-	3
Abgeltungen	81	-	-	81
Gezahlte Leistungen	(260)	-	-	(260)
Sonstige (davon Umrechnungsdifferenzen)	22	-	-	22
Beizulegender Zeitwert von Planvermögen am 31. Dezember B	5.181	-	-	5.181
C - Finanzierungsstatus A+B	(384)	(3.308)	(395)	(4.087)
Wertobergrenze	(68)			(68)
Nettoleistungsverpflichtung	(452)	(3.308)	(395)	(4.155)
ABGEGRENZTE VORSORGEVERPFLICHTUNGEN	(768)	(3.308)	(395)	(4.471)
VORAUSGEZAHLTE VORSORGEAUFWENDUNGEN	316	-	-	316

	31. Dez. 2021
In Millionen Euro	Pensionsleistungsverpflichtungen(1)	Sonstige Leistungsverpflichtungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses(2)
---	---	---
A - Änderung des Anwartschaftsbarwerts
Anwartschaftsbarwert per 1.Januar	(9.186)	(5.167)
Dienstzeitaufwand	(353)	(88)
Zinsaufwand	(85)	(39)
Gezahlte Beiträge	(13)	-
Änderungen	(2)	-
Änderungen des Konsolidierungskreises	1.108	4
Plankürzungen/Abgeltungen	13	1
Finanzielle versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	869	533
Demografische versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	(230)	2
Gezahlte Leistungen	389	107
Sonstige (davon Umrechnungsdifferenzen)	(78)
Anwartschaftsbarwert per 31. Dezember A	(7.566)	(4.649)
B - Änderung des beizulegenden Zeitwerts von Planvermögen
Beizulegender Zeitwert von Planvermögen am 1. Januar	6.034	-
Zinsertrag auf Planvermögen	58	-
Finanzielle versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	629	-
Vereinnahmte Beiträge	198
Änderungen des Konsolidierungskreises	(862)	-
Abgeltungen	(11)	-
Gezahlte Leistungen	(283)	-
Sonstige (davon Umrechnungsdifferenzen)	81	-
Beizulegender Zeitwert von Planvermögen am 31. Dezember B	5.843	-
C - Finanzierungsstatus A+B	(1.723)	(4.649)
Wertobergrenze	(55)
Nettoleistungsverpflichtung	(1.779)	(4.649)
ABGEGRENZTE VORSORGEVERPFLICHTUNGEN	(1.850)	(4.649)
VORAUSGEZAHLTE VORSORGEAUFWENDUNGEN	72	-

	31. Dez. 2021
In Millionen Euro	Langfristige Leistungsverpflichtungen(3)	Summe
---	---	---
A - Änderung des Anwartschaftsbarwerts
Anwartschaftsbarwert per 1.Januar	(565)	(14.919)
Dienstzeitaufwand	(80)	(521)
Zinsaufwand	(3)	(126)
Gezahlte Beiträge	-	(13)
Änderungen	-	(2)
Änderungen des Konsolidierungskreises	58	1.170
Plankürzungen/Abgeltungen	-	13
Finanzielle versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	32	1.434
Demografische versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	11	(217)
Gezahlte Leistungen	47	543
Sonstige (davon Umrechnungsdifferenzen)	(1)	(78)
Anwartschaftsbarwert per 31. Dezember A	(499)	(12.715)
B - Änderung des beizulegenden Zeitwerts von Planvermögen
Beizulegender Zeitwert von Planvermögen am 1. Januar	-	6.034
Zinsertrag auf Planvermögen	-	-58
Finanzielle versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	-	629
Vereinnahmte Beiträge		198
Änderungen des Konsolidierungskreises	-	(862)
Abgeltungen	-	(11)
Gezahlte Leistungen	-	(283)
Sonstige (davon Umrechnungsdifferenzen)	-	81
Beizulegender Zeitwert von Planvermögen am 31. Dezember B	-	5.843
C - Finanzierungsstatus A+B	(499)	(6.872)
Wertobergrenze		(55)
Nettoleistungsverpflichtung	(499)	(6.927)
ABGEGRENZTE VORSORGEVERPFLICHTUNGEN	(499)	(6.999)
VORAUSGEZAHLTE VORSORGEAUFWENDUNGEN	-	72

(1) Pensionen und Ruhestandsprämien.

(2) Ermäßigte Energietarife, Gesundheitsvorsorge, außergesetzliche Leistungen und sonstige Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses.

(3) Treueprämien und sonstige langfristige Leistungen.

18.3.3 Bestandteile der periodenbezogenen Nettopensionsaufwendungen

Die für die Verpflichtungen aus den leistungsorientierten Plänen der am 31. Dezember 2022 und 2021 beendeten Jahre angesetzten periodenbezogenen Nettoaufwendungen gliedern sich wie folgt:

In Millionen Euro	31. Dez. 2022	31. Dez. 2021
Laufender Dienstzeitaufwand	372	521
Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste (1)	(116)	(43)
Gewinne oder Verluste bei Kürzungen, Beendigungen und Abgeltungen von Pensionsplänen	6	-
Bilanzierte Summe im kurzfristigen Betriebsergebnis, einschließlich operativer Marktbewertung, und Anteil am Jahresüberschuss von Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden	261	479
Nettozinsaufwand	93	68
In den Nettofinanzerträgen/(-aufwendungen) bilanzierte Summe	93	68
SUMME	354	547

(1) bei der langfristigen Leistungsverpflichtung.

18.3.4 Finanzierungspolitik und -strategie

Zur Finanzierung leistungsorientierter Pläne 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 vertretbarem Risiko ab.

Die Ziele dieser Strategien lassen sich so zusammenfassen: genügend Liquidität zur Deckung der Pensions- und sonstigen Leistungszahlungen vorzuhalten und als Teil des Risikomanagements eine langfristige Rendite zu erzielen, die über dem Abzinsungssatz liegt oder möglichst zumindest den künftig erforderlichen Erträgen entspricht.

Wird Planvermögen in Rentenfonds investiert, liegen Investitionsentscheidungen in der Verantwortung des jeweiligen Fonds-Managements. Wird Planvermögen für französische Unternehmen in ein Versicherungsunternehmen investiert, verwaltet es das Investment-Portfolio für fondsgebundene oder in Euro denominierte Policen so, dass es dem Risiko und der Langfristigkeit der Verbindlichkeiten angepasst ist.

Analyse der Finanzierung dieser Verpflichtungen in jeder der dargestellten Perioden:

In Millionen Euro	Anwartschaftsbarwert	Beizulegender Zeitwert von Planvermögen	Wertobergrenze	Summe Nettoverpflichtung
Pläne mit Unterdeckung	(3.886)	3.391	(63)	(558)
Pläne mit Überdeckung	(1.360)	1.788	(4)	424
Nicht finanzierte Pläne	(4.021)	-	-	(4.021)
PER 31. DEZEMBER 2022	(9.267)	5.180	(68)	(4.156)
Pläne mit Unterdeckung	(5.891)	4.671	(50)	(1.271)
Pläne mit Überdeckung	(1.116)	1.172	(5)	51
Nicht finanzierte Pläne	(5.708)	-	-	(5.708)
PER 31. DEZEMBER 2021	(12.715)	5.843	(55)	(6.927)

Zuordnung von Planvermögen nach Hauptvermögenswertkategorie:

In %	31. Dez. 2022	31. Dez. 2021
Kapitalbeteiligungen	27	29
Investitionen in Staatsanleihen	25	21
Investitionen in Unternehmensanleihen	35	27
Geldmarktwertpapiere	4	3
Immobilien	2	2
Sonstige Vermögenswerte	8	18
SUMME	100	100

Alle Planvermögenswerte waren am 31. Dezember 2022 in einem aktiven Markt notiert.

Die effektive Rendite auf Vermögenswerte der EGI-Unternehmen lag 2022 bei negativen 12,2 %.

2022 betrug die effektive Rendite auf Planvermögen belgischer Unternehmen etwa 2,6 % bei der Versicherung der Gruppe und negative 14,2 % bei Pensionsfonds.

Zuordnung von Planvermögenskategorien nach geografischem Gebiet der Investition:

In %	Europa	Nordamerika	Lateinamerika	Asien - Ozeanien	Rest der Welt	Summe
Kapitalbeteiligungen	53	33	-	12	2	100
Investitionen in Staatsanleihen	76	1	19	-	3	100
Investitionen in Unternehmensanleihen	61	29	1	6	3	100
Geldmarktwertpapiere	85	4	3	1	7	100
Immobilien	92	2	6	-	1	100
Sonstige Vermögenswerte	13	-	-	-	87	100

18.3.5 Versicherungsmathematische Annahmen

Versicherungsmathematische Annahmen werden einzeln nach Land und Unternehmen in Zusammenarbeit mit unabhängigen Versicherungsmathematikern ermittelt. Gewichtete Abzinsungssätze für die wichtigsten versicherungsmathematischen Annahmen:

		Pensionsleistungsverpflichtungen		Sonstige Leistungsverpflichtungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses		Langfristige Leistungs-Verpflichtungen
		2022	2021	2022	2021	2022
---	---	---	---	---	---	---
Abzinsungssatz	Eurozone	3,8 %	1,2 %	3,8 %	1,2 %	3,8 %
	UK-Zone	2,1 %	1,6 %	-	-	-
Inflationsrate	Eurozone	4,2 %	1,8 %	4,2 %	1,8 %	4,2 %
	UK-Zone	3,9 %	3,6 %	-	-	-

	Langfristige Leistungs-Verpflichtungen	Summe Leistungsverpflichtungen
	2021	2022	2021
---	---	---	---
Abzinsungssatz	1,2 %	3,8 %	1,2 %
	-	-	-
Inflationsrate	1,8 %	4,2 %	1,8 %
	-	-	-

18.3.5.1 Abzinsungssatz und Inflationsrate

Die angesetzte Abzinsung wird nach dem am Berechnungstag erzielten Ertrag von Unternehmensanleihen mit Investment Grade und Fälligkeiten ermittelt, die zur Laufzeit des Plans passen.

Die Sätze wurden für jedes Währungsgebiet ausgehend von Angaben zu Erträgen von 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 (Senkung) des Abzinsungssatzes um 100 Basispunkte zu einer Senkung (Erhöhung) von etwa 13 % beim Anwartschaftsbarwert führen.

Für jedes Währungsgebiet wurde die Inflationsrate bestimmt. Eine Erhöhung (Senkung) der Inflationsrate um 100 Basispunkte würde (bei unverändertem Abzinsungssatz) zu einer Erhöhung (Senkung) von etwa 12 % beim Anwartschaftsbarwert führen.

18.3.6 Für leistungsorientierte Pensionspläne 2023 zu zahlende geschätzte Arbeitgeberbeiträge

Die Gruppe erwartet, 2023 etwa 172 Mio. € als Beiträge in ihre leistungsorientierten Pensionspläne einzuzahlen, einschließlich 122 Mio. € für Unternehmen des EGI-Sektors. Die jährlichen Beitragszahlungen für die Unternehmen des EGI-Sektors erfolgen im Verhältnis zu den im Laufe des Jahres erdienten Ansprüchen unter Berücksichtigung der Höhe der Finanzierung für jedes Unternehmen, um mittelfristig die Beiträge auszugleichen.

18.4 Beitragsorientierte Pläne

2022 erfasste die Gruppe einen Aufwand von 91 Mio. € für Einzahlungen in die beitragsorientierten Pläne der Gruppe. Davon waren 9 Mio. € für gemeinschaftliche Pläne mehrerer Arbeitgeber in den Niederlanden (2021 waren es 196 Mio. €, davon 74 Mio. € für gemeinschaftliche Pläne mehrerer Arbeitgeber in den Niederlanden). Diese Beiträge sind unter "Personalaufwand" in der konsolidierten Gewinn- und Verlustrechnung ausgewiesen.

ANHANG 19 Anteilsbasierte Vergütungen

BILANZIERUNGSSTANDARDS

Nach IFRS 2 gehören anteilsbasierte Vergütungen als Gegenleistung für erbrachte 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 wird für Performance-Aktien genutzt, 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	31. Dez. 2022	31. Dez. 2021
---	---	---
Ausgaben von Mitarbeiteraktien(1)	(49)	(1)
Bonus-/Performance-Aktienprogramme(2) (3)	(40)	(47)
Pläne sonstiger Unternehmen der Gruppe	(3)	-
SUMME	(92)	(48)

(1) Einschließlich Share Appreciation Rights, die in bestimmten Ländern im Rahmen der Ausgaben von Mitarbeiteraktien aufgelegt wurden.

(2) Davon zusätzliche Aufwendungen von 4,2 Mio. € für 2022 nach einer Überprüfung der Leistungsbedingungen (eine Auflösung von 0,3 Mio. € 2021).

(3) Davon eine Auflösung von 9,8 Mio. € für 2022, weil die Bedingung der fortbestehenden Beschäftigung in der Gruppe nicht erfüllt war (2021: 4 Mio. €).

19.1 Link 2022

19.1.1 Beschreibung bestehender ENGIE-Aktienprogramme

2022 hatten gegenwärtige und frühere Beschäftigte der Gruppe Anspruch auf den Kauf von ENGIE-Aktien als Teil des weltweiten Mitarbeiteraktienprogramms "Link 2022". Bei dem Angebot ging es vor allem um den Verkauf eigener Anteile. 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 der Bank, die den Plan strukturiert, sind die Mitarbeiter sicher, den investierten Betrag zu 100% und einen Mindestertragswert zurückzuerhalten;
―	Share Appreciation Rights (SARs): Dieser gehebelte Plan berechtigt Aktien kaufende Begünstigten nach fünf Jahren zu einem Bonus in bar in Höhe des gestiegenen Aktienpreises. Die daraus resultierende Verbindlichkeit für Leistungen an Arbeitnehmer ist durch Optionsscheine gedeckt.

Der Link Classique-Plan sah einen Arbeitgeberbeitrag unter folgenden Bedingungen vor:


―	Die teilnehmenden französischen Arbeitnehmer hatten Anspruch auf ENGIE-Bonusaktien je nach Höhe ihres eigenen Beitrags zum Plan:
―	Bei einem Arbeitnehmerbeitrag von 200 € lag der Arbeitgeberbeitrag bei 200 % dieses Betrags; bei einem weiteren Arbeitnehmerbeitrag von 100 € machte der Arbeitgeberbeitrag 50 % des Betrags aus. Der Arbeitgeberbeitrag wurde bei 450 € gekappt;
―	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:
―	Bei einem Arbeitnehmerbeitrag von 200 € lag der Arbeitgeberbeitrag bei 200 % dieses Betrags; bei einem weiteren Arbeitnehmerbeitrag von 100 € machte der Arbeitgeberbeitrag 50 % des Betrags aus. Der Arbeitgeberbeitrag wurde bei 450 € gekappt,
―	die Bonusaktien werden den Arbeitnehmern am 22. Dezember 2027 zugeteilt, wenn sie noch in der ENGIE Gruppe tätig sind.

19.1.2 Auswirkung auf die Bilanzierung

Der Zeichnungspreis für das Programm 2022 stellt den durchschnittlichen Preis der ENGIE-Aktie bei Börsenschluss von Euronext Paris an 20 Handelstagen vom 18. Oktober 2022 bis einschließlich 14. November 2022 dar. Der Referenzpreis beträgt 13,14 €, abzüglich 20 % für die Pläne Link Classique und Link Multiple, also 10,52 €.

Der im Konzernabschluss für die Pläne Link Classique und Link Multiple angesetzte Aufwand entspricht der Differenz zwischen dem beizulegenden Zeitwert der gezeichneten Aktien und dem Subskriptionspreis. Der beizulegende Zeitwert berücksichtigt die Sperrfrist von fünf Jahren, wie in Frankreich gesetzlich vorgeschrieben.

Folgende Annahmen galten:

	5 Jahre
Risikoloser Zins	2,70 %
Spread für das Retail-Banking-Netz:	1,00 %
Finanzierungskosten Arbeitnehmer	3,70 %
Kosten für Aktienleihe	1,00 %
Aktienpreis am Tag der Gewährung	14,38

Die Auswirkungen der Bilanzierung gliedern sich wie folgt:

	Link Classique	Link Multiple	Link Classique Frankreich -zusätzlicher Arbeitgeberbeitrag	Summe
Gezeichneter Betrag (in Millionen Euro)	27	135	-	162
Zahl der gezeichneten Aktien (in Millionen Aktien)	2,6	12,8	0,8	16,2
Rabatt (€/Aktie)	3,9	3,9	14,4	-
Einschränkung durch Nicht-Übertragbarkeit (€/Aktie)	(1,4)	(1,4)	(1,4)	-
Kosten für die Gruppe (in Millionen Euro)	6	32	10	48

Die Zeichnungen für das weltweite Mitarbeiteraktienprogramm Link 2022 beliefen sich auf 162 Mio. €, sie gliedern sich so:


―	der Verkauf eigener Anteile an Arbeitnehmer betrug 130 Mio. €;
―	eine Kapitalerhöhung und Kapitalrücklage von 32 Mio. € (ohne Emissionskosten). Dieser Betrag setzt sich aus 8 Mio. € für Link Classique und 24 Mio. € für Link Multiple zusammen.

Für 2022 setzte die Gruppe einen Gesamtaufwand von 48 Mio. € für 15,4 Millionen gezeichneter Aktien und die 0,8 Millionen Bonusaktien aus Arbeitgeberbeiträgen 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 Gewinn oder Verlust. Per 31. Dezember 2022 betrug der beizulegende Zeitwert der Verbindlichkeit für die Zuteilungen 2018 und 2022 0,2 Mio. €.

19.2 Performance-Shares

19.2.1 Neuzuteilungen 2022

ENGIE-Performance-Share-Plan vom 8. Dezember 2022

Am 8. Dezember 2022 billigte der Aufsichtsrat die Zuteilung von 4,7 Millionen Performance Shares für die Unternehmensführung und das Senior-Management der Gruppe in drei Tranchen:


―	Performance Shares mit einer Vesting-Periode bis 14. März 2026 und einer Sperrfrist von einem Jahr;
―	Performance Shares mit einer Vesting-Periode bis 14. März 2026 ohne Sperrfrist und
―	Performance Shares mit einer Vesting-Periode bis 14. März 2027 ohne Sperrfrist.

Zusätzlich zu der Bedingung, dass die Mitarbeiter bei Ablauf der Vesting-Periode bei der Gruppe beschäftigt sind, besteht jede Tranche aus Instrumenten, die vier verschiedenen Bedingungen unterliegen, mit Ausnahme der ersten 500 Performance Shares für Begünstigte (ausgenommen das Top-Management), für die keine Leistungsbedingungen gelten. Bedingungen für die Performance:


―	die Bedingung einer Markt-Performance, bei der die Gesamtaktienrendite von ENGIE der einer Referenzgruppe von sechs Unternehmen in der Zeit von Dezember 2022 bis Februar 2026 entspricht, die 25 % der Gesamtzuteilung ausmacht;
―	eine interne Leistungsbedingung, die sich auf den Konzernanteil am periodischen Jahresüberschuss im Vergleich zu dem einer Referenzgruppe von sechs Unternehmen in der Zeit von der zweiten Hälfte 2022 bis der ersten Hälfte 2025 bezieht und 25 % der Gesamtzuteilung ausmacht;
―	eine interne Leistungsbedingung, die sich auf den Kapitalertrag (ROCE) 2025 bezieht und 30 % der Gesamtzuteilung ausmacht;
―	eine interne Leistungsbedingung, die sich auf nicht finanzielle Kriterien bezieht, wie Ziele für Treibhausgasemissionen aus der Energieerzeugung, Steigerung des Anteils von Kapazitäten aus erneuerbaren Energieträgern, ein höherer Anteil von Frauen im Management, bewertet für die Zeit von Dezember 2022 bis Dezember 2025, die 20 % der Gesamtzuteilung ausmacht.

Dieser Plan sieht auch vor, Performance Shares ohne Bedingungen an die Gewinner des Innovations- und Inkubationsprogramms zu vergeben (6.450 zuerkannte Aktien).

ENGIE-Bonusaktienprogramm vom 18. November 2022

Als Teil des Mitarbeiteraktienplans Link 2022 erhalten Zeichner des Link-Classique-Plans (außerhalb Frankreichs) Bonusaktien. Im Rahmen dieses Programms wurden insgesamt 247.163 Bonusaktien zugeteilt (vgl. Anhang 19.1.1 Beschreibung bestehender ENGIE-Aktienprogramme).

19.2.2 Beizulegender Zeitwert von Bonusaktienplänen mit oder ohne Leistungsbedingungen

Die Berechnung des einheitlichen beizulegenden Zeitwerts der neuen 2022 von ENGIE bewilligten Pläne beruht auf folgenden Annahmen:

Zuteilungstag	Vesting-Termin	Ende der Sperrfrist	Preis am Tag der Zuteilung	Erwartete Dividende	Leistungsbedingung	Einheitlicher beizulegender Zeitwert
18. November 2022	22. Dezember 2027	22. Dezember 2027	14,4	1,15	nein	9,20
Gewichteter durchschnittlicher beizulegender Zeitwert des Plans vom 22. Dezember 2022						9,20
8. Dezember 2022	14. März 2026	14. März 2027	14,3	1,15	j a	9,91
8. Dezember 2022	14. März 2026	14. März 2026	14,3	1,15	j a	9,91
8. Dezember 2022	14. März 2026	14. März 2026	14,3	1,15	nein	11,05
8. Dezember 2022	14. März 2027	14. März 2027	14,3	1,15	j a	8,93
Gewichteter durchschnittlicher beizulegender Zeitwert des Plans vom 8. Dezember 2022						10,24

19.2.3 Überprüfung der internen Leistungsbedingungen für die Pläne

Zusätzlich zum fortbestehenden Beschäftigungsverhältnis in der Gruppe unterliegt die Teilnahme an bestimmten Bonusaktien- und Performance-Share-Plänen einer internen Leistungsbedingung. Wird diese 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.

ANHANG 20 Geschäfte mit nahe stehenden Unternehmen und Personen

Dieser Anhang beschreibt wesentliche Geschäftsvorfälle zwischen der Gruppe und nahe stehenden Unternehmen und Personen.

Vergütungen für Mitglieder des Managements in Schlüsselpositionen werden in Anhang 21 "Vergütung von Führungskräften" angegeben.

Transaktionen mit Joint Ventures und assoziierten Unternehmen sind in Anhang 3 "Investitionen in Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden" beschrieben.

Im Folgenden werden nur wesentliche Geschäfte beschrieben.

20.1 Beziehungen zum französischen Staat und zu Unternehmen, die ganz oder teilweise im Besitz des französischen Staats sind

20.1.1 Beziehungen zum französischen Staat

Der französische Staat war am 31. Dezember 2022 mit 23,64 % -unverändert gegenüber dem Vorjahr -an der Gruppe beteiligt. Damit hat er Anspruch auf drei von 15 Sitzen im Aufsichtsrat (ein Aufsichtsratsmitglied, das den Staat vertritt, wird per Dekret ernannt, zwei auf Vorschlag des Staats von der Hauptversammlung).

Der französische Staat hält 33,56 % der theoretischen Stimmrechte (33,71 % der ausübbaren Stimmrechte) gegenüber 33,20 % Ende 2021. Am 22. Mai 2019 wurde das PACTE-Gesetz ("Aktionsplan für Wachstum und Wandel von Unternehmen") verabschiedet, nach dem der französische Staat seine ENGIE-Aktien ohne Einschränkungen veräußern kann. Außerdem hält der französische Staat 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.

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 Erlöse aus Speicherkapazitäten sind reguliert.

Das am 8. November 2019 verabschiedete Gesetz "Energie und Klima" beendet die regulierten Gastarife und schränkt die regulierten Stromtarife für Verbraucher und Kleinunternehmen ein. Das Ende der regulierten Gaspreise kommt am 1. Juli 2023.

20.1.2 Beziehungen zu EDF

Nach der Gründung 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, ein Tochterunternehmen der EDF SA, und GRDF SA, eine Tochtergesellschaft von ENGIE SA, wurden am 1. Januar 2007 bzw. am 31. Dezember 2007 gegründet. Sie agieren im Einklang mit der zuvor von den beiden marktbeherrschenden Betreibern geschlossenen Vereinbarung. Mit der Einführung intelligenter Zähler für Strom und Gas entwickelten sich die "gemeinsamen" Geschäftstätigkeiten der beiden Versorger maßgeblich. Bei den übrigen gemischten Aktivitäten geht es vor allem um Bestandsmanagement, Personal, medizinischen Bereich, lokale IT und Rechnungswesen. Diese Geschäftstätigkeit wird 2023 weiter reduziert und beschränkt sich dann auf den medizinischen Bereich und Soziales.

20.2 Beziehungen zur CNIEG (Caisse Nationale des Industries Électriques et Gazières)

Die Beziehungen der Gruppe zur CNIEG, die alle Leistungen für Altersvorsorge, Todesfall und Erwerbsunfähigkeit für erwerbstätige und pensionierte Beschäftigte der Gruppe regelt, die unter den EGI Sonderpensionsplan fallen, und für die Beschäftigten von EDF und nicht verstaatlichten Unternehmen (Entreprises Non Nationalisées- ENN), sind in Anhang 18 "Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstige langfristige Leistungen" beschrieben.

ANHANG 21 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 2022 hatte der geschäftsführende Vorstand 10 Mitglieder (im Vergleich zu 11 Mitgliedern am 31. Dezember 2021).

Ihre Vergütung gliedert sich wie folgt:

In Millionen Euro	31. Dez. 2022	31. Dez. 2021
Kurzfristige Leistungen	34	22
Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses	-	1
Anteilsbasierte Vergütungen	4	3
Leistungen bei Beendigung des Arbeitsverhältnisses	-	7
SUMME	37	33

ANHANG 22 Working-Capital-Bedarf, Vorräte, sonstige Vermögenswerte und sonstige Verbindlichkeiten

BILANZIERUNGSSTANDARDS

Nach IAS 1 werden die kurzfristigen und langfristigen Vermögenswerte und Verbindlichkeiten 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 innerhalb von 12 Monaten ab Ende der Berichtsperiode zu erwarten sind, gelten als kurzfristig, während alle sonstigen Posten als langfristig klassifiziert sind.

Vorräte

Vorräte werden nach Kosten oder dem Nettoveräußerungswert bewertet, falls er niedriger 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 Kosten 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 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 13.3 "Sachanlagen') 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 der Durchschnittsmethode bewertet.

Bestimmte Vorräte dienen Handelszwecken. Sie werden nach IAS 2 zum beizulegenden Zeitwert abzüglich Verkaufskosten angesetzt. Änderungen dieses beizulegenden Zeitwerts erscheinen in der konsolidierten Gewinn- und Verlustrechnung für das Jahr, in dem sie eintreten.

Treibhausgasemissionszertifikate, Energiesparzertifikate und grüne Zertifikate

Da es für die Bilanzierung von Treibhausgasemissionszertifikaten, Energiesparzertifikaten und grünen Zertifikaten keine speziellen IFRS-Standards oder IFRIC-Interpretationen gibt, hat die Gruppe entschieden, Zertifikate zu ihren Anschaffungs- oder Herstellungskosten bei Vorräten anzusetzen. Am Ende der Berichtsperiode wird eine Verbindlichkeit ausgewiesen, wenn die Zertifikate der Gruppe nicht reichen, um die Verpflichtung zur Rückgabe von Zertifikaten an die französische Regierung zu erfüllen. Wird die Verbindlichkeit durch die bei den Vorräten erfassten Zertifikate nicht gedeckt, wird sie nach dem Marktwert oder gegebenenfalls ausgehend vom Preis künftiger Verträge bemessen.

Tax Equity

Die ENGIE Gruppe finanziert ihre Projekte für erneuerbare Energien in den Vereinigten Staaten mit Hilfe von Tax-Equity-Konstrukten, bei denen ein Teil der nötigen Gelder von einem Steuer-Partner bereitgestellt wird. Der Tax-Equity-Partner erhält im Wesentlichen bis zu einer bestimmten Höhe ein Vorzugsrecht auf Steuergutschriften für das Projekt, die er von seiner eigenen Bemessungsgrundlage abziehen kann.

Die Investitionen des Tax-Equity-Partners erfüllen die Definition einer Verbindlichkeit nach IFRS. Da die Tax-Equity-Verbindlichkeit, die diesen Steuervorteilen entspricht, nicht zu einem Barmittelabfluss für die Projektgesellschaft führt, stellt sie keine Finanzschuld dar und wird bei den "Sonstigen Verbindlichkeiten" bilanziert.

Abgesehen von dem Unwinding-Effekt ändert sich die Verbindlichkeit hauptsächlich je nach den Steuergutschriften, die dem Tax-Equity-Partner zugeteilt und im Gewinn oder Verlust erfasst werden.

22.1 Zusammensetzung der Änderung des Working-Capital-Bedarfs

In Millionen Euro	Änderung des Working-Capital-Bedarfs per 31. Dez. 2022	Änderung des Working-Capital-Bedarfs per 31. Dez. 2021
Vorräte	(2.115)	(2.349)
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen, netto	(11.614)	(11.043)
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten, netto	8.521	10.676
Steuer- und arbeitnehmerbezogene Forderungen/Verbindlichkeiten	1.545	364
Einschussforderungen und derivative Instrumente, die Commodities in Verbindung mit Handelstätigkeit sichern	199	(706)
Sonstige	1.040	680
SUMME	(2.424)	(2.377)

22.2 Vorräte

In Millionen Euro	31. Dez. 2022	31. Dez. 2021
Vorräte an Erdgas, netto	4.628	3.079
Uranbestände(1)	308	408
CO2 -Emissionszertifikate, grüne Zertifikate und Energiesparzertifikate, netto	1.788	1.526
Rohstoffvorräte, ohne Gas, und sonstige Bestände, netto	1.420	1.161
SUMME	8.145	6.175

(1) Finanzielle Sicherungsinstrumente werden durch diese Uranbestände gedeckt und stellten am 31. Dezember 2022 einen Negativbetrag von 229 Mio. € dar.

22.3 Sonstige Vermögenswerte und sonstige Verbindlichkeiten

	31. Dez. 2022				31. Dez. 2021
	Vermögenswerte		Verbindlichkeiten		Vermögenswerte
---	---	---	---	---	---	---
In Millionen Euro	Langfristig	Kurzfristig	Langfristig	Kurzfristig	Langfristig	Kurzfristig
---	---	---	---	---	---	---
Sonstige Vermögenswerte und Verbindlichkeiten	766	18.294	(3.646)	(23.583)	478	13.202
Steueransprüche/-forderungen	-	14.647	-	(16.863)	-	10.628
Arbeitnehmeransprüche/-forderungen	523	22	(2)	(2.479)	300	18
Dividendenansprüche/-forderungen	-	12	-	(23)	-	15
Sonstige	243	3.614	(3.644)	(4.218)	178	2.541

	31. Dez. 2021
	Verbindlichkeiten
---	---	---
In Millionen Euro	Langfristig	Kurzfristig
---	---	---
Sonstige Vermögenswerte und Verbindlichkeiten	(2.341)	(16.752)
Steueransprüche/-forderungen	-	(11.316)
Arbeitnehmeransprüche/-forderungen	(2)	(2.033)
Dividendenansprüche/-forderungen	-	(9)
Sonstige	(2.339)	(3.395)

Am 31. Dezember 2022 gehörte zu den sonstigen langfristigen Vermögenswerten eine Forderung an EDF Belgien bezüglich Kernenergierückstellungen von 162 Mio. € (31. Dezember 2021: 96 Mio. €).

Unter die sonstigen Verbindlichkeiten fallen Investitionen von 1.981 Mio. € durch Tax-Equity-Partner als Teil der Finanzierung von Projekten mit erneuerbaren Energieträgern in den Vereinigten Staaten mit Hilfe von Tax Equity (am 31. Dezember 2021: 1.229 Mio. €).

ANHANG 23 Gerichts- und wettbewerbsrechtliche Verfahren

Im Zuge ihrer gewöhnlichen Geschäftstätigkeit ist die Gruppe Partei in einer Reihe von Gerichts- und wettbewerbsrechtlichen Verfahren gegen Dritte oder Rechtsinstanzen und/oder Verwaltungsbehörden (einschließlich Steuerbehörden).

Die im Folgenden dargestellten wichtigsten Rechtsstreitigkeiten und Untersuchungen sind als Verbindlichkeiten angesetzt oder führen zu Eventualforderungen oder -verbindlichkeiten.

Im Zuge ihrer gewöhnlichen Geschäftstätigkeit ist die Gruppe 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.

23.1 Renewables

23.1.1 Mexiko - Energie aus erneuerbaren Energieträgern

2021 haben die mexikanische Regierung und staatliche Stellen Positionen bezogen und gesetzgeberische und regulierende Maßnahmen ergriffen, die private Player in der Energiebranche direkt betreffen (insbesondere Energieerzeuger aus erneuerbaren Energieträgern) und sich gegen Buchstaben und Geist der jüngsten Reformen der Energiebranche richten, die 2013 und 2014 eingeleitet wurden. Die Verfassungsmäßigkeit und Rechtmäßigkeit einiger dieser Maßnahmen haben Nichtregierungsorganisationen und private Investoren in Gerichtsverfahren angefochten, insbesondere Tochterunternehmen von ENGIE, die Projekte mit erneuerbaren Energieträgern im Land entwickeln oder umsetzen. Diese Verfahren laufen gegenwärtig. Der mexikanische Präsident hat auch einen Entwurf für eine Verfassungsänderung vorgelegt, die den regulatorischen Rahmen für die Strombranche grundlegend ändern würde. Der Fall wurde in der ersten Hälfte 2022 auf Eis gelegt.

23.2 Networks

23.2.1 Untersuchung des regulatorischen Rahmens für Erdgasspeicherung in Frankreich

Am 29. Februar 2020 kündigte die Europäische Kommission an, dass sie eine eingehende Untersuchung des regulatorischen Rahmens für Erdgasspeicherung eingeleitet hat, der am 1. Januar 2018 eingeführt worden war, um die Versorgung Frankreichs mit Erdgas zu sichern. Storengy und Géométhane stellten der Kommission alle nötigen Informationen zur Stützung ihrer Analysen zur Verfügung. Die Europäische Kommission beendete ihre Prüfung und erklärte in einer Pressemitteilung vom 28. Juni 2021, dass sie zu dem Schluss gekommen sei, dass der regulatorische Rahmen für die Erdgasspeicherung mit den EU-Vorschriften für staatliche Beihilfen vereinbar sei. Dennoch war die Kommission der Ansicht, dass der Plan während der Zeit, in der er ohne vorherige Genehmigung umgesetzt wurde, eine ungesetzliche staatliche Beihilfe darstellte. Die Entscheidung wurde am 18. März 2022 im Amtsblatt veröffentlicht. Damit begann eine zweimonatige Beschwerdefrist. Nach unserer Kenntnis wurde keine Beschwerde eingereicht.

23.3 Energy Solutions

23.3.1 Spanien - Púnica

Im Fall Púnica (einem Verfahren zur Auftragsvergabe) leitete der mit dem Fall befasste Untersuchungsrichter Ermittlungen gegen 15 Mitarbeiter von Cofely España und das Unternehmen selbst ein. Die Ermittlungen wurden am 19. Juli 2021 abgeschlossen und Cofely España und acht (frühere) Mitarbeiter vor Gericht gestellt. Cofely España legte am 30. September 2021 Rechtsmittel gegen diese Entscheidung ein. Am 9. März 2022 wurde die Beschwerde abgewiesen und die Entscheidung zur Verweisung aufrechterhalten. Verhandlungsbeginn soll 2023 sein.

23.3.2 Italien - Wettbewerbsverfahren

Am 9. Mai 2019 verhängte die italienische Wettbewerbsbehörde (die "Behörde") über ENGIE Servizi SpA und ENGIE Energy Services International SA ("ENGIE ESI") gesamtschuldnerisch eine Geldstrafe von 38 Mio. € für bestimmte angeblich unlautere Wettbewerbspraktiken im Zusammenhang mit der Vergabe des Vertrags Consip FM4 2014. Vor dem regionalen Verwaltungsgericht Lazio (RAC Lazio) wurde Beschwerde eingelegt. Am 18. Juli 2019 setzte das RAC Lazio die Zahlung der Strafe aus, und am 27. Juli 2020 hob es die Entscheidung der Behörde sowohl zu ENGIE Servizi SpA als auch zu ENGIE ESI auf. Am 17. November 2020 legte die Behörde vor dem obersten Verwaltungsgericht Italiens Berufung gegen das Urteil des RAC Lazio ein. Am 9. Mai 2022 wies das italienische Verwaltungsgericht die Berufung der Behörde ab und hielt an der Aufhebung des Beschlusses der Behörde durch das RAC Lazio fest. Zwei Unternehmen legten am 13. Juni 2022 eine Sonderberufung gegen das Urteil des Verwaltungsgerichts vor dem Verwaltungsgericht selbst und am 11. Juli 2022 Berufung zur Anfechtung der Abweisung der Berufung durch das Verwaltungsgericht vor dem Obersten Gerichtshof ein. Diese Berufungen haben keine aufschiebende Wirkung. Beide Verfahren sind noch anhängig.

23.3.3 Italien - Manitalidea

2012 bildete ENGIE Servizi eine Bietergemeinschaft (associazione tem-poranea di imprese - ATI) mit Manitalidea, um in einer Ausschreibung der CONSIP ein Angebot für einen öffentlichen Auftrag abzugeben. ENGIE Servizi war mit 85 % an der ATI beteiligt, Manitalidea mit den restlichen 15 %. Vertragsgegenstand war das Erbringen von Energie- und Instandhaltungsdienstleistungen für Krankenhäuser.

Im September 2012 wurden an die ATI drei Lose des Vertrags vergeben.

Am 11. März 2022 verklagte Manitalidea ENGIE Servizi vor dem Tribunale civile di Roma auf Schadenersatz mit der Begründung, dass (i) ENGIE Servizi die Bestimmungen des Vertrags über die Bietergemeinschaft hinsichtlich der Aufteilung der Verträge zwischen den Partnern nicht eingehalten habe und dass (ii) Manitalidea infolgedessen eine Chance zur Steigerung der Einnahmen entgangen sei. Nachdem Manitalidea einen Antrag auf Insolvenz gestellt hatte, wurde die Behauptung um die mutmaßliche Verantwortung von ENGIE Servizi für die finanziellen Schwierigkeiten und die Insolvenz von Manitalidea erweitert.

Für die erste Hälfte 2023 ist eine Verhandlung angesetzt.

23.4 Supply

23.4.1 Kundenwerbung

Am 20. Juli 2017 verklagte EDF ENGIE vor dem Handelsgericht Nanterre auf 13,5 Mio. € Schadenersatz für behauptete Verluste durch unfaire Wettbewerbspraktiken, die ENGIE vor allem mit den Haustür-Werbekampagnen verfolge. In seinem Urteil vom 14. Dezember 2017 verurteilte das Gericht ENGIE zur Zahlung von 150.000 € an EDF, denn es war der Auffassung, dass ENGIE des unfairen Wettbewerbs schuldig war. Es erkannte aber an, dass es keine Herabsetzung von EDF gegeben habe und dass ENGIE Absprachen zu Schulung und Kontrolle mit den Partnern getroffen habe.

ENGIE legte gegen das Urteil Berufung ein, und EDF legte eine Anschlussberufung ein, in der für den behaupteten Verlust ein Schadenersatz von 94,7 Mio. € gefordert wurde. Das Berufungsgericht Versailles urteilte am 12. März 2019, dass ENGIE 1 Mio. € an EDF zu zahlen habe. Es ordnete auch an, dass ENGIE alle parasitären Geschäftspraktiken und Herabsetzungen zum Nachteil von EDF zu unterlassen habe, andernfalls drohe eine Strafe von 10.000 € je Verstoß für die Dauer eines Jahres.

Am 6. Juli 2020 ersuchte EDF den Vollstreckungsrichter am Gericht Nanterre, die vom Berufungsgericht Versailles auferlegte Strafe zu prüfen und wollte die Zahlung von 106,89 Mio. € durch ENGIE und eine endgültige Geldstrafe von 50.000 € je Verstoß für die Dauer eines Jahres erwirken. Am 11. Dezember 2020 ordnete der Vollstreckungsrichter an, dass ENGIE an EDF 230.000 € zu zahlen habe und legte eine neue einstweilige Strafe von 15.000 € je neuem Verstoß fest, den EDF für die Dauer eines Jahres ab Zustellung des Urteils meldet.

Am 22. Dezember 2020 legte EDF gegen die Entscheidung des Vollstreckungsrichters Berufung vor dem Berufungsgericht Versailles ein. Das Berufungsgericht Versailles verkündete sein Urteil am 1. Juli 2021. Es setzte die Geldstrafe für ENGIE auf 190.000 € herab, denn es war der Auffassung, dass ENGIE nachweislich Maßnahmen umgesetzt habe, deren Wirksamkeit wahrscheinlich sei, und dass die aufgetretenen Schwierigkeiten größtenteils auf das Verhalten von Dienstleistern/Partnern und Vertretern bei Haustürgeschäften zurückzuführen seien. Es hob die neue vorläufige Geldstrafe auf und wies die Forderung von EDF zurück, eine endgültige Strafe festzusetzen. EDF legte am 29. Juli 2021 beim französischen Kassationshof Beschwerde gegen das Urteil ein. Der Kassationshof wies in seinem Spruch vom 6. Oktober 2022 das von EDF eingelegte Rechtsmittel ab. Damit ist der Fall abgeschlossen.

23.4.2 Peru - Antamina

Nach einer Ausschreibung für den Kauf von jährlich 170 MW bis 2032 schloss ENGIE Energia Peru SA 2012 eine langfristige Gasbezugsvereinbarung mit der peruanischen Bergbaugesellschaft Antamina (die "Vereinbarung").

2021 hat Antamina aber das gleiche Jahresvolumen erneut ausgeschrieben und drei Beschaffungsverträge mit drei neuen Lieferanten über sechs Monate mit zweimaliger Verlängerung geschlossen. Das stellt die Exklusivitäts- und "Take-or-pay"-Klausel in Frage, von der ENGIE Energia Peru SA angenommen hatte, dass sie vertragsgemäß bis 2032 garantiert worden sei. Nach Unterzeichnung dieser neuen Verträge lehnte Antamina seit Januar 2022 die Abnahme der vertraglich vereinbarten Gasmenge und dann die Zahlung der entsprechenden Vertragsstrafe ab. Am 26. April 2022 leitete ENGIE Energia Peru SA ein Schiedsverfahren gegen Antamina ein, um die Anerkennung des exklusiven Charakters der Vereinbarung und die Verpflichtung von Antamina zu erreichen, Gaslieferungen nur von ENGIE zu beziehen. In dem Verfahren geht es auch um die Zahlung der Rechnungen, die seit Januar 2022 offen sind. Das Schiedsverfahren wird nach den Regeln des Schiedszentrums der Handelskammer Lima geführt. Am 4. Januar 2023 hat ENGIE Energia Peru SA die Klagebegründung eingereicht. Antamina muss den Schriftsatz bis spätestens Ende März einreichen.

23.4.3 GEM - GPE

Anfang des vierten Quartals 2022 leitete ENGIE ein Schiedsverfahren gegen Gazprom Export LLC ein, um insbesondere zu erreichen (i) die Anerkennung der Nichterfüllung der Gaslieferverpflichtungen aus den langfristigen Gasbezugsvereinbarungen von Gazprom Export LLC ENGIE gegenüber und (ii) die Zahlung der Vertragsstrafen sowie eine Kompensation für Schäden aufgrund der Nichterfüllung von Gazprom Export LLC.

Dieses Schiedsverfahren ist in den erheblichen Fehlmengen bei Lieferung durch Gazprom Export LLC an ENGIE ab Mitte Juni 2022 begründet, gefolgt von der einseitigen Entscheidung von Gazprom Export LLC Ende des Sommers 2022, die Lieferungen an ENGIE wegen Streitigkeiten der Parteien über die Anwendung der Vereinbarungen zu kürzen.

23.4.4 Provision

Das Kundenmanagement im Auftrag des Netzmanagers in der Strombranche betreffend (in diesem Fall ERDF, heute ENEDIS), urteilte der Conseil d'État nach einem von ENGIE angestrengten Verfahren am 13. Juli 2016, dass der Grundsatz anzuwenden sei, 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 Kundenmanagementleistungen zu erlangen. Der Gesetzgeber hat einen Beschluss verabschiedet, der rückwirkend die mit ENEDIS geschlossenen Verträge für gültig erklärt und Forderungen nach Vergütung für unbezahltes Kundenmanagement ausschließt. In seinem Urteil vom 19. April 2019 verkündete das Verfassungsgericht, dass diese Bestimmung verfassungsgemäß war. Am 11. April 2022 registrierte das Pariser Handelsgericht die Beendigung des Verfahrens. Das Verfahren gegen ENEDIS ist damit beendet.

23.4.5 Chile - TOTAL

Am 3. Januar 2023 strengte ENGIE Energia Chile SA ein internationales Schiedsverfahren gegen TotalEnergies Gas & Power Limited wegen Verletzung der Vertragspflichten aus einem LNG-Liefervertrag an, der im August 2011 geschlossen wurde.

23.5 Thermal

23.5.1 Italien - Vado Ligure

Am 11. März 2014 beschlagnahmte und schloss das Gericht in Savona die mit Kohle arbeitenden Blöcke VL3 und VL4 des Wärmekraftwerks Vado Ligure der Tirreno Power S.p.A. (TP), eines Unternehmens, das sich zu 50 % im Besitz der ENGIE Gruppe befindet. Dieses Urteil wurde als Teil einer strafrechtlichen Ermittlung gegen die gegenwärtigen und früheren Geschäftsführer von TP wegen Verstoßes gegen den Umweltschutz und Gefährdung der öffentlichen Gesundheit erlassen. Die Untersuchung wurde am 20. Juli 2016 abgeschlossen. Der Fall wurde zur Verhandlung in der Hauptsache dem Gericht in Savona übertragen. Das Verfahren vor dem Gericht erster Instanz begann am 11. Dezember 2018 und dauert 2022 und 2023 über an.

23.5.2 Brasilien - Klage gegen Umsatzsteuerberichtigungen

Am 14. Dezember 2018 übersandten die brasilianischen Steuerbehörden ENGIE Brasil Energia SA Steuernachforderungen für die Geschäftsjahre 2014, 2015 und 2016, denn das Unternehmen sei für die PIS- und COFINS-Steuern (bundesstaatliche Mehrwertsteuern) auf die Erstattung für bestimmte Brennstoffe steuerpflichtig, die bei der Stromerzeugung in Wärmekraftwerken verbraucht werden. Die Berichtigungen beliefen sich auf insgesamt 581 Mio. brasilianische Real, einschließlich 229 Mio. brasilianische Real an Steuern, zu denen Strafgelder und Zinsen hinzukamen.

ENGIE Brasil Energia ficht diese Steuernachforderungen an und machte 2019 Steuerforderungen geltend, die die Steuerbehörden jedoch abgewiesen haben.

Am 22. November 2022 reichte ENGIE Brasil Energia eine spezielle Verwaltungsklage ein, die das Verwaltungsgericht nicht anerkannte. Am 9. Januar 2023 reichte das Unternehmen eine weitere Verwaltungsklage mit dem Ziel der Anerkennung der speziellen Verwaltungsklage und einer Prüfung der Begründetheit der Sache ein. Hat dieses Verfahren keinen Erfolg, geht dieser Fall vor ein ordentliches Gericht.

23.5.3 Italien - Übergewinnsteuer

Im Dezember 2022 reichte ENGIE eine Klage auf Erstattung der im Juli und November 2022 insgesamt gezahlten Steuer von über 308 Mio. € aufgrund zweier Gesetzesdekrete (Nr. 21 und 50/2022) ein, die einen außerordentlichen Solidaritätsbeitrag einführten, den Betreiber aus der Energiebranche zu zahlen haben. ENGIE bestreitet die Gültigkeit der Grundlage für die Steuer im Hinblick auf das Ziel des Dekrets, die Vereinbarkeit mit der italienischen Verfassung wie auch mit den Verpflichtungen Italiens in Europa (europäisches Recht).

23.5.4 Flemalle - EPC

Im Kontext des CRM (Kapazitätsvergütungsmechanismus) schloss Electrabel SA im November 2021 mit SEPCO III einen EPC-Vertrag (Detail-Planung und Kontrolle, Beschaffungswesen, Ausführung der Bau- und Montagearbeiten) über die Errichtung eines Gaskraftwerks in Flemalle (Belgien).

Im August 2022 kündigte Electrabel SA den EPC-Vertrag mit SEPCO III wegen Nichterfüllung der vertraglichen Verpflichtungen und leitete im November 2022 ein Schiedsverfahren zur Erlangung von Schadenersatz ein.

23.6 Nuclear

23.6.1 Verlängerung des Betriebs der Kernkraftwerke 2015 - 2025

Verschiedene Verbände haben vor dem Verfassungsgericht, dem Conseil d'État und ordentlichen Gerichten gegen die Gesetze und Verwaltungsentscheidungen geklagt, die die Verlängerung des Betriebs der Reaktoren Doel 1 und 2 genehmigt haben. Am 22. Juni 2017 verwies das Verfassungsgericht den Fall für ein Vorabentscheidungsverfahren an den Gerichtshof der Europäischen Union (EuGH). Am 29. Juli 2019 urteilte der EuGH, dass das belgische Gesetz über die Verlängerung der Betriebsdauer der Reaktoren Doel 1 und Doel 2 (Gesetz über die Verlängerung der Laufzeit von Doel 1 und Doel 2) verabschiedet wurde, ohne dass es zuvor die erforderlichen Umweltverträglichkeitsprüfungen gab, dass aber die Rechtswirksamkeit des Gesetzes über die Verlängerung zeitweilig gegeben sein könnte, falls eine schwerwiegende und tatsächliche Gefahr einer Unterbrechung der Stromversorgung drohe, und dann auch nur für den Zeitraum, der absolut notwendig ist, um diese Gefahr abzuwenden. Mit seiner Entscheidung vom 5. März 2020 hob das Verfassungsgericht das Gesetz über die Verlängerung der Laufzeit von Doel 1 und Doel 2 auf, sah es aber als rechtswirksam an, bis der Gesetzgeber ein neues Gesetz verabschiedet, nachdem bis spätestens 31. Dezember 2022 die erforderlichen Umweltverträglichkeitsprüfungen, einschließlich einer grenzüberschreitenden öffentlichen Anhörung, durchgeführt werden.

Der belgische Staat hat die Umweltverträglichkeitsprüfung und die grenzüberschreitende öffentlichen Anhörung 2021 vorgenommen. Der Gesetzentwurf mit der Schlussfolgerung aus der Prüfung und der Anhörung wurde am 11. Oktober 2022 vom belgischen föderalen Parlament verabschiedet und am 3. November 2022 veröffentlicht.

Die Klage vor dem Conseil d'État gegen die Verwaltungsentscheidungen, die die Verlängerung der Betriebsdauer von Doel 1 und 2 genehmigt haben, ist noch anhängig.

23.6.2 Abschaltung der Kraftwerke Doel 3 und Tihange 2

Verschiedene Verbände haben vor dem Gericht erster Instanz in Brüssel gegen Electrabel, den belgischen Staat, die Atomaufsichtsbehörde und/oder Elia als Stromübertragungsnetzbetreiber geklagt, um die Entscheidungen und Maßnahmen zur Abschaltung der Kraftwerke Doel 3 (am 23. September 2022) und/oder Tihange 2 (am 31. Januar 2023) anzufechten. In einem ersten Urteil vom 16. November 2022 bestätigte das Gericht erster Instanz in Brüssel, das im Eilverfahren in einem der Fälle urteilte, die Entscheidungen und Maßnahmen zur Abschaltung. Die Fälle werden sich bis in das Jahr 2023 erstrecken.

23.7 Sonstige

23.7.1 Quellensteuer

In ihrer Steuernachforderung vom 22. Dezember 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 die précompte-Zahlung für die Steuerjahre 1999 - 2003). Das Verwaltungsgericht Montreuil fällte im April 2019 ein Urteil zugunsten von ENGIE, was die französischen Steuerbehörden veranlasste, gegen die Entscheidung vor dem Berufungsgericht Versailles Rechtsmittel einzulegen, das das frühere Gerichtsurteil am 22. Dezember 2021 aufhob. Das Gericht erkannte zwar das fiskale Wesen der verkauften Forderung an, bestätigte aber die Steuerbefreiung des Verkaufspreises nicht, weil es diesbezüglich weder eine Regelung noch einen Grundsatz gäbe und weil der Verkauf nicht vom Staat genehmigt sei.

Bezüglich des Streits über die précompte selbst wies der Conseil d'État die Beschwerde vor dem Kassationshof am 1. Februar 2016 zurück, mit der die Rückzahlung des précompte für die Steuerjahre 1999, 2000 und 2001 erreicht werden sollte. Am 23. Juni 2020 entschied das Verwaltungsberufungsgericht Versailles zugunsten von ENGIE, soweit es die Fälle der précompte-Rückzahlung für die Geschäftsjahre 2002 und 2003 angeht, wies aber den Fall für das Geschäftsjahr 2004 ab. Da die précompte-Forderungen für 2002/2003 abgetreten wurden, sind die entsprechenden Beträge an die Banken als Abtretungsempfänger zurückgezahlt worden. Beide Parteien haben den Fall dem Conseil d'État vorgelegt. Nach der Entscheidung des Gerichtshofs der Europäischen Union am 12. Mai 2022, der den précompte-Abzug auf die Weiterverteilung von von in der Europäischen Union ansässigen Tochterunternehmen empfangenen Dividenden als unvereinbar mit der Richtlinie 90/435/EWG von 1990 interpretierte, haben parallel dazu im Juni 2022 mehrere Gruppen, darunter ENGIE, den Conseil d'État aufgefordert, ein Ersuchen um vorrangige Behandlung einer Frage der Verfassungsmäßigkeit beim Verfassungsgericht einzureichen, um über die fehlende Verfassungsmäßigkeit der précompte-Gesetzgebung zu urteilen. Der Conseil d'État hat diesem Antrag stattgegeben. Im Oktober 2022 wies das Verfassungsgericht den Antrag von ENGIE und der anderen Gruppen ab. Diese Entscheidung wirkt sich auf den Konzernabschluss von ENGIE nicht und auf die anderen anhängigen Verfahren kaum aus.

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 précompte-Zahlungen 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 sein Vorgehen bei der Festlegung von précompte-Rückzahlungen für abgeschlossene und anhängige Rechtssachen überprüfen. Wegen der parallel laufenden Streitverfahren auf der Grundlage der Richtlinie 90/435/EWG wurden bisher keine Klagen eingereicht.

23.7.2 Luxemburg - Untersuchung einer staatlichen Beihilfe

Am 19. September 2016 kündigte die Europäische Kommission eine Untersuchung dazu an, 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 ENGIE eine staatliche Beihilfe gewährt habe. Am 4. September 2018 beantragte ENGIE die Aufhebung des Beschlusses bei den europäischen Gerichten, denn es bestünde kein selektiver Vorteil. Da dieses Verfahren keine aufschiebende Wirkung hatte, zahlte ENGIE am 22. Oktober 2018 123 Mio. € für eine dieser beiden Transaktionen auf ein Ander-Konto ein, da bei der anderen tatsächlich keine Beihilfe geflossen ist.

Nach dem Verfahren vor den europäischen Gerichten wird diese Summe an ENGIE zurückerstattet oder an den Luxemburgischen Staat gezahlt, falls die Entscheidung der Kommission aufgehoben wird. Am 12. Mai 2021 wies das Gericht die Beschwerden des Staates Luxemburg und von ENGIE ab und bestätigte so die Position der Europäischen Kommission dahingehend, dass den luxemburgischen Tochterunternehmen der Gruppe eine staatliche Beihilfe gewährt wurde. Am 22. Juli 2021 legte ENGIE die Angelegenheit dem Gerichtshof der Europäischen Union vor, um die Aufhebung des Gerichtsurteils zu erreichen. Das Verfahren läuft noch. Nachdem die Parteien ihre Schriftsätze mit der Kommission ausgetauscht hatten, stellte ENGIE am 21. März 2022 einen Antrag auf eine mündliche Verhandlung und eine Verbindung der Rechtsmittel. Die Verhandlung fand Ende Januar 2023 statt.

23.7.3 Polen - Wettbewerbsverfahren

Am 7. November 2019 wurde ENGIE Energy Management Holding Switzerland AG (EEMHS) in einem von der polnischen Wettbewerbsbehörde (UOKiK) angestrengten Verfahren eine Geldstrafe von 172 Mio. polnischer Zloty (40 Mio. €) wegen des Versäumnisses auferlegt, einer Aufforderung zur Offenlegung von Unterlagen gegenüber der UOKiK nachzukommen, denn sie vermutete eine mögliche Nichtmitteilung durch EEMHS und andere Finanzinvestoren, die an der Finanzierung der Pipeline Nord Stream 2 beteiligt sind (Hauptverfahren). EEMHS legte Beschwerde beim Kartellgericht ein. Das Beschwerdeverfahren ist anhängig.

Im Zusammenhang mit dem Hauptverfahren ordnete die UOKiK am 6. Oktober 2020 an, dass EEMHS eine Geldbuße von 55,5 Mio. polnische Zlotys (etwa 12,3 Mio. €) zu zahlen habe. Die UOKiK ordnete auch die Kündigung der Finanzierungsvereinbarungen für das Nord-Stream-2-Projekt an. Am 5. November 2020 legte EEMHS Beschwerde gegen diese Entscheidung beim Kartellgericht (das "Gericht") ein. Mit der Beschwerde wird automatisch die Vollstreckung aller von der UOKiK angeordneten Geldstrafen ausgesetzt. Am 21. November 2022 hob das Gericht den Beschluss der UOKiK in Gänze auf. Die UOKiK hat gegen dieses Urteil Berufung eingelegt.

23.7.4 Forderung der niederländischen Steuerbehörden im Zusammenhang mit der Abzugsfähigkeit von Zinsen

Aufgrund einer strittigen Auslegung einer Gesetzesänderung, die 2007 in Kraft trat, lehnten 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 der Abweisung der Verwaltungsbeschwerde zum 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. Am 26. Oktober 2020 hat das Berufungsgericht Arnhem das Urteil bestätigt. ENGIE Energie Nederland Holding BV ist der Auffassung, dass dem Gericht Rechtsfehler unterlaufen seien und dass die Entscheidung nach niederländischem wie nach europäischem Recht nicht begründet sei. Daher hat das Unternehmen beim Kassationshof Rechtsmittel gegen das Urteil eingelegt. Im Juli 2022 entschied der Kassationshof, Fragen der Vereinbarkeit der niederländischen Zinsgesetzgebung mit drei der europäischen Grundfreiheiten dem Gerichtshof der Europäischen Union zu einer Vorabentscheidung vorzulegen.

23.7.5 Verrechnungspreis für Gas

Die Steuerfahndung der belgischen Steuerbehörden hat zwei Steuernachforderungen zu steuerpflichtigen Einnahmen in den Steuerjahren 2012 und 2013 in Höhe eines aggregierten Betrags von 706 Mio. € geltend gemacht, denn sie ist der Auffassung, dass der für die Gaslieferung von ENGIE (damals GDF SUEZ) an Electrabel SA angesetzte Preis überhöht war. ENGIE und Electrabel SA fechten diese Berichtigung an und haben einen Antrag auf einen Vergleich gestellt, den Frankreich und Belgien im Mai 2018 akzeptiert haben. Die beiden Staaten betreiben das Verfahren weiter. Sie haben ihre jeweiligen Positionen erneut dargelegt, ohne dass es 2022 zu größeren Fortschritten gekommen wäre. Größere Probleme wurden nicht herausgearbeitet.

ANHANG 24 Ereignisse nach der Berichtsperiode

Nach dem Rechnungsabschluss am 31. Dezember 2022 sind keine maßgeblichen Ereignisse eingetreten.

ANHANG 25 Honorare für Wirtschaftsprüfer und die Mitglieder ihrer Netze

Die folgende Tabelle informiert über die Honorare, die ENGIE SA, ihre voll konsolidierten 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 von ENGIE beschloss am 14. Mai 2020, das Mandat von Deloitte und EY als Abschlussprüfer um die Dauer von sechs Jahren von 2020 - 2025 zu verlängern.

	Deloitte			EY
In Millionen Euro	Deloitte & Associes	Netzwerk	Summe	EY & sonstige	Netzwerk	Summe
---	---	---	---	---	---	---
Abschlussprüfung und Prüfung des Konzernabschlusses und des Jahresabschlusses der Muttergesellschaft	4,5	5,7	10,2	5,2	10,5	15,7
ENGIE SA	2,4	-	2,4	2,8	-	2,8
Beherrschte Unternehmen	2,1	5,7	7,8	2,4	10,5	12,9
Nichtprüfungsleistungen	0,6	1,1	1,7	0,9	1,0	1,8
• ENGIE SA	0,5	0,5	1,0	0,7	-	0,7
davon Leistungen im Zusammenhang mit rechtlichen und regulatorischen Anforderungen	0,4		0,4	0,4		0,4
davon sonstige Prüfungsleistungen	0,1	-	0,1	0,3	-	0,3
davon Überprüfungen interner Kontrollen	-	-	-	0,0	-	0,0
davon Due Diligence-Leistungen	-	0,5	0,5	-	-	-
davon steuerliche Leistungen	0,0	-	0,0	-	-	-
• Beherrschte Unternehmen	0,1	0,5	0,7	0,1	1,0	1,1
davon Leistungen im Zusammenhang mit rechtlichen und regulatorischen Anforderungen	0,0	0,3	0,3	0,1	0,2	0,3
davon sonstige Prüfungsleistungen	0,1	0,0	0,1	0,0	0,2	0,2
davon Überprüfungen interner Kontrollen	-	-	-	-	-	-
davon Due Diligence-Leistungen	0,0	-	0,0	-	-	-
davon steuerliche Leistungen	-	0,2	0,2	-	0,5	0,5
SUMME	5,1	6,8	11,9	6,1	11,4	17,5

In Millionen Euro	Summe
Abschlussprüfung und Prüfung des Konzernabschlusses und des Jahresabschlusses der Muttergesellschaft	25,9
ENGIE SA	5,1
Beherrschte Unternehmen	20,7
Nichtprüfungsleistungen	3,5
• ENGIE SA	1,8
davon Leistungen im Zusammenhang mit rechtlichen und regulatorischen Anforderungen	0,7
davon sonstige Prüfungsleistungen	0,5
davon Überprüfungen interner Kontrollen	0,0
davon Due Diligence-Leistungen	0,5
davon steuerliche Leistungen	0,0
• Beherrschte Unternehmen	1,7
davon Leistungen im Zusammenhang mit rechtlichen und regulatorischen Anforderungen	0,6
davon sonstige Prüfungsleistungen	0,3
davon Überprüfungen interner Kontrollen	-
davon Due Diligence-Leistungen	0,0
davon steuerliche Leistungen	08
SUMME	29,4

ANHANG 26 Information über Unternehmen in Luxemburg und den Niederlanden, die von der Veröffentlichung von Jahresabschlüssen befreit sind

Einige Unternehmen 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 im Wesentlichen: ENGIE Energie Nederland NV, ENGIE Energie Nederland Holding BV, ENGIE Nederland Retail BV, ENGIE United Consumers Energie BV, Electrabel Invest Luxembourg, ENGIE Treasury Management SARL und ENGIE Invest International SA.

6.3 BESTÄTIGUNGSVERMERK DER ABSCHLUSSPRÜFER FÜR DEN KONZERNABSCHLUSS

Das am 31. Dezember 2022 beendete Jahr

Das ist eine 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 europäischen Verordnungen 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.

An die Hauptversammlung von ENGIE

Prüfungsurteil

In Erfüllung des uns von Ihrer Hauptversammlung übertragenen Auftrags haben wir den beigefügten Konzernabschluss von ENGIE für das am 31. Dezember 2022 beendete Jahr geprüft.

Nach unserer Beurteilung vermittelt der Konzernabschluss ein zutreffendes Bild der Vermögens- und Finanzlage der Gruppe per 31. Dezember 2022 und der Ertragslage für das dann beendete Jahr in Übereinstimmung mit den International Financial Reporting Standards, wie sie die Europäischen Union übernommen hat.

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 der Abschlussprüfer für die Prüfung des Konzernabschlusses unseres Berichts weitergehend beschrieben.

Unabhängigkeit

Wir haben unsere Prüfung im Einklang mit dem Erfordernis der Unabhängigkeit gemäß dem französischen Handelsgesetzbuch (Code de Commerce) und dem französischen Verhaltenskodex für Abschlussprüfer (Code de déontologie de la profession de commissaire aux comptes) für die Zeit vom 1. Januar 2022 bis zum Datum unseres Berichts durchgeführt. Insbesondere haben wir keine Nichtprüfungsleistungen erbracht, die nach Artikel 5(1) der Verordnung (EU) Nr. 537/2014 verboten sind.

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 die bedeutsamsten bei unserer Prüfung des Konzernabschlusses für die laufende Periode sind, sowie unseren Umgang mit diesen Risiken.

Diese Sachverhalte wurden im Zusammenhang mit unserer Prüfung des Konzernabschlusses als Ganzem und bei der Bildung unseres Prüfungsurteils hierzu berücksichtigt. Wir geben kein gesondertes Prüfungsurteil zu speziellen Posten des Konzernabschlusses ab.

Bewertung des erzielbaren Betrags für Goodwill, immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen

(Anhänge 1.3 "Anwendung von Schätzungen und Ermessensentscheidungen", 9.1 "Wertminderungsaufwendungen", 13.1 "Goodwill", 13.2 "Immaterielle Vermögenswerte" und 13.3 "Sachanlagen"

Besonders wichtiger Prüfungssachverhalt	Unsere Reaktion
Am 31. Dezember 2022 belief sich der Nettobuchwert von Goodwill, immateriellen Vermögenswerten und Sachanlagen auf 75,7 Mrd. € (nach Ansatz von Wertminderungsaufwendungen von 2,8 Mrd. € für 2022) bzw. 32,1 % der Gesamtvermögenswerte und gliedert sich wie folgt:	Wir haben die Definition von CGUs geprüft wie auch die Zuweisung von Goodwill an die verschiedenen Gruppen von CGUs. Wir beurteilten die Maßnahmen der Gruppe, mit denen Anzeichen für Wertminderungsaufwendungen oder Aufholungen von Wertminderungen identifiziert werden, wie auch die Verfahrensweisen des Managements zur Billigung von Schätzungen. Wir haben die Daten und Grundannahmen zur Ermittlung des erzielbaren Betrags für Vermögenswerte untersucht, die Empfindlichkeit der Bemessungen aufgrund dieser Annahmen beurteilt und mit Hilfe unserer Bewertungsexperten die Berechnungen Ihrer Gruppe überprüft. Bei maßgeblichen CGUs oder CGU-Gruppen, denen Goodwill zugeordnet ist oder für die ein besonderes Risiko von Wertminderungsaufwendungen besteht, bezog sich unsere Beschäftigung mit Nutzungswerten hauptsächlich auf:
• Goodwill: 12,9 Mrd. €;	• die Annahmen für das langfristige Referenz-Szenarium der Gruppe (Trends bei Strom- und Gaspreisen und Nachfrage, Preis für CO2 , Inflation), deren Konsistenz wir mit externen Studien von internationalen Organisationen oder Energieexperten beurteilt haben;
• Immaterielle Vermögenswerte: 7,4 Mrd. €;	• die Annahmen zu Geschäftstätigkeit und Regularien, 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 erwartete Änderungen beurteilt haben;
• Sachanlagen: 55,5 Mrd. €. Das Management Ihrer Gruppe vertritt die Auffassung, dass die Geschäftstätigkeiten, die den Global Business Units (GBU) zugrunde liegen, Geschäftssegmenten im Sinne von IFRS 8 - Geschäftssegmente entsprechen und daher die am deutlichsten identifizierbare Ebene darstellen, um den Goodwill für die Zwecke des internen Managements zu überwachen. Vermögenswerte werden auf der Ebene der Zahlungsmittel generierenden Einheiten (Cash Generating Units - CGUs), wie sie Ihre Gruppe festgelegt hat, auf Werthaltigkeit getestet. Beim Goodwill ist es die Ebene der Geschäftssegmente im Sinne von IFRS 8 als niedrigster Stufe, auf der sich der Goodwill für interne Managementzwecke überwachen lässt, wie in IAS 36 "Wertminderung von Vermögenswerten" gefordert. Am 31. Dezember 2022 verteilt sich daher der Goodwill wie folgt auf die verschiedenen Geschäftssegmente:	• Methoden zur Bestimmung von Cashflow-Prognosen, für die wir beurteilt haben:
• Infrastructure: 5,3 Mrd. €;	• die Konsistenz der Referenzdaten mit dem Haushalt, dem mittelfristigen Business-Plan und darüber hinaus mit dem langfristigen Szenario Ihrer Gruppe;
• Renewables 2,1 Mrd. €;	• die Konsistenz mit früheren Geschäftsergebnissen und Marktaussichten;
• Energy Supply: 1,8 Mrd. €;	• die Abzinsungssätze, deren Ermittlungsmethoden und Konsistenz mit den zugrunde liegenden Annahmen für den Markt wir mit Hilfe interner Spezialisten überprüft haben;
• Energy Solutions: 1,3 Mrd. €;	• die Sensibilitätsanalyse des Managements für die wichtigsten operativen, regulatorischen und Preisannahmen, deren Relevanz wir beurteilt haben; Im Hinblick auf die kerntechnischen Anlagen in Belgien trafen wir das Management und nahmen den Fortschritt bei den laufenden Gesprächen Ihrer Gruppe mit der belgischen Regierung insbesondere mit der Absichtserklärung und der nicht bindenden Vereinbarung beider Parteien vom 22. Juli 2022 bzw. vom 9. Januar 2023 zur Kenntnis. Bei Betriebsstätten, deren Verkauf Ihre Gruppe beschlossen hat, analysierten wir die hohe Wahrscheinlichkeit solchen Verkaufs, die Posten, die in Betracht gezogen wurden, um den erzielbaren Betrag zu beurteilen, sowie den Klassifizierungsvorgang gemäß IFRS 5 - "Zur Veräußerung gehaltene langfristige Vermögenswerte und aufgegebene Geschäftsbereiche". Schließlich beurteilten wir die Eignung der Angaben in den Anhängen 1.3, 9.1 und 13.4 zum Konzernabschluss, vor allem zu Sensibilitätsanalysen Ihrer Gruppe.
• Thermal: 1,2 Mrd. €;
• Nuclear: 0,8 Mrd. € und
• Sonstige: 0,4 Mrd. €. Bei Vermögenswerten, die Ihre Gruppe nach dem Fortführungsprinzip halten möchte, entspricht der erzielbare Betrag in den meisten Fällen dem Nutzungswert, der wie folgt ermittelt wurde:
• mit Cashflow-Projektionen auf der Grundlage des Haushalts 2023 und des vom geschäftsführenden Vorstand und dem Aufsichtsrat genehmigten mittelfristigen Businessplans 2024 - 2025 und
• über diesen Zeitrahmen hinaus mit (i) extrapolierten künftigen Cashflow-Projektionen auf der Grundlage makroökonomischer Annahmen (Inflation, Wechselkurse und Wachstumsraten), (ii) Modellen des fundamentalen Gleichgewichts von Angebot und Nachfrage, (iii) langfristigen Projektionen für CO2 -Preise, die das Ziel, bis 2030 die Emissionen um 55 % zu verringern, und das von der Europäischen Kommission als Teil des "European Green Deal" im Dezember 2019 und im Juli 2021 vorgestellte Ziel der Klimaneutralität bis 2050 berücksichtigen sowie (iv) Preisprojektionen aus dem Referenzszenario Ihrer Gruppe für 2026 - 2050, wie sie der geschäftsführende Vorstand genehmigt hat. Unter Berücksichtigung der in Anhang 1.3.3 beschriebenen Klimaproblematik beruhen diese erzielbaren Beträge auf den in Anhang 13.4 zum Konzernabschluss dargestellten Grundannahmen zu Marktaussichten und Änderungen des regulatorischen Umfelds. Hier können Veränderungen einen wesentlichen Einfluss auf die Höhe der anzusetzenden Wertminderungsaufwendungen haben. Für den Goodwill, für den nach unserer Beurteilung die größte Gefahr einer Wertminderung bestand, beruhen die Bewertungen primär auf folgenden entscheidenden Annahmen:
• hinsichtlich der Geschäfte von Nuclear die Werte, die dem Preis für Brennstoff und CO2 , der Nachfrage nach Strom und Preistrends, der Verfügbarkeit von Kraftwerken, künftigen Marktaussichten sowie dem regulatorischen Rahmen zugewiesen wurden. Die Gruppe berücksichtigte insbesondere:
• einen schrittweisen Ausstieg aller Betriebsstätten in Belgien bis 2025, da Ihre Gruppe bei den Werthaltigkeitstests per 31. Dezember 2022 eine Verlängerung über 2025 hinaus nicht berücksichtigt hat, denn es fehlen (i) bislang eine bindende Vereinbarung, die wahrscheinlich das Ergebnis der laufenden Verhandlungen zwischen der belgischen Regierung und Ihrem Unternehmen sein wird, und (ii) genaue Informationen über die geltenden wirtschaftlichen Bedingungen gegebenenfalls über 2025 hinaus für die zweite Generation der Kernreaktoren Doel 4 und Tihange 3,
• die Verlängerung der Vereinbarungen über Entnahmerechte an französischen Kernkraftwerken über die gegenwärtigen Betriebszeiten hinaus; Für Betriebsstätten, deren Verkauf Ihre Gruppe beabsichtigt, basiert der erzielbare Betrag für die jeweiligen Vermögenswerte auf dem Marktwert, abzüglich Veräußerungskosten. Wir sahen die Bewertung des erzielbaren Betrags für Goodwill, immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen als besonders wichtigen Prüfungssachverhalt an, da sie (i) für den Abschluss der Gruppe wesentlich sind, (ii) für die Bewertungen der makroökonomischen, branchenbezogenen und finanziellen Annahmen empfindlich sind und (iii) wegen der daraus abgeleiteten Beurteilungen und Schätzungen, die das Management in einem unsicheren wirtschaftlichen und finanziellen Kontext abgeben muss, der insbesondere mit der hohen Volatilität der Commodity-Märkte und mit dem Krieg in der Ukraine verknüpft ist und dessen Folgen mittelfristig wirtschaftlich schwer abzusehen sind.

Bewertung von Rückstellungen für Back-End-Kosten des Kernbrennstoffkreislaufs und den Abbruch von kerntechnischen Anlagen in Belgien

(Anhänge 1.3 "Anwendung von Schätzungen und Ermessensentscheidungen", 17 "Rückstellungen" und 17.2 "Verpflichtungen im Zusammenhang mit kerntechnischen Anlagen")

Besonders wichtiger Prüfungssachverhalt	Unsere Reaktion
Ihre 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, das mit dem Gesetz vom 12. Juli 2022 teilweise aufgehoben und geändert wurde, 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 Kerngrößen für die Bewertung dieser Rückstellungen beschreibt. Die CNP gibt ihre Stellungnahme dazu ab, die auf der Stellungnahme der belgischen Agentur für radioaktiven Abfall und angereichertes spaltbares Material (ONDRAF) basiert, die alle Merkmale und technischen Parameter des Berichts prüft. Per 31. Dezember 2022 beliefen sich diese mittel- und langfristigen Kernenergieabgaben für die Verwaltung abgebrannter Brennelemente auf 9,1 Mrd. € und für den Abbruch von Kernkraftwerken auf 8,8 Mrd. €. Diese Rückstellungen werden ausgehend vom geltenden rechtlichen und vertraglichen Rahmen geschätzt und berücksichtigen uneingeschränkt die Stellungnahme der CNP vom 16. Dezember 2022 als Teil der dreijährlichen Überprüfung, wie in den Gesetzen und Verordnungen festgelegt. Doch reichte Ihre Gruppe am 14. Februar 2023 einen neuen geeigneten Vorschlag ein und legte die Gründe dar, aus denen sie nach ihrer Ansicht auf bestimmte Ausführungen der CPN nicht eingehen könne. Die CPN nimmt dann endgültig zu der Höhe der Rückstellungen Stellung, die sie als erforderlich ansieht. Außerdem führte Ihre Gruppe im Hinblick auf eine mögliche Laufzeitverlängerung für Doel 4 und Tihange 3 als Kernreaktoren der zweiten Generation Gespräche mit der belgischen Regierung über die Kappung der für ENGIE entstehenden Kosten für die Behandlung des radioaktiven Abfalls, die etwa 58 % der am 31. Dezember 2022 angesetzten Gesamtrückstellungen ausmachen. Da eine umfassende Vereinbarung bisher fehlt, berücksichtigen die Rückstellungen per 31. Dezember 2022 keine zusätzlichen Verpflichtungen, die aus diesen Gesprächen hervorgehen könnten und was eine von Ihrer Gruppe anzusetzende Verbindlichkeit darstellen würde. Wir betrachteten die Bemessung dieser Rückstellungen als besonders wichtigen Prüfungssachverhalt wegen ihrer jeweils wesentlichen Höhe und ihrer Empfindlichkeit in Bezug auf die genutzten makroökonomischen Annahmen (Inflation und Abzinsungssätze), auf die benutzten Industrieszenarien und Schätzungen der damit verbundenen Kosten, insbesondere im Hinblick auf die Entscheidungen, die die belgische Regierung letztendlich für Lösungen der Behandlung des radioaktiven Abfalls trifft, oder auf die Genehmigung des gewählten Stilllegungsplans und dessen zeitlichen Ablauf durch die Atomsicherheitsbehörden.	In Anbetracht der dreijährlichen Prüfung der Kernenergierückstellungen durch die CPN und der laufenden Gespräche mit der belgischen Regierung über eine umfassende Vereinbarung über die mögliche Laufzeitverlängerung von Doel 4 und Tihange 3 als Kernreaktoren der zweiten Generation und über die Kappung der Kosten für die Behandlung des radioaktiven Abfalls für Ihr Unternehmen haben wir in diesem Jahr (i) die Schlussfolgerungen, Bemerkungen und Empfehlungen in der Stellungnahme der ONDRAF, die Ausführungen der CPN und den überarbeiteten neuen Vorschlag der Gruppe für die CPN als Teil des regulatorischen Prozesses für die dreijährliche Überprüfung der Kernenergierückstellungen untersucht, (ii) die Auswirkung der laufenden Gespräche mit der belgischen Regierung über eine mögliche Kappung der Kosten für die Behandlung des radioaktiven Abfalls für ENGIE auf den Konzernabschluss beurteilt. Unsere Arbeit bestand hauptsächlich in der Beurteilung:
	• der Grundlage für die Bemessung von Rückstellungen;
	• der Konsistenz von Industrie-Szenarien in dem derzeitigen rechtlichen und regulatorischen Umfeld mit den laufenden Gesprächen mit der belgischen Regierung und mit der Wahl einer Kernenergiestrategie, die in Belgien noch zu treffen ist;
	• der Konsistenz von Prognosen für Kosten je nach Art und von Zahlungsplänen mit verfügbaren Studien und Angeboten und, soweit es den Abbruch angeht, mit einer von Synatom in Auftrag gegebenen Studie unabhängiger Sachverständiger;
	• des Spielraums für Eventualfälle und für eine Risikomarge in den Rückstellungen, was das Maß an technischem Fachwissen auf dem Gebiet des Abbruchs und der Methoden zur Verwaltung radioaktiver Brennelemente berücksichtigt;
	• der Konsistenz der bislang erzeugten Mengen abgebrannter Brennelemente und der Schätzungen noch entstehender Mengen abgebrannter Brennelemente mit den Angaben zu den physischen Vorräten und den Prognosedaten der Gruppe;
	• der Empfindlichkeit von Schätzungen bei technischen Annahmen und Industrieszenarien, insbesondere bei der Verwaltung abgebrannter Brennelemente sowie von Annahmen in Bezug auf Kosten, den Zeitplan der Arbeiten und der auf Zahlungsströme angewandten Abzinsungssätze. Schließlich bewerteten wir die Eignung der Angaben in den Anhängen 1.3, 20 und 20 und 20.2 zum Konzernabschluss, vor allem zur Sensibilität der Bemessung von Rückstellungen bei Änderung der Grundannahmen.

Schätzung von Geld-/Brief-Reserven und Gegenparteirisiko bei der Bewertung des beizulegenden Zeitwerts von rohstoffbasierten Finanzderivaten

(Anhänge 1.3 "Anwendung von Schätzungen und Ermessensentscheidungen", 14.3 "Derivative Instrumente", 14.4. "Beizulegender Zeitwert von Finanzinstrumenten nach Stufen der Hierarchie des beizulegenden Zeitwerts" und 15.2.1.2 "Gegenparteirisiko aus gewöhnlicher Geschäftstätigkeit")

Besonders wichtiger Prüfungssachverhalt	Unsere Reaktion
Um den physischen oder finanziellen Vermögensbestand und das Management von Marktrisiken zu optimieren, hält Ihre Gruppe als Teil der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit derivative Instrumente auf Commodities, die in der Bilanz zum beizulegenden Zeitwert bewertet sind, der am 31. Dezember 2022 für Vermögenswerte 46 Mrd. € und für Verbindlichkeiten 48,9 Mrd. € betrug. Dieser beizulegende Zeitwert wird ausgehend von unterschiedlichen Ansätzen je nach Art und Komplexität der Instrumente, vorrangig aber auf der Basis von Marktdaten aus externen Quellen, ermittelt. Fehlen externe Benchmarks, ist mit Hilfe interner Modelle zu bewerten, die von Marktteilnehmern anerkannt sind und bevorzugt Daten nutzen, die direkt aus beobachtbaren Angaben hergeleitet sind, wie OTC-Notierungen. Bei den komplexesten Verträgen können sich die Bewertungen auf Modelle stützen, die mit zumeist nicht beobachtbaren Parametern arbeiten (daher werden die entsprechenden offenen Beträge der Stufe 3 der Bemessung des beizulegenden Zeitwerts zugeordnet). Die Zuordnung der entsprechenden offenen Beträge zu einer Stufe des beizulegenden Zeitwerts ist in Anhang 14.4 "Beizulegender Zeitwert von Finanzinstrumenten nach Stufe" zum Konzernabschluss dargestellt. Angesichts der im Wirtschaftsjahr 2022 zu beobachtenden Entwicklungen im Commodity-Markt wurden vom Management maßgebliche Schätzungen verlangt, um bestimmte Unsicherheiten und/oder spezielle Risiken bei den Hauptannahmen für die Bewertungen dieser rohstoffbasierten Finanzinstrumente zu berücksichtigen, die in der Bilanz angesetzt sind. Insbesondere die Bestimmung der Bewertungsparameter für Commodity-Derivate erfordert maßgebliche Ermessensentscheidungen des Managements, um:	Wir gewannen ein Verständnis für die Methoden zur Messung des beizulegenden Zeitwerts rohstoffbasierter Finanzderivate und entsprechender Regelungen für Governance und interne Kontrolle, einschließlich derer für die Aktualisierung von Parametern zur Schätzung von Geld-/Brief-Reserven und Beurteilung des Gegenparteirisikos. Mit Hilfe der Experten für Informationssysteme in unserem Team widmeten wir uns allgemeinen Kontrollen der IT, Kontrollen von Anwendungen und Informationen, die mit den Tools für die Berechnung von Wertberichtigungen bei Preisdifferenzen und erwarteten Kreditausfällen erzeugt werden. Wir besprachen mit dem Risikomanagement und dem Finanzmanagement die wichtigsten Ermessensentscheidungen über die Struktur von Annahmen für die Bewertung von Geld-/Brief-Reserven und Gegenparteirisiko. Mit Hilfe der Experten für die Bewertung derivativer Finanzinstrumente in unserem Team haben wir:
• die Höhe der Geld-/Brief-Reserven festzulegen, damit so der in den Gas- und Strommärkten in Europa in der zweiten Hälfte 2022 zu beobachtende Rückgang der Liquidität erkennbar wird und	• die wichtigsten Steuerungselemente getestet, die Ihre Gruppe zur Bewertung von Finanzinstrumenten implementiert hat, insbesondere die für:
• das Gegenparteirisiko zu beurteilen (mit der Methode des so genannten erwarteten Kreditausfalls geschätzt), insbesondere um die Ausfallwahrscheinlichkeiten und weitere Parameter in einem Kontext der Unsicherheit und hoher Marktpreis-Volatilität aktuell zu halten. Die Beurteilung dieser beiden maßgeblichen Schätzungen zur Bewertung derivativer Finanzinstrumente auf Commodities ist in Anhang 14.3 "Derivative Instrumente" und 15.2 "Gegenparteirisiko" zum Konzernabschluss genauer erläutert. Wir sahen die Schätzung der Geld-/Brief-Reserven und die Bemessung des Gegenparteirisikos, die für die Bestimmung des beizulegenden Zeitwerts von Commodity-Derivaten maßgeblich sind, wegen des Ermessenspielraums beim Aktualisieren der betrachteten Parameter als besonders wichtigen Prüfungssachverhalt an, insbesondere in einem Kontext großer Unsicherheit im Hinblick auf die erwartete Entwicklung von Commodity-Preisen und der Marktvolatilität.	• die Billigung und regelmäßige Überprüfung von Bewertungsmodellen durch das Risikomanagement,
	• die Verifizierung von Bewertungsparametern,
	• die Ermittlung von Wertberichtigungen;
	• die Gesamtkonsistenz der Bewertung dieser Kontrakte beurteilt, indem wir beispielhaft die Annahmen, Methoden und Marktparameter untersucht haben, die für die Bewertungsmodelle genutzt wurden, um am 31. Dezember 2022 die wichtigsten Wertberichtigungen zu schätzen, insbesondere:
	• die zumeist beobachtbaren Parameter für Modelle von Reserven für Geld/Brief, um der verminderten Liquidität Rechnung zu tragen, die in der zweiten Hälfte 2022 auf den europäischen Gas- und Strommärkten festzustellen war,
	• Ausfallwahrscheinlichkeiten und weitere wichtige Parameter, um erwartete Kreditausfälle zu schätzen und dabei den Kontext der Unsicherheit und hoher Marktpreis-Volatilität zu berücksichtigen. Wir haben auch die Eignung der Darstellung der Art und Weise beurteilt, in der diese Berichtigungen bei der Schätzung des beizulegenden Zeitwerts von mit Commodities verbundenen derivativen Finanzinstrumenten berücksichtigt werden, wie sie in den Anhängen 14.4 und 15.2.1.2 zum Konzernabschluss ausgeführt ist.

Wichtige Schätzungen und Ermessensentscheidungen bei Erlösen

(Anhänge 1.3 "Anwendung von Schätzungen und Ermessensentscheidungen", 7.1 "Erlöse" und 7.2.1 "Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen, Vermögenswerte aus Verträgen")

Besonders wichtiger Prüfungssachverhalt	Unsere Reaktion
Ihre Gruppe nimmt Schätzungen vor und trifft Ermessensentscheidungen vor allem für die Erfassung von (i) Verkäufen von geliefertem Strom und Gas, die noch nicht abgelesen und nicht in Rechnung gestellt sind (bekannt als "Energie auf dem Zähler"), und speziell in dem am 31. Dezember 2022 beendeten Wirtschaftsjahr von (ii) Gasverkäufen in Frankreich mit dem Tarifschutz-Mechanismus der Regierung. Erlöse aus nicht abgelesenen und nicht in Rechnung gestellten gelieferten Strom- und Gasverkäufen ("Energie auf dem Zähler") Die Bewertung von Erlösen aus Verkäufen von Strom und Gas an Kunden, die nur während des Abrechnungszeitraums abgelesen werden, stellt eine wesentliche Schätzung am Jahresende dar. Da nämlich die Netzbetreiber Ableseergebnisse mitunter erst mehrere Monate nach der tatsächlichen Lieferung mitteilen, muss Ihre Gruppe die Energie, die geliefert, aber nicht abgelesen wurde, am Jahresende schätzen. Per 31. Dezember 2022 beliefen sich Forderungen für Erlöse auf dem Zähler (Strom und Gas, geliefert, aber nicht abgelesen und nicht abgerechnet) auf 5,9 Mrd. €. Das betrifft hauptsächlich Frankreich und Belgien. Diese Forderungen werden mit einer Methode ermittelt, die eine Schätzung des Verbrauchs bei den Kunden ausgehend von der früheren Abrechnung oder der letzten noch nicht abgerechneten Ablesung einbezieht, entsprechend dem Energievolumen, das die Netzbetreiber zugeordnet haben. Dabei kommen von Ihrer Gruppe entwickelte Mess- und Modellier-Tools zum Einsatz. Die Volumen werden zum durchschnittlichen Energiepreis bewertet, der die Kundenkategorie und den Zeitraum berücksichtigt, über den die Energie auf dem Zähler ist. Kompensation für Gasverkäufe in Frankreich mit dem Tarifschutz-Mechanismus der französischen Regierung Die starke Volatilität auf den Energiemärkten und der daraus resultierende maßgebliche Anstieg der Erdgaspreise veranlasste die französische Regierung, ab 1. November 2021 zeitlich begrenzt bis 31. Dezember 2022 die regulierten Gasverkaufspreise auf dem Niveau vom 1. Oktober 2021 mit einem Tarifschutz-Mechanismus zu kappen, der mit dem Finanzgesetz für 2022 (Gesetz Nr. 2021-1900 vom 30. Dezember 2021) in der Fassung des ersten Finanzberichtigungsgesetzes für 2022 (Nr. 2022-1157 vom 16. August 2022) eingeführt wurde. Einnahmeverluste, die Ihrer Gruppe ab 1. November 2021 entstanden sind, stellen Belastungen dar, die den Verpflichtungen zu öffentlicher Dienstleistung zuzuordnen sind und dank einer unwiderruflichen Bürgschaft des französischen Staates einer Kompensation unterliegen. In diesem Kontext hat Ihre Gruppe ihr Ermessen genutzt, um die Bilanzierungsmethoden für die diesbezüglich zu vereinnahmende Kompensation festzulegen, deren Höhe auf etwa 1,6 Mrd. € für das am 31. Dezember 2022 beendete Jahr geschätzt ist. Angesichts der Beträge, um die es geht, der Empfindlichkeit der Schätzung für die Annahmen, die für die Volumen und die durchschnittlichen Energiepreise benutzt wurden, und der getroffenen Ermessensentscheidung sahen wir (i) die Schätzung des Erlösanteils, der geliefert und nicht erfasst wurde, wie auch (ii) die am Schlusstag des Tarifschutz-Mechanismus zu vereinnahmende Kompensation als besonders wichtigen Prüfungssachverhalt an.	Erlöse aus nicht abgelesenen und nicht in Rechnung gestellten gelieferten Strom- und Gasverkäufen ("Energie auf dem Zähler") Die Prüfungshandlungen hinsichtlich der Schätzung von nicht abgelesenen Erlösen, die in Frankreich und Belgien angesetzt wurden, bestanden hauptsächlich:
	• im Nachvollziehen der von der Gruppe eingeführten internen Kontrollverfahren für den Abrechnungsprozess und die Vorgehensweise für eine zuverlässige Schätzung zur Bilanzierung der Energie auf dem Zähler;
	• in der Beurteilung der von Ihrer Gruppe benutzten Modelle und der Untersuchung der Berechnungsmethoden für die geschätzten Volumen. Dafür haben wir einen Experten für Algorithmen in unser Prüfungsteam aufgenommen. Wir haben auch:
	• die Information über die gelieferten und von der Gruppe ermittelten Volumen mit den von den Netzbetreibern übermittelten Messdaten verglichen;
	• geprüft, dass die Berechnungsmethoden des Durchschnittspreises für den nicht abgelesenen gelieferten Strom die verschiedenen Arten von Kunden und das Alter auf dem Zähler berücksichtigen;
	• die Konsistenz der Volumen für die betriebliche Tätigkeit (Verkäufe, Einspeisungen und Bestände) mit den Energieressourcen (Einkäufe, Entnahmen und Bestände) im Netz analysiert;
	• die regelmäßige Begleichung der abgelesenen Energie über das am 31. Dezember 2022 beendete Jahr beurteilt;
	• das Alter der Energie auf dem Zähler am Jahresende beurteilt. Kompensation für Gasverkäufe in Frankreich mit dem Tarifschutz-Mechanismus der französischen Regierung Angesichts der Auswirkungen der Umsetzung des Tarifschutz-Mechanismus in Frankreich bestanden unsere Prüfungshandlungen hauptsächlich darin:
	• die Rechtsvorschriften aus dem verabschiedeten Finanzgesetz 2022 ("Loi de Finance 2022") zu untersuchen;
	• die finanziellen Konsequenzen zu analysieren, die Ihre Gruppe aus der Anwendung der verschiedenen Bestimmungen des "Tarifschutzes" gezogen hat, und die Defizite für das am 31. Dezember 2022 beendete Jahr zu bewerten;
	• die bilanzielle Behandlung und die Darstellungsmethoden des in der Gewinn- und Verlustrechnung auszuweisenden Jahresüberschusses und die entsprechende Forderung per 31. Dezember 2022 zu beurteilen. Schließlich beurteilten wir die Eignung der Angaben in den Anhängen 1.3, 7.1 und 7.2.1 zum Konzernabschluss.

Spezielle Prüfungen

Nach den in Frankreich geltenden Berufsstandards haben wir auch die in Gesetzen und Verordnungen geforderten speziellen Überprüfungen der konzernbezogenen Informationen vorgenommen, 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 Code weder überprüft haben, ob die Darstellung den tatsächlichen Verhältnissen entspricht, noch die Konsistenz der darin gegebenen Informationen mit dem Konzernabschluss. Diese Prüfung muss Gegenstand eines Berichts eines unabhängigen Dritten sein.

Bericht über sonstige rechtliche und regulatorische Anforderungen

Berichtsformat für den konsolidierten Abschluss, der in den Jahresfinanzbericht aufgenommen werden soll

Nach dem in Frankreich geltenden Berufsstandard für das Prüfverfahren des Wirtschaftsprüfers in Bezug auf den Jahresabschluss und den Konzernabschluss im europäischen einheitlichen elektronischen Format haben wir auch überprüft, dass die Erstellung des Konzernabschlusses, der in den Jahresfinanzbericht laut Artikel L. 451-1-2 I des französischen Gesetzbuches über das Währungs- und Finanzwesen (Code monétaire et financier) aufgenommen werden soll und in der Verantwortung des Vorstandsvorsitzenden erarbeitet wurde, dem einheitlichen elektronischen Format entspricht, wie es in der Delegierten Verordnung (EU) 2019/815 vom 17. Dezember 2018 festgelegt ist. In Bezug auf den Konzernabschluss beinhaltet unsere Arbeit zu kontrollieren, dass seine Auszeichnung dem Format entspricht, das in der genannten Verordnung definiert ist.

Ausgehend von den von uns erbrachten Leistungen ziehen wir den Schluss, dass die Erstellung des Konzernabschlusses, der in den Jahresfinanzbericht aufgenommen werden soll, in allen wesentlichen Aspekten dem europäischen einheitlichen elektronischen Format entspricht.

Aufgrund technischer Grenzen, die das blockweise Auszeichnen des Konzernabschlusses gemäß dem europäischen einheitlichen elektronischen Format mit sich bringt, kann der Inhalt bestimmter Auszeichnungen der Anhänge möglicherweise nicht identisch zu dem begleitenden Konzernabschluss wiedergegeben werden.

Wir tragen keine Verantwortung dafür zu überprüfen, dass der Konzernabschluss, den Ihr Unternehmen letztendlich in den Jahresfinanzbericht aufnimmt, der bei der AMF (Autorité des marchés financiers) eingereicht wird, mit dem übereinstimmt, an dem wir unsere Prüfungshandlungen vollzogen haben.

Bestellung als Abschlussprüfer

Ihre Hauptversammlung hat uns für ERNST & YOUNG et Autres am 19. Mai 2008 und am 16. Juli 2008 für DELOITTE & ASSOCIES als Abschlussprüfer für ENGIE bestellt.

Per 31. Dezember 2022 wurde uns fünfzehn Jahre in Folge das Mandat erteilt.

ERNST & YOUNG Audit war zuvor von 1995 bis 2007 Abschlussprüfer.

Verantwortung des Managements und der mit der Unternehmensführung Beauftragten für den Konzernabschluss

Das Management ist für die Erarbeitung und zutreffende Darstellung des Konzernabschlusses nach den International Financial Reporting Standards verantwortlich, wie sie von der Europäischen Union übernommen wurden, und für solche internen Kontrollen, die das Management für erforderlich ansieht, um den Konzernabschluss ohne wesentliche falsche Angaben, ob aufgrund von Betrug oder Fehlern, erstellen zu können.

Bei der Erstellung des Konzernabschlusses ist das Management dafür verantwortlich, die Fähigkeit des Unternehmens zur Fortführung der Unternehmenstätigkeit zu beurteilen, indem es gegebenenfalls Sachverhalte in Zusammenhang mit der Fortführung der Unternehmenstätigkeit offenlegt und den Rechnungslegungsgrundsatz der Fortführung der Unternehmenstätigkeit anwendet, sofern nicht die Absicht besteht, das Unternehmen zu liquidieren oder die Geschäftstätigkeit einzustellen.

Der Prüfungsausschuss ist für die Überwachung der Finanzberichterstattung und die Wirksamkeit von internen Kontroll- und Risikomanagementsystemen und gegebenenfalls für die interne Prüfung der Rechnungslegungs- und Finanzberichterstattungsverfahren verantwortlich.

Der Konzernabschluss ist vom Aufsichtsrat genehmigt worden.

Die Verantwortung der Prüfer für die Prüfung des Konzernabschlusses

Ziele und Ansatz der Prüfung

Unsere Aufgabe ist die Erteilung eines Bestätigungsvermerks für den Konzernabschluss. Unsere Zielsetzung ist es, 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 Betrug oder Fehlern resultieren und werden als wesentlich angesehen, wenn berechtigterweise zu erwarten ist, 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 Darstellung des Konzernabschlusses, ob aufgrund von Betrug oder Fehlern, 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 eine wesentliche falsche Darstellung nicht aufgedeckt wird, ist bei Betrug größer als bei Fehlern, da Betrug Absprache, Fälschung, beabsichtigte Unvollständigkeiten, irreführende Darstellungen bzw. das Außerkraftsetzen interner Kontrollen beinhalten kann.
―	gewinnt er ein Verständnis der für die Prüfung relevanten internen Kontrolle, um Prüfungshandlungen zu planen, die den 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 bis 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 unzureichend sind, das dort abgegebene Prüfungsurteil zu modifizieren.
―	bewertet er die Gesamtdarstellung des Konzernabschlusses und ob dieser Abschluss 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 der Gruppe ein, um ein Prüfungsurteil zum Konzernabschluss abzugeben. Der Abschlussprüfer ist für die Leitung, Beaufsichtigung und Durchführung der Prüfung des Konzernabschlusses wie auch für das Prüfungsurteil über diesen Konzernabschluss verantwortlich.

Bericht an den Prüfungsausschuss

Wir legen dem Prüfungsausschuss einen Bericht vor, der insbesondere eine Beschreibung des Umfangs der Prüfung, des ausgeführten Prüfungsprogramms sowie die Ergebnisse unserer Prüfungshandlungen beinhaltet. Wir berichten gegebenenfalls auch über maßgebliche 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 auch 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 de la profession de commissaire aux comptes) festgelegt sind. Wir erörtern mit dem Prüfungsausschuss gegebenenfalls die Risiken, von denen billigerweise angenommen werden kann, dass sie sich auf unsere Unabhängigkeit auswirken, und die hierzu getroffenen Schutzmaßnahmen.

Paris-La Défense, 7. März 2023

**Die Wirtschaftsprüfer

Das französische Original wurde unterzeichnet von

ERNST & YOUNG et Autres**

Charles-Emmanuel CHOSSON

Guillaume ROUGER

Deloitte & Associés

Patrick E. SUISSA

Nadia LAADOULI

AI assistant

ENGIE — Audit Report / Information 2022

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ENGIE Deutschland AG

Berlin

Befreiender Konzernabschluss zum Geschäftsjahr vom 01.01.2022 bis zum 31.12.2022

ENGIE S.A.

Courbevoie/ Frankreich

6 INFORMATION ÜBER FINANZEN

6.1 PRÜFUNG DER FINANZLAGE

6.1.1 LAGEBERICHT

6.1.1.1 Ergebnisse 2022 für ENGIE

Finanzergebnisse für ENGIE im Geschäftsjahr 2022

Geschäftliche Höhepunkte

Finanzielle Performance

6.1.1.1.1 Wichtige Finanzkennzahlen am 31. Dezember 2022

6.1.1.1.2 Aussichten und Finanzziele 2023 - 2025

6.1.1.1.2.1 Annahmen

6.1.1.1.2.2 Überblick über die wichtigsten Finanzziele

Beschleunigtes Wachstum bei Renewables

Die Bindung von Molekül und Elektron im Zentrum des ENGIE-Modells sorgt für Flexibilität und Liefersicherheit

Aufschwung für erneuerbare Gase

Dank dezentraler Infrastruktur spielt ENGIE eine wichtige Rolle bei den Dekarbonisierungsbemühungen der Kunden

Mit GEMS die umfassende Marktkenntnis von ENGIE nutzen

Kapitalverteilung und mittelfristiger finanzieller Ausblick

Die wichtigsten Treiber der EBIT-Entwicklung 2022 - 2025 nach Geschäftsfeld

6.1.1.1.3 Dividendenpolitik bekräftigt und Vorschlag von 1,40 € je Aktie für 2022

6.1.1.1.4 ENGIE ist führend bei der Liefersicherheit und trägt dazu bei, dass Energie bezahlbar bleibt

6.1.1.1.5 ENGIE leistet einen Beitrag zu Maßnahmen staatlicher Behörden, um mit den hohen Energiepreisen umzugehen

6.1.1.1.6 Neues zu den europäischen Vorschlägen zu Steuern auf Zufallsgewinne

6.1.1.1.7 Deutliche Fortschritte bei der Umsetzung des Strategieplans

Mehr Tempo bei Renewables, Infrastrukturen und erneuerbaren Gasen

Vereinfachung und Neuausrichtung

Disziplinierte Kapitalzuweisung

Erfüllung des Performance-Plans

6.1.1.1.8 Neues zu den belgischen Kernkraftanlagen

6.1.1.1.10 Gesundheit und Sicherheit

6.1.1.1.11 Finanzlage im Geschäftsjahr 2022

6.1.1.1.11.1 Erträge

6.1.1.1.9 ESG

Wichtige ESG-Ziele

Beitrag zu Erträgen nach Eliminierung konzerninterner Geschäfte

6.1.1.1.11.2 EBITDA

Darstellung nach Geschäftsfeld/Geografie

6.1.1.1.11.3 EBIT

Darstellung nach Geschäftsfeld/Geografie

EBIT-Beitrag nach Geschäftstätigkeit

Renewables: Beitrag durch neu in Betrieb genommene Anlagen und Verbesserungen der Produktivität

Networks: starke Performance in Lateinamerika, der teilweise wärmere Temperaturen in Europa gegenüberstanden

Energy Solutions: höhere Energiepreise und starke kommerzielle Performance trotz wärmeren Wetters

Thermal: größere Spreads und mehr Nebenleistungen dank flexibler Assets in Europa

Supply: Zeitliche Effekte, wärmeres Wetter in Europa, Preisdeckel und Unterstützungsmaßnahmen

Nuclear: Höhere Preise sorgten für eine größere Gewinnbeteiligung aufgrund der speziellen Kernenergieabgabe in Belgien und für die Obergrenze für Markterlöse inframarginaler Erzeuger

Sonstige: ein Beitrag ohnegleichen von GEMS unter extremen Marktbedingungen

6.1.1.1.11.4 Analyse des organischen Wachstums auf vergleichbarer Basis

6.1.1.2 Sonstige Posten der Gewinn- und Verlustrechnung

6.1.1.3 Änderung der Nettofinanzverschuldung

Änderungen der Nettofinanzverschuldung gliedern sich wie folgt: In Millionen Euro

Änderungen der wirtschaftlichen Nettoverschuldung gliedern sich wie folgt: In Millionen Euro

6.1.1.3.1 Cashflow aus betrieblicher Tätigkeit (CFFO)

6.1.1.3.2 Liquidität

6.1.1.3.3 Nettoinvestitionen

Investitionsausgaben (CAPEX) nach Geschäftsfeld

Die wichtigsten Projekte

6.1.1.3.4 Dividenden und Bewegungen der eigenen Anteile

6.1.1.3.5 Nettofinanzschuld per 31. Dezember 2022

6.1.1.3.6 Rating

6.1.1.4 Sonstige Posten der Bilanz

6.1.1.5 Jahresabschluss der Muttergesellschaft

Information zu Zahlungsfristen

Information über Zahlungsfristen für Lieferanten und Kunden gemäß Artikel L.441-10 bis L.441-16 des französischen Handelsgesetzbuches

6.1.2 Kapitalausstattung

6.1.2.1 Darlehenskonditionen und Finanzstruktur für den Darlehensgeber

6.1.2.1.1 Schuldenstruktur

6.1.2.1.2 Wichtige Transaktionen 2022

6.1.2.1.3 Ratings

6.1.2.2 Einschränkungen bei der Verwendung von Kapital

6.1.2.3 Erwartete Finanzierungsquellen zur Erfüllung von Verpflichtungen aus Investitionsentscheidungen

6.2 KONZERNABSCHLUSS

6.2.1 KONZERNABSCHLUSS

ENGIE Audit Report / Information 2022