ENGIE — Audit Report / Information 2023

Feb 3, 2025

Publication

ENGIE Deutschland AG

Berlin

Befreiender Konzernabschluss zum Geschäftsjahr vom 01.01.2023 bis zum 31.12.2023

ENGIE S.A.

Courbevoie/ Frankreich

befreiender Konzernabschluss der ENGIE S.A. zum 31.12.2023 gem. § 291 HGB

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 2023" der ENGIE-Gruppe (https://www.engie.com/sites/default/files/assets/documents/2024-03/ENG_URD2023_FR_VMEL_24-03-08.pdf).

FINANZINFORMATIONEN

6.1 ANALYSE DER FINANZLAGE

6.1.1 LAGEBERICHT

6.1.1.1 Ergebnisse 2023 für ENGIE

Ergebnisse für das Geschäftsjahr 2023 für ENGIE

―	Unsere Strategie erfolgreich vorangebracht - ein weiteres Jahr deutlich verbesserter Ergebnisse;
―	Vorgeschlagene Dividende von 1,43 € je Aktie für 2023;
―	Robuster mittelfristiger Ausblick auf 2024 - 2026.

Geschäftliche Höhepunkte

―	Schnelle Fortschritte beim Wachstum von Renewables dank 3,9 GW zusätzlich installierter Leistung 2023, so dass die Gesamtkapazität nun bei 41,4 GW liegt;
―	Der Erwerb von BRP in den Vereinigten Staaten und die Inbetriebnahme von Hazelwood in Australien sorgen für mehr Tempo bei Batteriespeichern;
―	Deutlich erkennbarer Beitrag von Networks in Frankreich;
―	Weitere Fortschritte auf dem Weg zu Net Zero 2045 durch 54 % weniger THG-Emissionen aus der Energieerzeugung mit 52 Mt 2023 im Vergleich zu 2017;
―	Unterzeichnung der endgültigen Vereinbarung zu Kernkraft in Belgien, die das Risiko für die Gruppe grundlegend senkt.

Finanzielle Performance

―	Mit einem NRIgs von 5,4 Mrd. € wurde die Vorgabe für 2023 erreicht;
―	EBIT ohne Nuclear 9,5 Mrd. €, ein Plus von 18 % auf organischer Basis mit GEMS und Renewables als Haupttriebkräfte;
―	Cash Flow From Operations(1) um 5 Mrd. € deutlich höher dank des verbesserten Working Capital;
―	Anstieg beim Wachstums-Capex um 48 % auf 8,1 Mrd. €;
―	Solide Bilanz mit einem Verhältnis von wirtschaftlicher Nettoschuld zum EBITDA bei 3,1x;
―	Nettofinanzverschuldung von 29,5 Mrd. €, 5,4 Mrd. € höher, wirtschaftliche Nettoschuld von 46,5 Mrd. €, 7,7 Mrd. € mehr;
―	NRIgs(2) 2024 in der Spanne von 4,2 Mrd. € bis 4,8 Mrd. € erwartet;
―	Vorgeschlagene Dividende von 1,43 € je Aktie für 2023, die einer Ausschüttungsquote von 65 % entspricht.

6.1.1.1.1 Wichtige Zahlen für Finanzen am 31. Dezember 2023

In Milliarden Euro	31. Dez. 2023	31. Dez. 2022	% Veränderung (Berichterstattung)	% Veränderung (organisch)
Erlöse	82,6	93,9	-12,0 %	-11,4%
EBITDA (ohne Nuclear)	13,7	12,2	+12,5 %	+12,7 %
EBITDA	15,0	13,7	+9,5 %	+9,7 %
EBIT (ohne Nuclear)	9,5	8,0	+18,2 %	+18,3 %
Periodischer Jahresüberschuss aus fortgeführter Geschäftstätigkeit,
Konzernanteil	5,4	5,2	+2,8 %	+2,7 %
Jahresüberschuss, Konzernanteil	2,2	0,2
CAPEX(1)	10,6	7,9	+17,4 %
Cashflow aus betrieblicher Tätigkeit (CFFO)	13,1	8,0	+63,1 %
Nettofinanzschuld	29,5		+5,4 Mrd. € gegenüber 31. Dez. 2022
Wirtschaftliche Nettoschuld	46,5		+7,7 Mrd. € gegenüber 31. Dez. 2022
Nettofinanzschuld	3,1x		+0,3X gegenüber 31. Dez. 2022

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

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

2 Konzernanteil am periodischen Jahresüberschuss.

6.1.1.1.2 Ausblick und Ziele 2024 - 2026

Die folgenden Ziele für die am 31. Dezember 2024, 2025 und 2026 endenden Wirtschaftsjahre basieren auf Daten, Annahmen und Schätzungen, die die Gruppe bei der Veröffentlichung dieses Dokuments für angemessen ansah.

Diese Daten und Annahmen können sich durch Unsicherheiten im finanziellen, bilanziellen, wettbewerblichen, regulatorischen und steuerlichen Umfeld oder aufgrund anderer Faktoren, von denen die Gruppe zum Zeitpunkt der Registrierung dieses Dokuments keine Kenntnis hat, verändern oder abweichen. Außerdem sind zutreffende Prognosen von der erfolgreichen Strategie der Gruppe abhängig. Daher kann die Gruppe weder versichern noch gewährleisten, dass die in diesem Abschnitt dargestellten Prognosen eintreffen.

Diese Ziele 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 erarbeitet.

Diese Ziele resultieren aus dem Haushalt und der mittelfristigen Planung, wie in Anhang 13 zum Konzernabschluss beschrieben. Sie wurden im Abgleich mit historischen Finanzinformationen und nach den Rechnungslegungsmethoden für den Konzernabschluss der Gruppe für das am 31. Dezember 2023 beendete Jahr festgelegt, wie im Konzernabschluss dargestellt.

6.1.1.1.2.1. Ausblick und Ziele 2024 - 2026

ENGIE arbeitet weiter aktiv am Rollout des Strategieplans, um bis 2045 einen Netto-Null-Kohlenstoff zu erreichen.

Trotz der in den letzten Quartalen sinkenden Marktpreise und angesichts des nunmehr wachsenden Beitrags von GEMS zu unseren Aktivitäten erhöht ENGIE die Vorgabe für den Konzernanteil am periodischen Jahresüberschuss für 2024 auf die Größenordnung von 4,2 Mrd. € bis 4,8 Mrd. € im Vergleich zu der früheren Spanne von 3,8 Mrd. € bis 4,4 Mrd. €. Für das EBIT ohne Nuclear wird eine Richtgröße von 7,5 Mrd. € bis 8,5 Mrd. € erwartet (gegenüber 7,2 Mrd. € bis 8,2 Mrd. €, wie früher angekündigt).

2026 - ein entscheidendes Jahr für ENGIE

Für 2026 erwartet die Gruppe ein Wachstum bei Renewables dank der vorgenommenen Investitionen, bei Energy Solutions dank zusätzlicher Kapazität und besserer Margen und eines größeren Beitrags von Networks und GEMS mit einem nun normalen jährlichen EBIT, das von 1,0 Mrd. € auf 1,5 Mrd. € steigt, so dass die Auswirkung gesunkener Commodity-Preise und Spreads im zweiten Halbjahr letzten Jahres in Europa für Geschäfte, die Marktpreisen unterliegen, aufgefangen wird. Von 2024 an ist auch davon auszugehen, dass Geschäfte mit Batterien zunehmend zu den Ergebnissen der Gruppe beitragen. Wegen der Abschaltung mehrerer Kraftwerke in Belgien bis 2025 und des Langzeitbetriebs (LTO) der Reaktoren Doel 4 und Tihange 3 erwartet ENGIE zudem, wie abzusehen war, sinkende Ergebnisse bei Nuclear.

Daher stellt sich der Ausblick für ENGIE für die Jahre 2024 - 2026 so dar:

In Milliarden Euro	2024	2025	2026
EBIT ohne Nuclear (neu)	7,5 - 8,5	7,9 - 8,9	8,2 - 9,2
EBIT ohne Nuclear (vorher)	7,2 - 8,2	7,5 - 8,5	k. A.
Vorgabe für NRIgs (neu)	4,2 - 4,8	3,9 - 4,5	3,7 - 4,3
Vorgabe für NRIgs (vorher)	3,8 - 4,4	4,1 - 4,7	k. A.

Die Preisannahmen für die Vorgabe für 2024 - 2026 basieren auf Forward-Preisen in Europa am 29. Dezember 2023.

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

Die wichtigsten Treiber der EBIT-Entwicklung 2024 - 2026 nach Geschäftsfeld:

2021	2023	Geschäftstätigkeit	Erwartungen an die wichtigsten Treiber der EBIT-Entwicklung	gegenüber 2021(1)	gegenüber 2023(1)	2026
EBIT ohne Nuclear 5,2 Mrd. €	EBIT ohne Nuclear 9,5 Mrd. €					EBIT ohne Nuclear Richtwert 8,2 Mrd. € bis 9,2 Mrd. €
		Renewables	Investitionsbeitrag, niedrigere Preise	++	+
		Networks	Regulierte Tarife, in denen sich Inflation, Kosten und Einnahmen aus Rückforderungen der Vorperiode in Frankreich widerspiegeln, neue Investitionen	++	++
		Energy Solutions	Beitrag aus Investitionen, stetig bessere Performance, negative Einmaleffekte 2023	\=+	+
		FlexGen	Normalisierung von Preisen und Volatilität, geringere Wärmevolumen, teilweise aufgefangen durch mehr Tempo bei Batterien	\= -	-
		Retail	Portfolio-Management und -Optimierung, hohe Vergleichsbasis 2023	\=+	\=-
		GEMS	Normalisierung von Preisen und Volatilität	++	----
		Nuclear	Abschaltung von Kraftwerken und Auswirkung von LTO ab 2026	-	-

(1) Erläuterung: jedes "+" steht für ca. +500 Tsd. €, jedes "-" für ca. -500 Tsd. €, "=+"bedeutet eine Schwankung zwischen 0 und +250, "=-"bedeutet eine Schwankung zwischen -250 und 0.

ENGIE prognostiziert ein EBIT ohne Nuclear von 8,2 Mrd. € bis 9,2 Mrd. € für 2026 gegenüber 9,5 Mrd. € im Jahr 2023 (und 5,2 Mrd. € 2021). Der erwartete Beitrag aus Investitionen (+1,6 - 2,0 Mrd. €) und Performance (+0,5 - 0,7 Mrd. €) sollte die negativen Preiseffekte von circa -2,9 - 3,5 Mrd. € und sonstige Effekte auffangen, wie Wechselkurse, Konsolidierung oder Klima.

Für die Jahre 2021 bis 2026 wird die durchschnittliche Wachstumsrate des EBIT ohne Nuclear mit 10 % bis 12 % erwartet.

Capex

ENGIE bekräftigt das Capex-Wachstumsziel für 2023 bis 2025 von 22 - 25 Mrd. € und geht davon aus, 2026 im Durchschnitt einen ähnlichen jährlichen Betrag zu investieren. Die Kapitalzuweisung basiert auf der strikten Einhaltung finanzieller und ESG-Kriterien.

Performance

Durch umfangreiche Kontrolle der allgemeinen und Verwaltungsausgaben bemüht sich ENGIE weiter um mehr Effizienz, auch durch effizientere Support-Funktionen und Umstrukturierung von Geschäftsfeldern, die hinter den Erwartungen zurückbleiben. Über den Zeitraum 2024 - 2026 will die Gruppe eine positive Rückwirkung dieser Maßnahmen auf das EBIT von ca. 200 Mio. € p.a. erreichen.

Veräußerungen

Nachdem die Gruppe ihren früheren Veräußerungsplan von 11 Mrd. € über den Zeitraum 2021 - 2022 erfolgreich abgeschlossen hat, verringerte sie den Umfang der Veräußerungen 2023 deutlich (0,3 Mrd. €). Ausgehend von geschätzten Veräußerungen von jährlich durchschnittlich unter 1 Mrd. € erwartet ENGIE bis 2026 eine begrenzte Portfolio-Umschichtung.

6.1.1.1.2.2. Annahmen

Folgende Annahmen liegen zugrunde:

―

Vorgaben und Richtwerte auf der Grundlage fortgeführter Geschäftsbereiche;

―

keine Änderung der Bilanzierungsmethoden;

―

keine größeren regulatorischen oder makroökonomischen Änderungen;

―

Obergrenze für Markterlöse inframarginaler Erzeuger auf der Grundlage geltender Rechtsvorschriften;

―

aktualisierter regulatorischer Rahmen für Netze in Frankreich 2024 - 2027;

―

vollständige Weitergabe der Lieferkosten an die französischen B2C-Retail-Tarife;

―

durchschnittliche Temperatur in Frankreich;

―

durchschnittliche Stromerzeugung aus Wasser, Wind und Sonne;

―

durchschnittlicher Forex:

―	€/USD: 1,11 für 2024, 1,13 für 2025 und 1,15 für 2026,
―	€/BRL: 5,34 im Zeitraum 2024 - 2025;

―

Verfügbarkeit von Kernenergie in Belgien: ca. 92 % für 2024 und 94 % für 2025 ausgehend von Verfügbarkeiten von Reaktoren, wie am 01.01.2024 in der REMIT veröffentlicht, ohne LTO;

―

Eventualverbindlichkeiten für belgische Anlagen von 0,2 Mrd. € für 2024 und 0,1 Mrd. € für 2025;

―

Commodity-Marktpreise per 29. Dezember 2023;

―

wiederkehrende Nettofinanzkosten von (2,5) - (2,8) Mrd. € im Zeitraum 2024 - 26;

―

wiederkehrender Effektivsteuersatz: 25 % - 27 % im Zeitraum 2024 - 26.

6.1.1.1.3 Dividendenpolitik bekräftigt und Vorschlag von 1,43 € je Aktie für 2023

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 2024 bis 2026 bekräftigt.

Für 2023 hat der Verwaltungsrat eine Ausschüttungsquote von 65 % angeboten. Das bedeutet eine Dividende von 1,43 € je Aktie, die den Aktionären auf der Hauptversammlung am 30. April 2024 zur Genehmigung vorgelegt wird.

6.1.1.1.4 Erfolgreicher Rollout des Strategieplans

Renewables

2023 vergrößerte ENGIE die Kapazität an erneuerbarer Energie um 3,9 GW: 1,9 GW in Nordamerika, 0,8 GW in Europa, 0,7 GW in Lateinamerika und 0,4 GW im Rest der Welt. Die installierte Gesamtkapazität von Renewables bei ENGIE beläuft sich jetzt auf 41,4 GW. Per 31. Dezember 2023 berichtete die Gruppe über 60 Projekte mit einer Leistung im Bau von 6,3 GW. 2023 unterzeichnete die Gruppe mehr als 70 PPA-Verträge über insgesamt 2,7 GW, davon 2,0 GW mit einer Laufzeit von über fünf Jahren, und ist damit bei Corporate PPAs weltweit führend.

ENGIE stärkte 2023 die Plattform für erneuerbare Energieträger in Südafrika durch den Erwerb von BTE Renewables (340 MW in Betrieb und 3 GW als Vorhaben) und die Konsolidierung von Kathu, einer 100-MW-CSP-Anlage.

Die Gruppe bekräftigt ihr Ziel einer installierten Gesamtkapazität von 50 GW bis 2025 und von 80 GW bis 2030. Dieser Ehrgeiz gründet sich auf Vorhaben von 92 GW Ende Dezember 2023. Das sind 12 GW mehr als Ende Dezember 2022.

Networks - erneuerbare Gase

Die französische Energieregulierungskommission (CRE) hat die Vergütung für Transport, Speicherung und Verteilungsinfrastruktur von Gas für den Zeitraum 2024 - 27 festgesetzt. Für diesen regulatorischen Zeitraum geht die CRE von gewichteten durchschnittlichen Kapitalkosten von 4,10 % für Transport (gegenüber 4,25 % vorher), 4,60 % für Speicherung (gegenüber 4,75 %) und 4,00 % für Verteilung (gegenüber 4,10 %) aus. In dieser Entscheidung wird die Absicht des Regulierers deutlich, die Tarife langfristig nachhaltig zu gestalten. Diese Tarife ermöglichen auch, einen erheblichen Betrag aus der 2024 endenden Regulierungsperiode zu vereinnahmen.

In Brasilien verkaufte ENGIE Brasil Energia 15 % der Beteiligung an TAG an CDPQ. Das Hauptziel dieses Teilverkaufs ist, den Umschlag von Vermögenswerten zu fördern und die Aufmerksamkeit auf den Investitionsplan des Unternehmens in erneuerbare Energieträger und Übertragungsleitungen zu konzentrieren. ENGIE stärkte in Brasilien auch die Stromübertragungsgeschäfte, als man dem Unternehmen Anfang 2023 eine neue Konzession für Bau und Betrieb einer 1000 km langen Hochspannungsleitung in den Staaten Bahia, Minas Gerais und Espirito Santo mit einer Laufzeit von 30 Jahren zugesprochen hat.

Der Ausbau von Biomethan in Frankreich kommt mit einer Jahresproduktionskapazität von bis zu 10,8 TWh voran, die an das ENGIE-Netz angeschlossen ist. Gegenüber Ende 2022 ist das eine Steigerung um 2,6 TWh. In Europa stärkte ENGIE die Präsenz im Biomethansektor durch den Erwerb von Ixora Energy Ltd, einem führenden Biomethanproduzenten im Vereinigten Königreich. Die Gruppe bekräftigt ihr Ziel einer Biomethanproduktion von jährlich 10 TWh bis 2030.

ENGIE hat den Ehrgeiz, bis 2035 eine grüne Wasserstoffproduktion von 4 GW aufzubauen.

FlexGen - Batterie-Energiespeichersysteme (BESS)

2023 beschleunigte ENGIE die Entwicklung bei Batterien mit der Inbetriebnahme von Hazelwood in Australien, dem größten in Betrieb befindlichen Batterie-Energiespeichersystem, und dem Erwerb von Broad Reach Power (BRP) in den Vereinigten Staaten.

ENGIE erlangte auch die Baugenehmigung für ein 200 MW/800 MWh Batterie-Energiespeichersystem im Werk Vilvoorde in Belgien, das 2025 in Betrieb gehen soll, mit einem Kapazitätsvertrag über 15 Jahre mit Elia, dem belgischen Übertragungsnetzbetreiber, ab 2027.

Ende Dezember 2023 verfügte ENGIE über 1,3 GW BESS in Betrieb und 3,6 GW im gesicherten Aufbau, hauptsächlich in den Vereinigten Staaten, Chile, Australien, Belgien und im Vereinigten Königreich, was dem Ziel von 10 GW installierter Batterien 2030 entspricht.

Energy Solutions

Energy Solutions legte bei der Fernwärme- und -kälte (DHC) deutlich zu. Der Rückstand bei den französischen Konzessionen betrug 2023 21,3 Mrd. € gegenüber 19,8 Mrd. € im letzten Jahr.

Im Einklang mit dem Ziel von ENGIE, den Übergang zu einer CO2 -neutralen Wirtschaft durch umweltfreundliche Lösungen zu beschleunigen, erlangte die Gruppe im Laufe des Jahres mehrere Dekarbonisierungsverträge als Teil der lokalen Erzeugung.

Die Gruppe ist bestrebt, bis 2030 20 TWh grüner verteilter Wärme, Kühlung und Elektroenergie für ihre Geschäfte mit Fernwärme-und -kälte und der lokalen Produktion zu erzeugen.

Kontrollierte Kapitalzuweisung

2023 belief sich die Brutto-Capex auf 10,6 Mrd. €. Bei der WachstumsCapex waren es 8,1 Mrd. €, von denen 83 % entsprechend der strategischen Ausrichtung auf Renewables, Energy Solutions und FlexGen entfielen.

Performance-Plan

Der Beitrag des Performance-Plans machte 2023 178 Mio. € aus mit einer GBU-übergreifenden operativen Exzellenz und Verbesserungen bei Verluste verzeichnenden Unternehmen, dem teilweise eine Zunahme von Kosten für Support-Funktionen gegenüberstanden, die durch einen hoch inflationären Kontext in die Höhe getrieben wurden. Mit dem kumulierten Performance-Plan erzielte die Gruppe von 2021 bis 2023 687 Mio. € und lag damit über den angestrebten 600 Mio. €.

6.1.1.1.5 Belgischer Vertrag über Atomkraft

Am 13. Dezember 2023 unterzeichneten ENGIE und die belgische Regierung die endgültigen Vereinbarungen(1) über die Verlängerung der Laufzeiten der Kernreaktoren Tihange 3 und Doel 4 um 10 Jahre sowie über alle Verpflichtungen im Zusammenhang mit radioaktivem Abfall. Diese Transaktionsdokumente enthalten die wichtigsten Grundsätze des am 21. Juli 2023 unterzeichneten Rahmenvertrags. So lassen sich die Risiken im Zusammenhang mit dem verlängerten Betrieb der beiden Atomreaktoren gleichmäßig verteilen und Unsicherheiten hinsichtlich der Entwicklung von Verpflichtungen für Atommüll für die ENGIE Gruppe ausräumen.

1 Vorbehaltlich der Zustimmung der Europäischen Kommission unter dem Gesichtspunkt staatlicher Beihilfe und der Verabschiedung geänderter Gesetze über den rechtlichen und regulatorischen Rahmen von Kernkraft in Belgien.

6.1.1.1.6 Neues zu den europäischen Vorschlägen zu Steuern auf Zufallsgewinne

Im Dezember 2023 verlängerte die französische Regierung die Obergrenze für Markterlöse inframarginaler Erzeuger bis 31. Dezember 2024.

Das Finanzgesetz 2024 sieht für die Dauer von zwölf Monaten vom 1. Januar 2024 bis 31. Dezember 2024 eine Erlösobergrenze vor. Die Deckelung reicht von 42 €/MWh bis 183 €/MWh je nach der für die Stromerzeugung genutzten Technologie. Der Übergewinn wird mit 50 % 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 94 €/MWh unterliegen, und durch die Gaskraftwerke (Kapazität 1,4 GW) mit einer Deckelung bei 42 €/MWh auf den Clean Spark Spread.

6.1.1.1.7 Fortschritte bei den wichtigsten ESG-Zielen

2023 betrugen die Treibhausgas-(THG-)Emissionen aus der Energieerzeugung 52 Millionen Tonnen. Das sind 54 % weniger als 2017. Damit wurden 78 % der beabsichtigten Senkung auf 43 Millionen Tonnen im Jahr 2030 erreicht. Diese die Erwartungen übertreffende Performance ist nicht nur das Ergebnis struktureller Hebel der Dekarbonisierung, sondern auch einer geringeren Nutzung der Gas- und Dampf-Kombikraftwerke in Europa, bedingt durch die kombinierte Wirkung milden Wetters und normalisierter Marktbedingungen.

Der Anteil der erneuerbaren Energien an der Gesamtstromerzeugung bei ENGIE stieg von 38 % Ende 2022 auf 41 % Ende 2023, und das vor allem wegen der 3,9 GW erneuerbarer Energie, die im Laufe des Jahres hinzukamen.

Hinsichtlich der Zielsetzung bei der Gender Diversity hatte ENGIE Ende 2023 31 % Frauen in Managementpositionen. Auch das sind mehr als im Vorjahr. Die Gruppe verfolgt ihre Aktionspläne mit dem Ziel der Parität von Frauen und Männern von 40 % bis 60 % im Management weiter.

Schließlich beurteilte Moody's den Übergangsplan der Gruppe und bewertete ihn insgesamt mit NZ-2 aufgrund der Anstrengungen hin zum 1,5 °C-Ziel und einem "soliden" Niveau bei der Umsetzung von Zielen.

6.1.1.1.8 Gesundheit und Sicherheit

2023 gelang ENGIE mit der Umsetzung von ENGIE One Safety, einem weltweiten Transformationsplan, der Durchbruch zur langfristigen Vermeidung schwerer und tödlicher Unfälle. Dieser Plan stärkt unsere Unternehmensführung und Überwachungsmechanismen und unterstützt ein ambitioniertes Programm für Engagement und Kommunikation. Trotz der Verwirklichung des Transformationsplans verloren sechs Menschen bei ihrer Arbeit für die Gruppe oder in ihrem Auftrag ihr Leben. Bei der Priorität für 2024 dreht sich alles um das Ziel von null Unfalltoten. Außerdem arbeitet die Gruppe weiterhin an einer besseren Prävention von Ausfallzeiten durch Unfälle, denn die Häufigkeitsrate dieser Unfälle sank von 2,0 Ende 2022 auf 1,8 Ende 2023.

6.1.1.1.9 Finanzrückblick - Geschäftsjahr 2023

6.1.1.1.9.1. Erlöse

Erlöse von 82,6 Mrd. € bedeuten ein Minus von 12,0 % auf Bruttobasis und von 11,4 % auf organischer Basis.

Erlösbeitrag nach Eliminierung konzerninterner Geschäfte, nach Geschäftsbereich:

In Millionen Euro	31. Dez. 2023	31. Dez. 2022	% Veränderung (Berichterstattung)	% Veränderung (organisch)
Renewables	5.512	6.216	-11,3 %	-13,0 %
Networks	6.873	6.961	-1,3 %	+0,1 %
Energy Solutions	11.033	11.441	-3,6 %	-2,8 %
FlexGen	5.264	7.126	-26,1 %	-24,5 %
Retail	16.443	16.810	-2,2 %	-1,6 %
Sonstige	37.322	45.277	-17,6 %	-17,0 %
davon GEMS	37.221	45.137	-17,5 %	-16,9 %
SUMME ERLÖSE (OHNE NUCLEAR)	82.447	93.830	+12,1 %	-11,5 %
Nuclear	118	35	+237,6 %	+237,6 %
SUMME ERLÖSE	82.565	93.865	-12,0 %	-11,4 %

Die Erlöse bei Renewables beliefen sich auf 5.512 Mio. €, -11,3 % auf Bruttobasis und -13,0 % auf organischer Basis. Auf organischer Basis sanken die Erlöse hauptsächlich in Europa, vor allem in Frankreich, wegen niedrigerer Spot-Preise als im Vorjahr.

Die Erlöse bei Networks beliefen sich auf 6.873 Mio. €, -1,3 % auf Bruttobasis und +0,1 % auf organischer Basis. Der Bruttorückgang beinhaltet positive Wechselkurseffekte vor allem für Lateinamerika und Scope-out-Effekte in Argentinien. Auf organischer Basis wuchsen die Erlöse durch Auktionen von Kapazitäten für den Gastransport, einen günstigen Markt für Speichergeschäfte in Deutschland und im Vereinigten Königreich und die vollständige Inbetriebnahme der Novo-Estado-Stromübertragungsleitungen in Brasilien. Dem standen teilweise geringere verteilte Volumen für die Versorgung in Frankreich gegenüber.

Die Erlöse bei Energy Solutions beliefen sich auf 11.033 Mio. €, -3,6 % auf Bruttobasis und -2,8 % auf organischer Basis. In dem Bruttorückgang machte sich der Scope-out-Effekt in Frankreich bemerkbar. Auf organischer Basis wirkten sich die sinkenden Commodity-Preise negativ auf die Erlöse vor allem in Frankreich aus.

Die Erlöse bei FlexGen beliefen sich auf 5.264 Mio. €, -26,1 % auf Bruttobasis und -24,5 % auf organischer Basis. Die Wechselkurse vor allem in Pakistan und Chile wirkten sich mit -98 Mio. € aus. Die Veränderung auf organischer Basis geht wegen gesunkener Nebenleistungen und niedrigerer Spreads in einem sich normalisierenden Markt größtenteils auf Europa zurück. In Lateinamerika stiegen die Erlöse dank der Indexierung von PPA-Verträgen in Chile und gewachsener Stromerzeugung und höherer Preise in Peru.

Die Erlöse bei Retail beliefen sich auf 16.443 Mio. €, -2,2 % auf Bruttobasis und -1,6 % auf organischer Basis. Die Wechselkurse vor allem in Australien wirkten sich mit -93 Mio. € aus. Auf organischer Basis war der Rückgang vor allem das Ergebnis geringerer Gas- und Stromvolumen wegen des sorgsamen Umgangs mit Energie und der Verringerung des Gas-Portfolios. Dem standen teilweise mehr Stromverträge und ein höherer Durchschnittspreis des Portfolios gegenüber.

Erlöse für Sonstige beliefen sich auf 37.332 Mio. €. Der Rückgang gegenüber dem Vorjahr war hauptsächlich auf GEMS zurückzuführen, im Wesentlichen weil sich Commodity-Preise und geringere gelieferte Volumen klar negativ auswirkten.

Nuclear berichtete nach Eliminierung konzerninterner Geschäfte fast keine externen Erlöse.

6.1.1.1.9.2. EBITDA

Das EBITDA (ohne Nuclear) von 13,7 Mrd. € stieg um 12,5 % auf Bruttobasis und um 12,7 % auf organischer Basis.

6.1.1.1.9.3. EBIT

Das EBIT (ohne Nuclear) von 9,5 Mrd. € stieg um 18,2 % auf Bruttobasis und um 18,3 % auf organischer Basis:

―	Wechselkurs: ein Nettoeffekt von -26 Mio. €, verursacht hauptsächlich durch die Abwertung des US-Dollar und des britischen Pfund Sterling, teilweise aufgefangen durch die Aufwertung des brasilianischen Real und des australischen Dollar;
―	Konsolidierung: Nettoeffekt von +31 Mio. €;
―	Temperatur in Frankreich: Im Vergleich zum Mittelwert machte der Temperatureffekt negative 182 Mio. € aus, so dass es im Vergleich zum Geschäftsjahr 2022 bei Networks, Retail und GEMS im Jahresvergleich zu einer positiven Abweichung von 7 Mio. € kam.

Beitrag zum EBIT nach Geschäftsbereich; Wachstumstreiber sind vor allem GEMS, Renewables und Retail

In Millionen Euro	31. Dez. 2023	31. Dez. 2022	Veränderung in % (Berichterstattung)	Veränderung in % (organisch)	davon Temp.-Effekt (Frankreich) gegenüber 2021
Renewables	2.005	1.627	+23,2 %	+19,5 %
Networks	2.265	2.371	-4,5 %	-4,5 %	10
Energy Solutions	386	523	-26,2 %	-26,2 %
FlexGen	1.513	1.768	-14,4 %	-11,8 %
Retail	569	(6)	-	-	8
Sonstige	2.741	1.736	+57,9 %	+57,7 %	2
davon GEMS	3.551	2.618	+35,7 %	+35,6 %	2
SUMME EBIT (OHNE NUCLEAR)	9.479	8.019	+18,2 %	+18,3 %	20
Nuclear	605	1.026	-41,0 %	-41,0 %
SUMME EBIT	10.084	9.045	+11,5 %	+11,5 %	20

Darstellung nach Geschäftsfeld/Geografie

In Millionen Euro	Frankreich	Resteuropa	Lateinamerika	USA & Kanada	Naher Osten, Asien & Afrika	Sonstige
Renewables	574	282	925	216	34	(27)
Networks	1.415	64	800	(5)	-	(9)
Energy Solutions	343	190	(1)	(142)	24	(27)
FlexGen	-	891	202	35	419	(34)
Retail	380	145	-	-	64	(20)
Sonstige	32	1	1	(9)	-	2.716
davon GEMS	32	-	-	-	-	3.519
SUMME EBIT (OHNE NUCLEAR)	2.744	1.573	1.927	96	541	2.599
Nuclear	-	605	-	-	-	-
SUMME EBIT	2.744	2.178	1.927	96	541	2.599

In Millionen Euro	31. Dez. 2023
Renewables	2.005
Networks	2.265
Energy Solutions	386
FlexGen	1.513
Retail	569
Sonstige	2.741
davon GEMS	3.551
SUMME EBIT (OHNE NUCLEAR)	9.479
Nuclear	605
SUMME EBIT	10.084

In Millionen Euro	Frankreich	Resteuropa	Lateinamerika	USA & Kanada	Naher Osten, Asien & Afrika	Sonstige
Renewables	368	318	796	172	9	(36)
Networks	1.700	24	658	(3)	-	(8)
Energy Solutions	311	148	(5)	23	58	(11)
FlexGen	-	1.278	50	44	417	(22)
Retail	(164)	115	6	-	49	(12)
Sonstige	(1)	(16)	-	(11)	-	1.763
davon GEMS	-	-	-	-	-	2.618
SUMME EBIT (OHNE NUCLEAR)	2.215	1.867	1.506	226	532	1.674
Nuclear	-	1.026	-	-	-	-
SUMME EBIT	2.215	2.893	1.506	226	532	1.674

In Millionen Euro	31. Dez. 2022
Renewables	1.627
Networks	2.371
Energy Solutions	523
FlexGen	1.768
Retail	(6)
Sonstige	1.736
davon GEMS	2.618
SUMME EBIT (OHNE NUCLEAR)	8.019
Nuclear	1.026
SUMME EBIT	9.045

Renewables: deutliches Wachstum, angetrieben vor allem durch den Beitrag der neu in Betrieb genommenen Kapazität sowie größere Volumen und höhere Preise in Europa

In Millionen Euro	31. Dez. 2023	31. Dez. 2022	% Veränderung (Berichterstattung)	% Veränderung (organisch)
EBIT	2.005	1.627	+23,2 %	+19,5 %
Summe CAPEX	4.130	3.333	+23,9 %
von CNR erzielte Preise(€/MWh)(1)	100	60	66,7 %
Margen bei DBSO (auf EBIT-Ebene)	19	102	-81,3 %
Operative KPIs
Kapazitätszuwächse (GW bei 100 %)	3,9	3,8
Volumen aus Wasserkraft, Frankreich (TWh bei 100%)	14,6	12,8	1,8

(1) Vor Steuer auf Strom aus Wasserkraft bei CNR

Renewables berichtete ein organisches EBIT-Wachstum von 19,5 %, gefördert durch den Beitrag neuer Kapazitäten (+167 Mio. €), die vor allem in den USA, Europa und Lateinamerika in Betrieb genommen wurden, und durch einen positiven Volumeneffekt (+112 Mio. €) aufgrund höherer Volumen aus Wasserkraft in Frankreich und Portugal. Das EBIT profitierte auch von positiven Preiseffekten (+75 Mio. €) durch höhere Preise, die vor allem für Energie aus Wasserkraft in Frankreich erzielt werden konnten, einschließlich der Aufholung aufgrund der Rückkäufe 2022, denen teilweise eine Steuererhöhung auf Energie aus Wasserkraft in Frankreich gegenüberstand. Diese positiven Wirkungen fingen weitgehend die geringeren Margen bei DBSO 2023 auf (-83 Mio. €).

Networks: geringere vertriebene Volumen und höhere Energiekosten in Frankreich, Wachstum bei internationalen Geschäften

In Millionen Euro	31. Dez. 2023	31. Dez. 2022	% Veränderung (Berichterstattung)	% Veränderung (organisch)
EBITDA	4.151	4.212	-1,5 %	-1,3 %
EBIT	2.265	2.371	-4,5 %	-4,5 %
Summe CAPEX	2.173	2.321	+6,4 %
Operative KPIs
Normativer Temp.- Effekt (EBIT - Frankreich)	(129)	(139)(1)	10
Intelligente Zähler (Mio.)	11,3	10,9	0,4

(1) Unter Berücksichtigung von ~8 €/MWh gegenüber ~7 €/MWh aus der Veröffentlichung für das Geschäftsjahr 2022.

Das EBIT von Networks verlor auf organischer Basis 4,5 % wegen geringerer in Frankreich vertriebener Volumen hauptsächlich durch den sorgsamen Umgang mit Energie wie auch wegen inflationsgetriebener höherer Energie- und Personalkosten. Diese Auswirkung wird in der kommenden Regulierungsperiode teilweise gedämpft. Dem standen teilweise Tariferhöhungen in Frankreich, Deutschland und Rumänien, ein zusätzlicher Beitrag durch Kapazität, die für den Gastransit zwischen Frankreich und Deutschland gebucht wurde, und ein günstiges Umfeld für Speichergeschäfte vor allem im Vereinigten Königreich und Deutschland gegenüber. Außerhalb Europas stieg das EBIT um 22 % dank der vollständigen Inbetriebnahme der Novo-Estado-Stromübertragungsleitungen in Brasilien und der guten Performance vor allem von TAG.

Energy Solutions: Einfluss von Einmaleffekten, teilweise gemindert durch bessere Performance bei anderen Geschäften

In Millionen Euro	31. Dez. 2023	31. Dez. 2022	% Veränderung (Berichterstattung)	% Veränderung (organisch)
Erlöse	11.033	11.441	-3,6 %	-2,8 %
EBIT	386	523	-26,2 %	-26,2 %
Summe CAPEX	1.102	864	+27,5 %
Operative KPIs
Install. Kap.Verteil.-Infra. (GW)	25,3	25	+0,4 %
EBIT-Marge (ohne Einmaleffekte)	5,2 %	4,6 %	+63 pb
EBIT-Marge	3,5 %	4,6 %	-107 pb
Rückstand - Konzessionen in Frankreich (Mrd. €)	21,3	19,8	1,5

Das EBIT von Energy Solutions ging auf organischer Basis um 26,2 % zurück. Das EBIT sank im Wesentlichen wegen zweier Einmaleffekte, Kostenüberschreitungen beim Bau von zwei Kraft-WärmeKopplungsanlagen in den USA (150 Mio. €) und Ansatz einer latenten Steuerschuld für Tabreed (38 Mio. €) nach Einführung einer Körperschaftssteuer in den VAE. Lässt man diese Einmaleffekte außer Acht, stieg das EBIT bei Energy Solutions auf organischer Basis um 10 %. Lokale Energienetze und Energieerzeugung am Standort profitierten von verbesserter operativer Performance, größeren Zuwächsen aus Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen in Frankreich und durch weitere Inbetriebnahmen. Dem standen teilweise negative Einflüsse durch Streiks in Frankreich in der ersten Hälfte 2023 und geringere DBSO-Margen im US-Solar-Bereich aufgrund einer Änderung des Geschäftsmodells hin zur Vollkonsolidierung gegenüber. Bei Geschäften mit dem Management der Energieperformance kamen dem EBIT optimierte Verträge und ein selektiverer Blick auf die Geschäftsentwicklung zugute.

FlexGen: Marktnormalisierung in Europa, der teilweise vergleichsweise positive Einflüsse und Verbesserungen in Chile gegenüberstehen

In Millionen Euro	31. Dez. 2023	31. Dez. 2022	% Veränderung (Berichterstattung)	% Veränderung (organisch)
EBITDA	1.929	2.235	-13,7 %	-11,2 %
EBIT	1.513	1.768	-14,4 %	-11,8 %
Operative KPIs
Durchschnittlich erzielte CSS Europa (€/MWh)	37,0	28,0	+30,0 %
Kapazität (GW bei 100 %)	59,0	59,5	(0,5)

Das EBIT von FlexGen ging auf organischer Basis um 11,8 % zurück. Dieser Rückgang entstand hauptsächlich durch Preiseffekte (-377 Mio. €) infolge einer geringeren Nutzung von Anlagen in Europa nach einer Normalisierung des Markts. Dem standen teilweise Verbesserungen in Chile gegenüber (weniger Short-Positions und niedrigere Beschaffungspreise). Das EBIT war auch durch einen geringeren Zufluss aus Nebenleistungen in Europa belastet, nachdem 2022 sehr gut damit verdient wurde. Auf der positiven Seite profitierte das EBIT von zwei vergleichsweise günstigen Auswirkungen, denn die Gruppe setzte in der ersten Hälfte 2022 in Italien eine Sondersteuer an und musste auch Kosten für ungeplante Ausfälle von Gasanlagen im letzten Jahr in Frankreich tragen.

Retail: starke Performance dank größerer Margen und Portfolio-Optimierung

In Millionen Euro	31. Dez. 2023	31. Dez. 2022	% Veränderung (Berichterstattung)	% Veränderung (organisch)
EBITDA	821	259
EBIT	569	(6)
Normativer Tem.- Effekt (EBIT - Frankreich)	(45)	(53)	8

Das EBIT für Retail belief sich 2023 auf 569 Mio. € im Vergleich zu (6) Mio. € 2022. Auf organischer Basis ist der Zuwachs beim EBIT Preiseffekten durch Optimierung des Portfolio-Managements mit dem Ergebnis breiterer Margen und zeitlichen Effekten bei der Beschaffung zu verdanken. Diesen positiven Faktoren standen teilweise milde Winter und der sorgsame Umgang der Kunden mit Energie gegenüber, was zu Long Positions führte, die 2023 zu niedrigen Preisen verkauft wurden, im Vergleich zu Long Positions zu hohen Preisen 2022.

6.1.1.1.9.4. Sonstige: bedeutender Beitrag von GEMS

Das EBIT von GEMS belief sich auf 3.551 Mio. €, ein Plus von 933 Mio. € im Jahresvergleich, ein Aufschwung durch die Effekte aus dem ersten Halbjahr 2023:

―	der negative Einfluss der Gazprom-Verträge mit der Gefahr der physischen Unterbrechung der Gaslieferung in H1 2022, die es 2023 nicht gab;
―	die starke Performance der Geschäfte mit dem Energie-Management in Europa, die noch immer von den guten Marktbedingungen profitieren, auch wenn sie nicht ganz so günstig wie 2022 sind;
―	die schrittweise Normalisierung der Marktbedingungen, die zu einer kontinuierlichen Aufholung bei den Marktreserven führen;
―	die gute Performance des B2B-Geschäfts in einem Marktumfeld, in dem der Risikoaufwand vollständig weitergegeben werden kann;
―	die anhaltende Wirkung von 2022 unterzeichneten Deals zu guten Bedingungen, die sich am Liefertermin bemerkbar machen.

In der zweiten Hälfte ging der Beitrag von GEMS im Vergleich zum Vorjahr wie erwartet deutlich zurück, denn die Latte lag sehr hoch. Ab dem Sommer gingen Volumen und Margen zurück, die positiven zeitlichen Effekte aus dem ersten Halbjahr kehrten sich in der zweiten Hälfte um. Das galt auch für den Zuwachs aus den Geschäften mit den hohen Margen, die 2022 abgeschlossen und zum Liefertermin zu Buche schlugen und die sich über die Zeit ausglichen. Lässt man die zeitlichen Effekte und die Schwankungen bei den technischen Reserven außer Acht, war die operative Performance von GEMS in der zweiten Hälfte noch immer deutlich besser als in den Jahren vor der Krise.

Nuclear: negativer Einfluss von Abschaltungen und höheren Steuern, teilweise aufgefangen durch erzielte höhere Preise und bessere Verfügbarkeit

In Millionen Euro	31. Dez. 2023	31. Dez. 2022	% Veränderung (Berichterstattung)	% Veränderung (organisch)
EBITDA	1.285	1.510	-14,9 %	-14,9 %
EBIT	605	1.026	-41,0 %	-41,0 %
Summe CAPEX	174	229	-24,0 %
Operative KPIs
Produktion (BE + FR, anteilig, TWh)	32,0	42,1	-24,0 %
Verfügbarkeit (Belgien bei 100 %)	+88,8 %	+83,6 %	+520 pb

Das EBIT für Nuclear sank auf organischer Basis um 41,0 %, verursacht durch die Stilllegung der Reaktoren Doel 3 im September 2022 und Tihange 2 in Februar 2023 (-538 Mio. €), die Kernenergieabgabe für inframarginale Erzeuger und die belgische Kernenergiebesteuerung (-333 Mio. €) sowie größere Abschreibungen durch Zunahme des Abbruchs von Anlagen im Ergebnis der dreijährlichen Überprüfung der Rückstellungen durch die CPN 2022. Diesen negativen Effekten stand teilweise ein positiver Volumeneffekt (+425 Mio. €) gegenüber, hauptsächlich aufgrund der verbesserten Verfügbarkeit belgischer Anlagen mit 88,8 % und erzielten höheren Preisen (+363 Mio. €).

6.1.1.1.9.5. Analyse des organischen Wachstums auf vergleichbarer Basis

In Millionen Euro	31. Dez. 2023	31. Dez. 2022	% Veränderung (berichtet/auf organischer Basis)
Erlöse	82.565	93.865	-12,0 %
Auswirkung von Konsolidierung	(220)	(399)	-
Wechselkurseffekt	-	(491)	-
Vergleichbare Daten	82.345	92.977	-11,4 %

In Millionen Euro	31. Dez. 2023	31. Dez. 2022	% Veränderung (berichtet/auf organischer Basis)
EBITDA	15.017	13.713	+9,5 %
Auswirkung von Konsolidierung	(96)	(65)	-
Wechselkurseffekt	-	(43)	-
Vergleichbare Daten	14.922	13.606	+9,7 %

In Millionen Euro	31. Dez. 2023	31. Dez. 2022	% Veränderung (berichtet/auf organischer Basis)
EBIT	10.084	9.045	+11,5 %
Auswirkung von Konsolidierung	(76)	(45)	-
Wechselkurseffekt	-	(26)	-
VERGLEICHBARE DATEN	10.008	8.974	+11,5 %

Die Berechnung des Wachstums auf organischer Basis will vergleichbare Angaben sowohl zu den Wechselkursen für die Umrechnung von Abschlüssen ausländischer Unternehmen als auch von 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) 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. 2023	31. Dez. 2022	% Veränderung (Berichterstattung)
EBIT	10.084	9.045	+11,5 %
(+) Marktbewertung von Commodity-Kontrakten, die keine Handelsinstrumente sind	2.430	(3.661)
(+) Einmaliger Anteil am Jahresüberschuss von Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden	(22)	(17)
Kurzfristiges Betriebsergebnis, einschließlich operativer Marktbewertung und Anteil am Jahresüberschuss von Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden	12.493	5.367	+132,7 %
Wertminderungsaufwendungen	(1.318)	(2.774)
Restrukturierungskosten	(47)	(230)
Änderungen des Konsolidierungskreises	(85)	91
Sonstige Einmaleffekte	(4.945)	(1.328)
Ergebnis der betrieblichen Tätigkeit	6.098	1.127	+441,3 %
Nettofinanzerträge/(-aufwendungen)	(2.163)	(3.003)
Ertragsteuerertrag/(-aufwand)	(1.031)	83
JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG)	2.903	390	+644,9 %
Periodischer Jahresüberschuss /(-fehlbetrag) aus fortgeführten Geschäftsbereichen, Konzernanteil	5.366	5.223
Konzernanteil am periodischen Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) je Aktie	2,18	2,24
Konzernanteil am Jahresüberschuss/(-fehlbetrag)	2.208	216
Nicht beherrschende Beteiligungen	695	173

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

In Millionen Euro	31. Dez. 2023	31. Dez. 2022
Periodischer Jahresüberschuss /(-fehlbetrag) aus fortgeführten Geschäftsbereichen, Konzernanteil	5.366	5.223
Wertminderungsaufwand und Sonstige	(5.456)	(1.494)
Restrukturierungskosten	(47)	(230)
Änderungen des Konsolidierungskreises	(85)	91
Marktbewertung von Commodity-Kontrakten, die keine Handelsinstrumente sind	2.430	(3.661)
Periodischer Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) aus aufgegebenen Geschäftsbereichen, Konzernanteil	-	287
Konzernanteil am Jahresüberschuss/(-fehlbetrag)	2.208	216

Das Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit betrug 6.098 Mio. €. Im Vergleich zu 2022 ist das ein deutlicher Anstieg, der im Wesentlichen auf die Veränderung bei nicht realisierten Gewinnen und Verlusten durch Commodity-Finanzinstrumente zurückgeht, die nicht die Anforderungen an Sicherungsinstrumente erfüllen, auf geringere Wertminderungsaufwendungen und das gewachsene EBIT. Dem steht teilweise die Auswirkung der Revision der Rückstellungen für Kernenergie gegenüber.

Das Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit wurde beeinflusst durch:

―	Nettowertminderungsaufwendungen von 1.318 Mio. € (gegenüber 2.774 Mio. € 2022), zumeist im Zusammenhang mit Anlagen zur Energieerzeugung aus erneuerbaren Energieträgern in Nordamerika und Anlagen, die vom Kohleausstieg der Gruppe betroffen waren (vgl. Anhang 9.1);
―	Restrukturierungskosten von 47 Mio. € (gegenüber 230 Mio. € 2022) (vgl. Anhang 9.2);
―	negative Auswirkungen der Konsolidierung von 85 Mio. € (gegenüber positiven 91 Mio. € 2022) (vgl. Anhang 9.3);
―	sonstige Einmaleffekte in Höhe von negativen 4.945 Mio. € (im Vergleich zu negativen 1.328 Mio. € 2022), bei denen es hauptsächlich um die Auswirkungen der Revision der Rückstellungen für Kernenergie geht, um die mit der belgischen Regierung am 29. Juni 2023 unterzeichnete Vereinbarung zu berücksichtigen, die nach der Unterschrift unter die Zusätze zu der ursprünglichen Vereinbarung am 21. Juli 2023 bindend wurden und deren Umsetzung in den am 13. Dezember 2023 unterzeichneten Transaktionsunterlagen enthalten ist (vgl. Anhang 9.4).

Der Nettofinanzaufwand belief sich 2023 auf 2.163 Mio. € gegenüber 3.003 Mio. € 2022 (vgl. Anhang 10), hauptsächlich weil die Fremdkapitalkosten gestiegen sind.

Bereinigt um Einmaleffekte, betrug der Nettofinanzaufwand 2023 1.975 Mio. € gegenüber 1.819 Mio. € für 2022. Diese Verschlechterung um 156 Mio. € ist auf den Anstieg sonstiger Finanzaufwendungen in Höhe von 96 Mio. € (vor allem aufgrund einer gestiegenen Anpassung von Auflösungen) und 60 Mio. € höhere Aufwendungen für die Nettoverschuldung zurückzuführen.

Die Ertragsteuer belief sich 2023 auf eine Gutschrift von 1.031 Mio. € (gegenüber einer Gutschrift von 83 Mio. € 2022).

Bereinigt um diese Einmaleffekte, lag der wiederkehrende Effektivsteuersatz per 31. Dezember 2023 bei 27,1 % im Vergleich zu 22,6 % am 31. Dezember 2022. Ursache waren vor allem:

―	eine Änderung der Steuersituation in bestimmten Ländern, die 2023 bzw. 2022 die latenten Steueransprüche nur teilweise anerkennen (vor allem Belgien, Italien, Luxemburg, Deutschland und die Niederlande) - etwa +8,3 Punkte;
―	die ungünstige Auswirkung 2022 der Tatsache, dass Steuer auf Einmalposten als Betriebsausgabe nicht abzugsfähig war. Hinzu kam der temporäre Solidaritätsbeitrag in Italien - etwa -3,3 Punkte.

Der Konzernanteil am periodischen Jahresüberschuss betrug bei den fortgeführten Geschäftsbereichen 5.366 Mio. €, 2022 waren es 5.223 Mio. €. Grund für die Zunahme war hauptsächlich das gewachsene EBIT, dem teilweise höhere Steueraufwendungen gegenüberstanden.

Der Konzernanteil am Jahresüberschuss betrug 2.208 Mio. €. Im Vergleich zu 2022 ist das ein deutlicher Anstieg, der im Wesentlichen auf nicht realisierte Gewinne und Verluste durch CommodityFinanzinstrumente zurückgeht, die nicht die Anforderungen an Sicherungsinstrumente erfüllen. Dem steht teilweise die Auswirkung der Revision der Rückstellungen für Kernenergie gegenüber.

Der nicht beherrschenden Beteiligungen zuzuordnende Jahresüberschuss belief sich auf 695 Mio. €, eine Verbesserung gegenüber den Zahlen für 2022 (ein Plus von 521 Mio. €) hauptsächlich bei Renewables in den Vereinigten Staaten.

6.1.1.3 Änderung der Nettofinanzverschuldung

Die Nettofinanzverschuldung betrug 29,5 Mrd. €. Das ist ein Plus von 5,4 Mrd. € im Vergleich zum 31. Dezember 2022.

Gründe für die Zunahme waren hauptsächlich:

―	Investitionsausgaben von 10,6 Mrd. € über die Periode;
―	an Aktionäre von ENGIE SA und an nicht beherrschende Beteiligungen gezahlte Dividenden von 4,1 Mrd. €;
―	die Finanzierung und Aufwendungen(1) für den Ausstieg Belgiens aus der Kernenergie von 3,4 Mrd. €;
―	sonstige Positionen in Höhe von 0,7 Mrd. €.

Diesen Elementen standen teilweise gegenüber:

―	Barmittel aus betrieblicher Tätigkeit von 13,1 Mrd. €;
―	Veräußerungen im Umfang von 0,3 Mrd. €.

Änderungen der Nettofinanzverschuldung gliedern sich wie folgt:

In Milliarden Euro

(1) Investitionsausgaben, abzüglich der Erlöse aus DBSO-Projekten und Tax Equity.

(2) Beinhaltet Konsolidierungseffekte im Zusammenhang mit Veräußerungen und Erwerben.

1 Die Finanzierung von Synatom wurde zuvor in den Brutto-Capex berichtet, die Ausgaben für Abfall/Abbruch bei CFFO.

Die wirtschaftliche Nettoschuld belief sich auf 46,5 Mrd. €. Das sind 7,7 Mrd. € mehr als am 31. Dezember 2022, insbesondere wegen größerer Rückstellungen für die aus der Stilllegung von Anlagen entstehenden Verpflichtungen (+5,6 Mrd. €, hauptsächlich wegen der erhöhten Kernenergierückstellungen als Folge des Vertrags mit dem belgischen Staat) und einer höheren Nettofinanzverschuldung (+5,4 Mrd. €). Dem steht teilweise eine Änderung bei Vermögenswerten für die Kernenergieabgabe im Zusammenhang mit zusätzlicher Finanzierung gegenüber (-3,4 Mrd. €).

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

(1) Erhöhung der Kernenergierückstellungen infolge des Vertrags mit der belgischen Regierung.

Die Kennzahl Nettofinanzschuld zu EBITDA betrug 2,0x, ein Plus von 0,2x gegenüber dem 31. Dezember 2022.

Die durchschnittlichen Kosten der Bruttoschuld lagen bei 4,31 %.

In Millionen Euro	31. Dez. 2023	31. Dez. 2022
Nettofinanzschuld	29.493	24.054
EBITDA	15.017	13.713
NETTOVERSCHULDUNGSQUOTE	1,96	1,75

Die wirtschaftliche Nettoschuld betrug im Verhältnis zum EBITDA 3.1x, also 0,3x mehr als am 31. Dezember 2022. Das entspricht dem Ziel von weniger oder gleich 4,0x.

In Millionen Euro	31. Dez. 2023	31. Dez. 2022
Wirtschaftliche Nettoschuld	46.517	38.808
EBITDA	15.017	13.713
WIRTSCHAFTLICHE NETTOVERSCHULDUNGSQUOTE	3,10	2,83

6.1.1.3.1 Cashflow aus betrieblicher Tätigkeit (CFFO)

Der Cashflow aus der betrieblichen Tätigkeit (CFFO) betrug 13,1 Mrd. €, das sind 5,1 Mrd. € mehr als 2022. Dieser Zuwachs stützte sich hauptsächlich auf eine verbesserte Änderung des Working-Capital-Bedarfs (+2.8 Mrd. €).

Der Working-Capital-Bedarf war mit 0,4 Mrd. € positiv mit einer positiven Schwankung im Jahresvergleich von 2,8 Mrd. €. Haupttreiber waren Preiseffekte durch eine Gasentnahme zu höheren Preisen (+3.9 Mrd. €), nicht abgerechnete Energiemengen (+3.5 Mrd. €), Einschussforderungen (+1,3 Mrd. €) und die positive zeitliche Auswirkung auf den Tarifschutz (+0,9 Mrd. €). Diesen positiven Einflüssen standen teilweise die Auswirkung von Auflösungen von Marktreserven bei GEMS (-2,2 Mrd. €), die für den CFFO neutral sind, Nettoforderungen (-1,9 Mrd. €) und Auswirkungen der Kernenergie (-2,1 Mrd. €) gegenüber, bei denen es vor allem um Steuern ging.

6.1.1.3.2 Liquidität

Am 3. Dezember 2023 lag die Liquidität bei 23,6 Mrd. €, einschließlich 17,0 Mrd. € an Barmitteln(1).

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

6.1.1.3.3 Investitionsausgaben (CAPEX)

Die Gesamt-Capex betrugen 10,6 Mrd. €, davon Wachstums-CAPEX 8,1 Mrd. €.

Investitionsausgaben (CAPEX) nach Geschäftsfeld In Milliarden Euro

Die Investitionsausgaben für Wachstum betrugen 8,1 Mrd. € und verteilen sich auf die Geschäftstätigkeit wie folgt:

Die wichtigsten Vorhaben (Mrd. €)

Renewables	1,3
Konsolidierung von Kathu	0,6
USA: Tacoma	0,8
Brasilien: Wind & Solar (Santo Agostinho, Assurua & Assu Sol)	0,5
Trivoli	0,4
Chile & Peru: Windparks BESS Coya & Lomas de Taltal & Punta Lomitas	0,4
USA: Bernard Creek (Solar)	0,3
Frankreich Wind & Solar (hauptsächlich Engie Green)	0,3
Polen (Stella 2, Cyranka & Pasadena)	0,2
FlexGen	1,8
Erwerb von Broad Reach Power	1,5
Flemalle	0,2
Networks	0,8
Regulierte Infrastrukturgeschäfte in Frankreich	0,5
Stromübertragungsleitungen in Brasilien	0,2
Energy Solutions	0,9
Große Infrastruktureinrichtungen in Frankreich (hauptsächlich Fernwärme-	0,4
und -kälte)
Nordamerika lokale PV und Speicherung	0,1

(1) Abzüglich Veräußerungen im Rahmen von DBSO, ohne Konzernaufwendungen und Erträge aus Tax Equity.

Darstellung von Investitionsausgaben für Wachstum nach Geografie/Geschäftstätigkeit:

In Millionen Euro	Frankreich	Resteuropa	Lateinamerika	USA & Kanada	Naher Osten, Asien & Afrika	Sonstige
Renewables	323	481	1.103	994	1.059	7
Networks	501	163	174	-	-	-
Energy Solutions	477	155	4	136	79	47
FlexGen	-	341	14	1.492	(8)	5
Retail	53	45	-	-	8	54
Nuclear	-	-	19	-	-	-
Sonstige	-	8	-	1	6	352
davon GEMS	-	-	-	-	-	82
SUMME WACHSTUMS-CAPEX	1.354	1.193	1.314	2.622	1.144	464

In Millionen Euro	31. Dez. 2023
Renewables	3.966
Networks	839
Energy Solutions	897
FlexGen	1.843
Retail	160
Nuclear	19
Sonstige	368
davon GEMS	82
SUMME WACHSTUMS-CAPEX	8.090

In Millionen Euro	Frankreich	Resteuropa	Lateinamerika	USA & Kanada	Naher Osten, Asien & Afrika	Sonstige
Renewables	361	1.094	876	648	214	10
Networks	669	174	245	-	-	-
Energy Solutions	354	122	19	66	75	58
FlexGen	-	181	9	34	(9)	6
Retail	62	42	-	-	7	62
Nuclear	-	-	-	-	-	-
Sonstige	-	4	-	-	-	103
davon GEMS	-	-	-	-	-	63
SUMME WACHSTUMS-CAPEX	1.445	1.617	1.148	748	287	240

In Millionen Euro	31. Dez. 2022(1)
Renewables	3.202
Networks	1.087
Energy Solutions	694
FlexGen	220
Retail	173
Nuclear	-
Sonstige	108
davon GEMS	63
SUMME WACHSTUMS-CAPEX	5.484

(1) Per 1. Januar 2023 gab es bei den Unternehmenssparten bestimmte interne Umverteilungen ohne Auswirkung auf den Gesamtbetrag. Die wichtigste betrifft den Übergang von EV Box von Energy Solutions zu Sonstige.

6.1.1.3.4 Dividenden und Bewegungen der eigenen Anteile

Gezahlte Dividenden und Bewegungen der eigenen Anteile über die Periode betrugen 4,1 Mrd. € und beinhalten im Wesentlichen die Dividendenzahlung von ENGIE im April für das Geschäftsjahr 2022 von 3,4 Mrd. € und die verschiedener Tochterunternehmen an ihre nicht beherrschenden Beteiligungen von 0,5 Mrd. €.

6.1.1.3.5 Nettofinanzschuld per 31. Dezember 2023

Nimmt man die fortgeführten Anschaffungskosten heraus, schließt aber die Auswirkung von Devisenderivaten ein, waren per 31. Dezember 2023 insgesamt 65 % der Nettofinanzschuld in Euro, 19 % in US-Dollar und 10 % in brasilianischen Real denominiert.

Mit dem Beitrag von Finanzinstrumenten sind 89 % der Nettoschuld festverzinslich.

Die durchschnittliche Fälligkeit der Nettofinanzschuld der Gruppe liegt bei 13,2 Jahren.

Per 31. Dezember 2023 besaß die Gruppe nicht in Anspruch genommene bestätigte Kreditlinien von insgesamt 12,2 Mrd. €.

6.1.1.3.6 Rating

Am 23. November 2023 bestätigte S&P der ENGIE SA das langfristige Emittentenrating mit BBB+ und das kurzfristige Rating mit A-2, mit stabilem Ausblick.

Am 13. Juli 2023 bestätigte Moody's der ENGIE SA das langfristige Emittentenrating mit Baa1 und das kurzfristige Rating mit P-2, mit stabilem Ausblick.

Am 18. Juli 2023 bestätigte Fitch der ENGIE SA 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. 2023	31. Dez. 2022	Nettoänderung
Langfristige Vermögenswerte	119.023	131.521	(12.498)
davon Goodwill	12.864	12.854	10
davon Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte, zu Buchwerten	66.399	62.853	3.547
davon derivative Instrumente	12.764	33.134	(20.370)
davon Investitionen in Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden	9.213	9.279	(66)
Kurzfristige Vermögenswerte	75.617	103.969	(28.352)
davon Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten	20.092	31.310	(11.218)
davon derivative Instrumente	8.481	15.252	(6.772)
davon als zum Verkauf gehalten klassifizierte Vermögenswerte	-	428	(428)
Gesamteigenkapital	35.724	39.285	(3.560)
Rückstellungen	32.593	27.027	5.566
Fremdkapital	47.287	40.591	6.696
Derivative Instrumente	24.561	51.276	(26.715)
Sonstige Verbindlichkeiten	54.475	77.311	(22.835)
davon Verbindlichkeiten, die direkt mit Vermögenswerten verbunden sind, die als veräußerungsfähig klassifiziert sind	-	371	(371)

Der Buchwert von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten lag bei 66,4 Mrd. €, ein Plus von 3,5 Mrd. € gegenüber dem 31. Dezember 2022. Diese Veränderung geht im Wesentlichen auf Investitionsausgaben über die Periode (positive 8,8 Mrd. €) und Änderungen des Konsolidierungskreises (positive 1,9 € Mrd. €) zurück, denen teilweise Abschreibungen (negative 4,9 Mrd. €) und Wertminderungsaufwendungen über die Periode (negative 1,2 Mrd. €) gegenüberstehen (vgl. Anhang 13).

Der Goodwill betrug 12,9 Mrd. €. Damit ist er im Vergleich zum 31. Dezember 2022 stabil geblieben (vgl. Anhang 13).

Investitionen in Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, stiegen um 0,1 Mrd. € (vgl. Anhang 4.2).

Das Gesamteigenkapital belief sich auf 35,7 Mrd. €, eine Verringerung um 3,6 Mrd. € gegenüber dem 31. Dezember 2022. Dieser Rückgang entstand vor allem durch ausgeschüttete Dividenden (negative 3,9 Mrd. €) und das sonstige Gesamtergebnis (negative 2,6 Mrd. €, einschließlich negativer 3,1 Mrd. € für Cashflow-Sicherungen für

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 2023 auf insgesamt 54.149 Mio. €, ein Rückgang im Vergleich zu 2022 (68.500 Mio. €) auf dem Gasmarkt.

Das Unternehmen berichtete für 2023 einen Nettofehlbetrag beim Betriebsergebnis von 987 Mio. €, eine drastische Verschlechterung von 2.038 Mio. € im Vergleich zu einem Überschuss von 1.051 Mio. € 2022. Die Marge für Energie verringerte sich um 1.042 Mio. €.

Die Nettofinanzerträge beliefen sich auf 662 Mio. €, 1.125 Mio. € weniger als 2022, hauptsächlich wegen weniger vereinnahmter Dividenden.

Einmaleffekte machten 2023 einen Ertrag von 578 Mio. € aus und beinhalteten im Wesentlichen Wertänderungen von Eigenkapitalbeteiligungen (einschließlich Electrabel).

Die Ertragsteuergutschrift betrug 247 Mio. € im Vergleich zu einer Ertragsteuergutschrift von 321 Mio. € für 2022, einschließlich einer Entlastung aus Steuerkonsolidierung von 233 Mio. €.

Commodities, negativer 0,6 Mrd. € für versicherungsmathematische Gewinne und Verluste und positiver 0,9 Mrd. € latenter Steuern), die teilweise durch den Jahresüberschuss für die Periode aufgefangen wurden (positive 2,9 Mrd. €).

Die Rückstellungen stiegen im Vergleich zum 31. Dezember 2022 um 5,6 Mrd. € auf 32,6 Mrd. €. Dieser Anstieg geht hauptsächlich auf die Folgen der Revision der Rückstellungen für Kernenergie zurück, um die Interimsvereinbarung zu berücksichtigen, die am 29. Juni 2023 mit der belgischen Regierung unterzeichnet wurde und die nach Unterschrift unter die Zusätze zu der ursprünglichen Vereinbarung am 21. Juli 2023 und nach der endgültigen Stellungnahme der Kommission für Kernenergierückstellungen (CNP) am 7. Juli 2023 bindend wurde. Die Umsetzung ist in den am 13. Dezember 2023 unterschriebenen Transaktionsunterlagen enthalten (vgl. Anhang 17).

Der Rückgang bei den derivativen Instrumenten ist vor allem der extremen Volatilität der Commodity-Preise über die Periode geschuldet.

Der Jahresüberschuss erreichte 500 Mio. €.

Das Eigenkapital betrug 28.376 Mio. € im Vergleich zu 31.118 Mio. € Ende 2022. Die Verringerung um 2.742 Mio. € war vor allem dem Jahresüberschuss von 500 Mio. € im Jahr 2022 und der Dividendenzahlung 2022 von 3.449 Mio. € geschuldet.

Per 31. Dezember 2023 machten Fremdkapital und Schuld 47.084 Mio. € aus, Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente beliefen sich auf 14.004 Mio. € (von denen sich 7.828 Mio. € auf Kontokorrentkredite von Tochtergesellschaften bezogen).

Information über 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: Eingegangene Rechnungen, die am Ende der Berichtsperiode unbezahlt und überfällig waren
In Millionen Euro	0 Tage (geschätzt)	1 bis 30 Tage	31 bis 60 Tage	61 bis 90 Tage	91 Tage oder mehr	Summe (1 Tag oder mehr)
---	---	---	---	---	---	---
(A) nach Fälligkeitsalter
Zahl der Rechnungen	-					69.321
Aggregierter Rechnungsbetrag (mit MwSt.)	-	15,7	11,1	0,8	716,7	744,3
Anteil am Gesamtbetrag der Einkäufe (mit MwSt.) für die Periode	-	0,02 %	0,02 %	0,00 %	1,14 %	1,18 %
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						501
Aggregierter Betrag der ausgeschlossenen Rechnungen						(66,9)
(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: Ausgestellte Rechnungen, die am Ende der Berichtsperiode unbezahlt und überfällig waren
In Millionen Euro	0 Tage (geschätzt)	1 bis 30 Tage	31 bis 60 Tage	61 bis 90 Tage	91 Tage oder mehr	Summe (1 Tag oder mehr)
---	---	---	---	---	---	---
(A) nach Fälligkeitsalter
Zahl der Rechnungen	-					5.900.621
Aggregierter Rechnungsbetrag (mit MwSt.)	-	29,9	26,8	51,5	1.130,4	1.238,6
Anteil am Gesamtbetrag der Einkäufe (mit MwSt.) für die Periode
Anteil an den Gesamterlösen (mit MwSt.) für die Periode	-	0,05%	0,04 %	0,08 %	1,77 %	1,94 %
(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						682
Aggregierter Betrag der ausgeschlossenen Rechnungen						1,8
(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 2023 ohne Kontokorrentkredite, fortgeführte Anschaffungskosten und derivative Finanzinstrumente 43 Mrd. €, mehr als Ende 2022. Sie bestand im Wesentlichen aus Anleiheemissionen für 30,3 Mrd. € und Bankkrediten für 6,7 Mrd. €. Sonstiges Fremdkapital und Inanspruchnahmen von Kreditlinien summierten sich zu 0,4 Mrd. €. Kurzfristige Kredite (kurzfristige marktgängige Wertpapiere) hatten Ende 2023 einen Anteil von 13 % an der Gesamtbruttoschuld.

83 % 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 2023 auf 26,8 Mrd. €. Ende 2023 war die Nettoschuld zu 65 % in Euro, zu 19 % in US-Dollar und zu 10 % in brasilianischen Real denominiert, ohne fortgeführte Anschaffungskosten und nach Auswirkung der Wechselkurse von Derivaten.

Nach der Auswirkung von Derivaten waren 89 % der Nettoschuld festverzinslich. Die durchschnittlichen Kosten der Bruttoschuld lagen bei 4,3 %. Die durchschnittliche Fälligkeit der Nettoschuld lag Ende 2023 bei 13,2 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 2023

Die wichtigsten Transaktionen 2023 mit Einfluss auf die Nettofinanzschuld sind in Anhang 14.3.3. zu Abschnitt 6.2.2 "Anhänge zum Konzernabschluss" beschrieben.

Im September 2023 begann die Gruppe, ihre Konsortialkreditlinie über 5 Mrd. € zu refinanzieren. Bei dieser Gelegenheit verringerte sie den Umfang der Verpflichtung auf 4,5 Mrd. € und verlängerte die Fälligkeit bis 13. September 2028. Für diesen Kredit bestehen zwei noch nicht ausgeübte Optionen einer Verlängerung um ein Jahr.

Im November 2023 übte die Gruppe ihre zweite Option zur Verlängerung ihrer im Dezember 2021 aufgenommenen Konsortialkreditlinie über 4 Mrd. € aus, die nun bis 15. Dezember 2028 läuft.

6.1.2.1.3 Ratings

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

Im November 2023 bestätigte S&P das Emittentenrating für ENGIE SA mit BBB+/A-2 mit stabilem Ausblick.

Im Juli 2023 bestätigte Moody's das Emittentenrating für ENGIE SA mit -Baa1/P-2 mit stabilem Ausblick.

Im Juli 2023 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 2023 besaß die Gruppe nicht in Anspruch genommene bestätigte Kreditlinien von insgesamt 12,2 Mrd. €. Diese Kreditlinien lassen sich unter anderem als Absicherung für die kurzfristigen marktgängigen Wertpapierprogramme einsetzen. Fast 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 2023 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 wird, 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 = EBITDA/Zinsaufwand);
―	Loan Life Cover Ratio (Anpassung der mittleren Kosten der künftigen Free-Cash-Flow-Schuld dividiert durch die Restschuld);
―	Statischer Verschuldungsgrad oder Wahrung einer Mindesteigenkapitalmenge.

Per 31. Dezember 2023 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. Keine der verfügbaren zentral verwalteten Kreditlinien enthält eine DefaultKlausel, die mit Finanzkennziffern oder Ratingstufen verbunden ist.

6.1.2.3 Erwartete Finanzierungsquellen zur Erfüllung von Verpflichtungen aus Investitionsentscheidungen

Die Gruppe geht davon aus, dass ihr Finanzbedarf durch verfügbare Zahlungsmittel und ad-hoc-Rückgriffe auf die Kapitalmärkte sowie die mögliche Nutzung ihrer vorhandenen Kreditfazilitäten gedeckt wird.

Nötigenfalls könnte eine Sonderfinanzierung für sehr spezielle Projekte aufgelegt werden.

Von den Finanzierungen der Gruppe werden 2024 insgesamt 1,9 Mrd. € fällig, ausgenommen die Fälligkeit von 5,6 Mrd. € für kurzfristige marktgängige Wertpapiere. Zusätzlich besaß sie per 31. Dezember 2023 Zahlungsmittel von 17,0 Mrd. € (abzüglich Kontokorrentkredite) und insgesamt 12,2 Mrd. € aus verfügbaren Kreditlinien, einschließlich 1,6 Mrd. €, die 2024 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. 2023	31. Dez. 2022
ERLÖSE	6.2 & 7	82.565	93.865
Käufe und betriebsnotwendige Derivate	8.1	(56.992)	(74.535)
Personalkosten	8.2	(8.149)	(8.078)
Abschreibung und Rückstellungen	8.3	(4.911)	(5.187)
Steuern	8.4	(2.627)	(3.380)
Sonstige betriebliche Erträge		1.541	1.624
Kurzfristiges Betriebsergebnis mit operativer Marktbewertung		11.427	4.309
Anteil am Jahresüberschuss von Unternehmen, die nach der Equity-Methode bewertet werden	6,2	1.066	1.059
Kurzfristiges Betriebsergebnis, einschließlich operativer Marktbewertung und Anteil am Jahresüberschuss von Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden		12.493	5.367
Wertminderungsaufwendungen	9.1	(1.318)	(2.774)
Restrukturierungskosten	9.2	(47)	(230)
Änderungen des Konsolidierungskreises	9.3	(85)	91
Sonstige Einmaleffekte	9.4	(4.945)	(1.328)
NETTOERGEBNIS DER BETRIEBLICHEN TÄTIGKEIT		6.098	1.127
Finanzaufwand		(3.340)	(3.700)
Finanzertrag		1.177	697
NETTOFINANZERTRÄGE/(-AUFWENDUNGEN)	10	(2.163)	(3.003)
Ertragsteuerertrag/(-aufwand)	11	(1.031)	83
JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG) AUS FORTGEFÜHRTEN GESCHÄFTSBEREICHEN		2.903	(1.793)
JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG) AUS AUFGEGEBENEN GESCHÄFTSBEREICHEN (1)		-	2.183
JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG)		2.903	390
Konzernanteil am Jahresüberschuss/(-fehlbetrag)		2.208	216
davon Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) aus fortgeführten Geschäftsbereichen, Konzernanteil		2.208	(1.965)
davon Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) aus aufgegebenen Geschäftsbereichen, Konzernanteil			2.182
Nicht beherrschende Beteiligungen		695	173
davon nicht beherrschende Beteiligungen an fortgeführten Geschäftsbereichen		695	172
davon nicht beherrschende Beteiligungen an aufgegebenen Geschäftsbereichen		-	1
UNVERWÄSSERTES ERGEBNIS JE AKTIE (EURO)	12	0,88	0,06
davon unverwässertes Ergebnis aus fortgeführten Geschäftsbereichen je Aktie		0,88	(0,84)
davon unverwässertes Ergebnis aus aufgegebenen Geschäftsbereichen je Aktie		-	0,90
VERWÄSSERTES ERGEBNIS JE AKTIE (EURO)	12	0,87	0,06
davon verwässertes Ergebnis aus fortgeführten Geschäftsbereichen je Aktie		0,87	(0,84)
davon verwässertes Ergebnis aus aufgegebenen Geschäftsbereichen je Aktie		-	0,90

(1) Der Jahresüberschuss aus aufgegebenen Geschäftsbereichen 2022 entspricht dem Überschussanteil von Equans.

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. 2023	31. Dez. 2022
JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG)		2.903	390
Schuldinstrumente	14.1	325	(378)
Sicherungen von Nettoinvestitionen	15	148	(15)
Cashflow-Sicherungen (ohne Commodity-Instrumente)	15	(83)	938
Cashflow-Sicherungen für Commodities(1)	15	(3.162)	(4.719)
Latente Steuern auf umgliederbare oder umgegliederte Positionen		765	951
Anteil der nach der Equity-Methode bilanzierten Unternehmen an umgliederbaren Posten, nach Steuern		36	871
Umrechnungsdifferenzen		(343)	848
Umgliederbare Posten aus aufgegebenen Geschäftsbereichen, nach Steuern		-	(118)
SUMME UMGLIEDERBARER POSTEN		(2.315)	(1.622)
Eigenkapitalinstrumente	14.1	120	(685)
Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste		(580)	2.718
Latente Steuern auf nicht umgliederbare Posten		135	(613)
Anteil von nach der Equity-Methode bilanzierten Unternehmen an versicherungsmathematischen Gewinnen und Verlusten, nach Steuern		1	5
Nicht umgliederbare Posten aus aufgegebenen Geschäftsbereichen, nach Steuern		-	48
SUMME NICHT UMGLIEDERBARER POSTEN		(324)	1.472
SUMME UMGLIEDERBARER POSTEN UND NICHT UMGLIEDERBARER POSTEN		(2.639)	(150)
SUMME GESAMTERGEBNIS		264	240
davon Eigentümer des Mutterunternehmens		(717)	(257)
davon nicht beherrschende Beteiligungen		981	497

(1) Die 2023 gefallenen Marktpreise für Commodities haben zu erheblichen Änderungen des beizulegenden Zeitwerts von Finanzinstrumenten beigetragen und beeinflussen das sonstige Gesamtergebnis. 2023 eigneten sich die Sicherung von Stromliefergeschäften in Frankreich, Belgien und den Niederlanden und die Verkäufe aus der Produktion einiger unserer Anlagen in diesen Gebieten als Cashflow-Hedging-Instrumente im Sinne von IFRS 9. Nicht realisierte Gewinne und Verluste aus dem wirksamen Teil dieser Sicherungen sind jetzt im sonstigen Gesamtergebnis erfasst wie auch die Sicherungsinstrumente für unsere Gasliefergeschäfte in Europa, die dafür bereits qualifiziert sind, und werden zur selben Zeit in die betrieblichen Erträge umgegliedert wie die besicherten Transaktionen, auf die sie sich beziehen.

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

Bilanz

Vermögenswerte

In Millionen Euro	Anhänge	31. Dez. 2023	31. Dez. 2022
Langfristige Vermögenswerte
Goodwill	13.1	12.864	12.854
Immaterielle Vermögenswerte, zu Buchwerten	13.2	8.449	7.364
Sachanlagen, zu Buchwerten	13.3	57.950	55.488
Sonstige finanzielle Vermögenswerte	14	14.817	10.599
Derivative Instrumente	14	12.764	33.134
Vermögenswerte aus Verträgen mit Kunden	7	1	9
Investitionen in Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden	3	9.213	9.279
Sonstige langfristige Vermögenswerte	22	990	766
Latente Steueransprüche	11	1.974	2.029
SUMME LANGFRISTIGE VERMÖGENSWERTE		119.023	131.521
Kurzfristige Vermögenswerte
Sonstige finanzielle Vermögenswerte	14	2.170	2.394
Derivative Instrumente	14	8.481	15.252
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen, netto	7	20.092	31.310
Vermögenswerte aus Verträgen mit Kunden	7	9.530	12.575
Vorräte	22	5.343	8.145
Sonstige kurzfristige Vermögenswerte	22	13.424	18.294
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	14	16.578	15.570
Als zum Verkauf gehalten klassifizierte Vermögenswerte		-	428
SUMME KURZFRISTIGE VERMÖGENSWERTE		75.617	103.969
SUMME DER VERMÖGENSWERTE		194.640	235.490

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

Eigenkapital und Verbindlichkeiten

In Millionen Euro	Anhänge	31. Dez. 2023	31. Dez. 2022
Eigenkapital		30.057	34.253
Nicht beherrschende Beteiligungen	2	5.667	5.032
SUMME EIGENKAPITAL	16	35.724	39.285
Langfristige Verbindlichkeiten
Rückstellungen	17	18.792	24.663
Langfristiges Fremdkapital	14	37.920	28.083
Derivative Instrumente	14	16.755	39.417
Sonstige finanzielle Verbindlichkeiten	14	82	90
Verbindlichkeiten aus Verträgen mit Kunden	7	93	121
Sonstige langfristige Verbindlichkeiten	22	3.614	3.646
Latente Steuerverbindlichkeiten	11	5.632	6.408
SUMME LANGFRISTIGE VERBINDLICHKEITEN		82.889	102.427
Kurzfristige Verbindlichkeiten
Rückstellungen	17	13.801	2.365
Kurzfristiges Fremdkapital	14	9.367	12.508
Derivative Instrumente	14	7.806	11.859
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten	14	22.976	39.801
Verbindlichkeiten aus Verträgen mit Kunden	7	3.960	3.292
Sonstige kurzfristige Verbindlichkeiten	22	18.118	23.583
Verbindlichkeiten, die direkt mit Vermögenswerten verbunden sind, die als veräußerungsfähig klassifiziert sind		-	371
SUMME KURZFRISTIGE VERBINDLICHKEITEN		76.027	93.778
SUMME EIGENKAPITAL UND VERBINDLICHKEITEN		194.640	235.490

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

Eigenkapitalveränderungsrechnung

In Millionen Euro	Aktienkapital	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" zum Konzernabschluss für das am 31. Dezember 2022 beendete Jahr aufgeführt.

(2) Bezieht sich hauptsächlich auf den Verkauf eines Teils des Portfolios an Anlagen für erneuerbare Energieträger in den Vereinigten Staaten (vgl. Anhang 16.2.4 "Sonstige Transaktionen" zum Konzernabschluss für das am 31. Dezember 2022 beendete Jahr).

(3) SaaS-Vereinbarung (vgl. Anhang 1.1.2 "Weiteres Papier" zum Konzernabschluss für das am 31. Dezember 2022 beendete Jahr).

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

In Millionen Euro	Aktienkapital	Kapitalrücklage	Konsolidierte Rücklagen	Tief nachrangige, ewig laufende Anleihen	Änderungen des beizulegenden Zeitwerts und sonstige	Umrechnungsdifferenzen
EIGENKAPITAL PER 31. DEZEMBER 2022	2.435	25.667	5.036	3.393	(668)	(1.422)
Jahresüberschuss (-fehlbetrag)			2.208
Sonstiges Gesamtergebnis			(307)		(2.348)	(270)
Summe Gesamtergebnis			1.901	-	(2.348)	(270)
Anteilsbasierte Vergütung	-	-	53
Dividendenauszahlung in bar(1)		(1.752)	(1.675)
Kauf/Veräußerung eigener Anteile			(69)
Geschäfte mit tief nachrangigen, ewig laufenden Anleihen			(80)	-
Geschäftsvorfälle zwischen Eigentümern (2)			(99)
Transaktionen mit Auswirkung auf nicht beherrschende Beteiligungen			-
Erhöhungen und Herabsetzungen von Aktienkapital
Normative Änderungen			(5)
Sonstige Änderungen(3)		-	137	-	-
EIGENKAPITAL PER 31. DEZEMBER 2023	2.435	23.916	5.198	3.393	(3.015)	(1.693)

In Millionen Euro	Eigene Anteile	Eigenkapital	Nicht beherrschende Beteiligungen	Summe
EIGENKAPITAL PER 31. DEZEMBER 2022	(189)	34.253	5.032	39.285
Jahresüberschuss (-fehlbetrag)		2.208	695	2.903
Sonstiges Gesamtergebnis		(2.925)	286	(2.639)
Summe Gesamtergebnis	-	(717)	981	264
Anteilsbasierte Vergütung		53	-	53
Dividendenauszahlung in bar(1)		(3.427)	(522)	(3.949)
Kauf/Veräußerung eigener Anteile	12	(57)	-	(57)
Geschäfte mit tief nachrangigen, ewig laufenden Anleihen		(80)	-	(80)
Geschäftsvorfälle zwischen Eigentümern (2)		(99)	(68)	(168)
Transaktionen mit Auswirkung auf nicht beherrschende Beteiligungen		-	40	40
Erhöhungen und Herabsetzungen von Aktienkapital		-	201	201
Normative Änderungen		(5)	-	(5)
Sonstige Änderungen(3)	-	137	4	140
EIGENKAPITAL PER 31. DEZEMBER 2023	(177)	30.057	5.667	35.724

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

(2) Bezieht sich hauptsächlich auf den Erwerb der Minderheitsbeteiligung von Mitsui & Co, Ltd ("Mitsui") an International Power (Australia) Holdings Pty Limited ("IPAH") (vgl. Anhang 4 "Wichtige Änderungen der Konzernstruktur").

(3) Bezieht sich hauptsächlich auf die Beilegung des Rechtsstreits mit den französischen Steuerbehörden über die regresslose Abtretung der Quellensteuerforderung der Gruppe 2005. Dieser Rechtsstreit ist in Anhang 23 "Gerichts- und wettbewerbsrechtliche Verfahren" dargestellt

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

Kapitalflussrechnung

In Millionen Euro	Anhänge	31. Dez. 2023	31. Dez. 2022
JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG)		2.903	390
- Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) aus aufgegebenen Geschäftsbereichen		-	2.183
JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG) AUS FORTGEFÜHRTEN GESCHÄFTSBEREICHEN		2.903	(1.793)
- Anteil am Jahresergebnis von Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden		(1.066)	(1.059)
+ Erhaltene Dividenden von Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden		1.031	713
- Nettoabschreibung, Wertminderung und Rückstellungen		11.020	8.057
- Auswirkung von Änderungen des Konsolidierungskreises und sonstige Einmaleffekte		136	74
- Marktbewertung von Commodity-Kontrakten, die keine Handelsinstrumente sind		(2.430)	3.661
- Sonstige Posten, die sich nicht auf Zahlungsmittel auswirken		(382)	(157)
- Ertragsteueraufwand	11	1.031	(83)
- Nettofinanzergebnis	10	2.163	3.003
Zahlungsmittel aus betrieblicher Tätigkeit vor Ertragsteuern und Working-Capital-Bedarf		14.407	12.415
+ Gezahlte Steuern		(1.687)	(1.504)
Änderung des Working-Capital-Bedarfs	22.1	397	(2.424)
CASHFLOW AUS BETRIEBLICHER TÄTIGKEIT FORTGEFÜHRTER GESCHÄFTSBEREICHE		13.117	8.488
CASHFLOW AUS BETRIEBLICHER TÄTIGKEIT AUFGEGEBENER GESCHÄFTSBEREICHE		-	98
CASHFLOW AUS BETRIEBLICHER TÄTIGKEIT		13.117	8.586
Erwerbe von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten	13.2 & 13.3	(7.328)	(6.379)
Erwerbe von beherrschenden Beteiligungen an Gesellschaften, abzüglich erworbener Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	4 & 14	(1.392)	(289)
Erwerbe von Investitionen in Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, und in gemeinschaftliche Tätigkeit	4 & 14	(237)	(407)
Erwerbe von Eigenkapital- und Schuldinstrumenten	14	(1.675)	175
Veräußerungen von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten	13.2 & 13.3	122	173
Verlust von beherrschenden Beteiligungen an Gesellschaften, abzüglich verkaufter Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	4 & 14	27	6.728
Veräußerungen von Investitionen in Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, und in gemeinschaftliche Tätigkeit	4 & 14	131	1.461
Veräußerungen von Eigenkapital- und Schuldinstrumenten	14	(8)	268
Vereinnahmte Zinsen auf finanzielle Vermögenswerte		118	(37)
Auf Eigenkapitalinstrumente vereinnahmte Dividenden		9	18
Änderung bei Krediten und Forderungen, ausgereicht von der Gruppe und anderen	5.6	(1.585)	(2.877)
CASHFLOW AUS (VERWENDET FÜR) INVESTITIONSTÄTIGKEIT IN FORTGEFÜHRTE GESCHÄFTSBEREICHE		(11.818)	(1.167)
CASHFLOW AUS (VERWENDET FÜR) INVESTITIONSTÄTIGKEIT IN AUFGEGEBENE GESCHÄFTSBEREICHE		-	(3.123)
CASHFLOW AUS (VERWENDET FÜR) INVESTITIONSTÄTIGKEIT		(11.818)	(4.290)
Gezahlte Dividenden(1)		(4.067)	(2.665)
Tilgung von Finanzschulden		(6.671)	(10.972)
Änderung bei finanziellen Vermögenswerten, die für Investition oder Finanzierung gehalten werden		15	188
Gezahlte Zinsen		(1.058)	(822)
Vereinnahmte Zinsen auf Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente		569	194
Kapitalfluss aus Derivaten, die als Sicherung von Nettoinvestitionen qualifizieren, und Kompensationszahlungen auf Derivate und frühzeitig zurückgekauftes Fremdkapital		134	(216)
Erhöhung von Fremdkapitalaufnahmen		10.716	8.669
Erhöhung/Senkung von Kapital		200	(259)
Kauf bzw. Verkauf eigener Anteile		(57)	(115)
CASHFLOW AUS (VERWENDET FÜR) FINANZIERUNGSTÄTIGKEIT IN FORTGEFÜHRTE GESCHÄFTSBEREICHE		(218)	(5.997)
CASHFLOW AUS (VERWENDET FÜR) FINANZIERUNGSTÄTIGKEIT IN AUFGEGEBENE GESCHÄFTSBEREICHE		-	3.019
CASHFLOW AUS (VERWENDET FÜR) FINANZIERUNGSTÄTIGKEIT		(218)	(2.979)
Auswirkungen von Änderungen bei Wechselkursen und Sonstigem im Zusammenhang mit fortgeführten Geschäftsbereichen		(73)	356
Auswirkungen von Änderungen bei Wechselkursen und Sonstigem im Zusammenhang mit aufgegebenen Geschäftsbereichen		-	7
Auswirkungen von Änderungen bei Wechselkursen und Sonstigem		(73)	363
SUMME CASHFLOW FÜR DIE PERIODE		1.008	1.680
ZAHLUNGSMITTEL UND ZAHLUNGSMITTELÄQUIVALENTE ZU PERIODENBEGINN		15.570	13.890
ZAHLUNGSMITTEL UND ZAHLUNGSMITTELÄQUIVALENTE ZU PERIODENENDE		16.578	15.570

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

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

6.2.2 ANHÄNGE ZUM KONZERNABSCHLUSS

ENGIE SA, die Muttergesellschaft der Gruppe, ist eine französische société anonyme mit einem Aufsichtsrat, der den Bestimmungen in Buch II des französischen Handelsgesetzbuches (Code 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 21. Februar 2024 genehmigte der Aufsichtsrat der Gruppe den Konzernabschluss der Gruppe für das am 31. Dezember 2023 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 2022 und 2023) 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 2023 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 2023 beendete Jahr sind mit den Leitlinien zur Erstellung des Konzernabschlusses für das am 31. Dezember 2022 beendete Jahr konsistent, mit den im Folgenden beschriebenen Ausnahmen.

1.1.1 IFRS-Standards, Änderungen bzw. IFRIC-Interpretationen, die ab 2023 anzuwenden sind

―	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 bei Schätzungen und Fehlern: Definition von rechnungslegungsbezogenen Schätzungen.
―	Änderungen an IAS 12 - Ertragsteuern: Latente Steuern, die sich auf Vermögenswerte und Schulden beziehen, die aus einer einzigen Transaktion entstehen.
―	Änderungen an IAS 12 - Ertragsteuern: Internationale Steuerreform - Säule-2-Modell.

Dieser Standard und diese Änderungen haben keine wesentliche Auswirkung auf den Konzernabschluss der Gruppe.

1.1.2 Ab 2024 geltende 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.
―	Änderungen an IFRS 16 - Leasingverhältnisse: Leasingverbindlichkeit in einer Sale-and-leaseback-Transaktion.
―	Änderungen an IAS 7 - Kapitalflussrechnungen und IFRS 7 - Finanzinstrumente: Angaben - Lieferantenfinanzierungsvereinbarungen (2).
―	Änderungen an IAS 21 - Auswirkungen von Änderungen der Wechselkurse: Mangel an Umtauschbarkeit(1).

Die Bedeutung dieser Änderungen wird zurzeit bewertet.

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 umzuklassifizieren;
―	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 Europäischen 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.

"Vereinnahmte 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, denn der Treasury-Bereich der Gruppe verwaltet Schulden und Zahlungsmittel zentral.

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 Einzelabschlüsse 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 im wirtschaftlichen und finanziellen Umfeld, insbesondere im Zusammenhang mit volatilen Commodity-Märkten und dem Krieg in der Ukraine, haben die Gruppe veranlasst, die Verfahren zur Risikoüberwachung zu verbessern, vor allem für die Bemessung von Finanzinstrumenten und die Beurteilung von 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 Marktvolatilität.

Bilanzielle Schätzungen in einem Kontext, der auf Entwicklungen des Energiemarkts empfindlich reagiert, erschweren das Bestimmen mittelund kurzfristiger Wirtschaftsaussichten. Besondere Aufmerksamkeit galt den Folgen von 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 Berücksichtigung der Unsicherheit im Hinblick auf die benutzten Hauptannahmen, insbesondere die Aktualisierung der wichtigsten Bewertungsparameter für Commodity-Derivate, vor allem der "Geld-/Brief"-Reserve, um die Volatilität von Commodity-Preisen widerzuspiegeln (vgl. Anhänge 14 und 15);
―	Beurteilung erwarteter Kreditausfälle, vor allem, um die Ausfallwahrscheinlichkeit und sonstige Parameter zu aktualisieren, hauptsächlich um kreditbezogene Wertanpassungen (CVA) in einem Kontext der Unsicherheit und Volatilität von Marktpreisen zu berechnen (vgl. Anhang 15);
―	den Umfang von Rückstellungen, insbesondere im Zusammenhang mit der Behandlung des radioaktiven Abfalls nach Unterzeichnung des Vertrags mit der belgischen Regierung am 29. Juni 2023 über die Verlängerung der Laufzeiten der Kernreaktoren Tihange 3 und Doel 4 und allen Verpflichtungen zur Behandlung des radioaktiven Abfalls, die nach Unterschrift unter die Zusätze zu den ursprünglichen Vereinbarungen am 21. Juli 2023 bindend wurden. Die am 13. Dezember 2023 unterzeichneten Unterlagen der Transaktion beinhalten die praktische Umsetzung der ersten Vereinbarungen vom Juni und Juli. Diese Schätzungen betreffen auch Rückstellungen für den Abbruch von Anlagen, Rechtsstreitigkeiten und Pensionen und sonstige Leistungen für Arbeitnehmer (vgl. Anhänge 17 und 18);
―	den Umfang nicht abgelesener Erlöse (Energie auf dem Zähler). Die Bewertungstechniken dafür wurden durch sich ändernde Verbrauchsgewohnheiten bestimmter Kunden im Kontext schwankender Commodity-Preise beeinflusst (vgl. Anhang 7);
―	den Umfang angesetzter steuerlicher Verlustvorträge, der gegebenenfalls Überprüfungen und Projektionen steuerpflichtiger Erträge berücksichtigt (vgl. Anhang 11).

1.3.2 Ermessensentscheidungen

Das Management der Gruppe stützt sich auf Schätzungen, es trifft aber auch Ermessensentscheidungen, um die geeignete Bilanzierung bestimmter Tätigkeiten und Geschäfte insbesondere 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 zu identifizieren (vgl. Anhang 7);
―	festzulegen, wie Erlöse aus Kunden berechneten Verteilungs- und Übertragungsleistungen erfasst werden (vgl. Anhang 7);
―	von einigen Regierungen gewährte Stützungsmaßnahmen zu erfassen, vor allem in Frankreich und Rumänien ("Tarifschutz"), die Verbraucher wie auch Lieferanten von Gas und Strom vor drastischen 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);
―	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 2023" 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 kontrollierte die Gruppe, ob es Anzeichen für eine Wertminderung nicht-finanzieller Vermögenswerte geben könnte:

―	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 13.4.1), 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 ihrer Herausforderungen für die Gruppe in Kapitel 2 "Risikofaktoren" und in Kapitel 3 "Nichtfinanzielle Erklärung und Informationen zu CSR" des Einheitliches Registrierungsformulars dargelegt sind.

ANHANG 2 Die wichtigsten Tochtergesellschaften per 31. Dezember 2023

BILANZIERUNGSSTANDARDS

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

―	er ist befugt, die relevanten Tätigkeiten des Unternehmens zu bestimmen;
―	er hat Anspruch auf Rendite und ist schwankenden Renditen aus seinem Engagement in dem Unternehmen ausgesetzt;
―	er ist befugt, 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 2023

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 (https:// www.engie.com/en/finance-area 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, 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, ÉNGIE 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 unter dem Firmennamen, gefolgt von*.

Renewables

			Beteiligung in %
Name des Unternehmens	Geschäftstätigkeit	Land	31. Dez. 2023	31. Dez. 2022
---	---	---	---	---
BTE Renewables	Stromerzeugung und -verteilung	Südafrika	60,0	-
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 Renouvelables	Stromerzeugung und -verteilung	Frankreich	100,0	100,0
ENGIE Romania* (1)	Erdgasverteilung	Rumänien	51,0	51,0
ENGIE Solar	Solar EPC	Frankreich	100,0	100,0
Gruppe ENGIE Brasil Energia*	Stromerzeugung und -verteilung	Brasilien	68,7	68,7
Gruppe ENGIE Energía Chile*	Stromerzeugung und -verteilung	Chile	60,0	60,0
Jupiter Equity Holding LLC	Stromerzeugung und -verteilung	Vereinigte Staaten	51,0	51,0
Mercury Equity Holding LLC	Stromerzeugung und -verteilung	Vereinigte Staaten	51,0	51,0
Saturn Equity Holding LLC	Stromerzeugung und -verteilung	Vereinigte Staaten	100,0	100,0
Kathu Solar Park(2)	Stromerzeugung und -verteilung	Südafrika	57,7	48,5

(1) Am 20. Februar 2024 brachte ENGIE den Erwerb einer zusätzlichen Beteiligung von 12 % an ENGIE Romania zum Abschluss.

(2) Nach dem Erwerb einer weiteren Beteiligung 2023 konsolidiert die Gruppe den Kathu Solar Park nun vollständig (vgl. Anhang 4.2).

Networks

			Beteiligung in %
Name des Unternehmens	Geschäftstätigkeit	Land	31. Dez. 2023	31. Dez. 2022
---	---	---	---	---
Elengy	Erdgas, LNG	Frankreich	60,8	60,8
ENGIE Romania* (1)	Erdgasverteilung, Energieverkäufe	Rumänien	51,0	51,0
Fosmax LNG	Erdgas, LNG	Frankreich	60,8	60,8
GRDF	Erdgasverteilung	Frankreich	100,0	100,0
ENGIE Brazil Energia Group*	Stromerzeugung und -verteilung	Brasilien	68,7	68,7
ENGIE Energía Chile Group*	Stromerzeugung und -verteilung	Chile	60,0	60,0
GRTgaz Group (ohne Elengy)	Erdgastransport	Frankreich, Deutschland	60,8	60,8
Storengy Deutschland GmbH	Unterirdische Erdgasspeicher	Deutschland	100,0	100,0
Storengy SAS	Unterirdische Erdgasspeicher	Frankreich	100,0	100,0

(1) Am 20. Februar 2024 brachte ENGIE den Erwerb einer zusätzlichen Beteiligung von 12 % an ENGIE Romania zum Abschluss.

			Beteiligung in %
Name des Unternehmens	Geschäftstätigkeit	Land	31. Dez. 2023	31. Dez. 2022
---	---	---	---	---
Cofely Besix	Systeme, Anlagen und Instandhaltungsleistungen	VAE	100,0	100,0
CPCU	Städtische Fernwärmenetze	Frankreich	66,5	66,5
Energie SaarLorLux AG	Energiedienstleistungen	Deutschland	51,0	51,0
ENGIE Deutschland GmbH	Energiedienstleistungen	Deutschland	100,0	100,0
ENGIE Energie Services SA*	Energiedienstleistungen, Netze	Frankreich	100,0	100,0
ENGIE Servizi S.p.A.	Energiedienstleistungen	Italien	100,0	100,0
Tractebel Engineering	Technologie	Belgien	100,0	100,0

FlexGen

Name des Unternehmens	Geschäftstätigkeit		Beteiligung in %
		Land	31. Dez. 2023	31. Dez. 2022
---	---	---	---	---
Group Broad Reach Power	Batteriespeicher	Vereinigte Staaten	100,0	-
Electrabel SA*	Stromerzeugung, Energieverkäufe	Belgien	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 S.p.A*	Stromerzeugung, Energieverkäufe	Italien	100,0	100,0
ENGIE SA*	Stromerzeugung, 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 Energía Chile Group*	Stromerzeugung und -verteilung	Chile	60,0	60,0
Pelican Point Power Limited	Stromerzeugung	Australien	100,0	72,0
UCH Power Limited	Stromerzeugung	Pakistan	100,0	100,0

Retail

			Beteiligung in %
Name des Unternehmens	Geschäftstätigkeit	Land	31. Dez. 2023	31. Dez. 2022
---	---	---	---	---
Electrabel SA*	Stromerzeugung, Energieverkäufe	Belgien	100,0	100,0
ENGIE Italia S.p.A*	Stromerzeugung, Energieverkäufe	Italien	100,0	100,0
ENGIE Romania* (1)	Erdgasverteilung, Energieverkäufe	Rumänien	51,0	51,0
ENGIE SA*	Stromerzeugung, Energieverkäufe	Frankreich	100,0	100,0
Simply Energy	Energieverkäufe	Australien	100,0	72,0

(1) Am 20. Februar 2024 brachte ENGIE den Erwerb einer zusätzlichen Beteiligung von 12 % an ENGIE Romania zum Abschluss.

Nuclear

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

Sonstige

Name des Unternehmens	Geschäftstätigkeit		Beteiligung in %
		Land	31. Dez. 2023	31. Dez. 2022
---	---	---	---	---
Cogac	Holding	Frankreich	100,0	100,0
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 Energy Services International SA	Holding	Belgien	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 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 a.A*	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 Resources Inc.	Energieverkäufe	Vereinigte Staaten	100,0	100,0
ENGIE Romania* (1)	Erdgasverteilung, Energieverkäufe	Rumänien	51,0	51,0
ENGIE SA*	Holding - Muttergesellschaft, Handel mit Energiemanagement, Energieverkäufe	Frankreich	100,0	100,0
GDF International	Holding	Frankreich	100,0	100,0
Genfina	Holding	Belgien	100,0	100,0
ENGIE Energía Chile Group*	Stromerzeugung und -verteilung	Chile	60,0	60,0
International Power Limited	Holding	Großbritannien	100,0	100,0

(1) Am 20. Februar 2024 brachte ENGIE den Erwerb einer zusätzlichen Beteiligung von 12 % an ENGIE Romania zum Abschluss.

2.2 Maßgebliche Ermessensentscheidungen für die Beurteilung der Beherrschung

Die Gruppe nutzt in erster Linie folgende Informationen und Kriterien um zu ermitteln, ob sie ein Unternehmen beherrscht:

―	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 schwankender 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 2023 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 2023 bzw. 31. Dezember 2022 sowie die Dividenden, die an nicht beherrschende Beteiligungen gezahlt wurden:

		Prozentualer Anteil an nicht beherrschenden Beteiligungen		Jahresergebnis nicht beherrschender Beteiligungen		Eigenkapital nicht beherrschender Anteile
In Millionen Euro Name des Unternehmens	Geschäftstätigkeit	31. Dez. 2023	31. Dez. 2022	31. Dez. 2023	31. Dez. 2022	31. Dez. 2023
---	---	---	---	---	---	---
GRTgaz Group (Frankreich Infrastructures, Frankreich)	Geschäfte im regulierten Gastransport und Management von LNG-Terminals	39,2	39,2	158	190	1.611
ENGIE Energía Chile Group (Lateinamerika, Chile)(1)	Stromerzeugung und -verteilung -Wärmekraftwerke	40,0	40,0	(147)	(158)	504
ENGIE Romania Group (Resteuropa, Rumänien)(2)	Erdgasverteilung, Energieverkäufe	49,0	49,0	70	31	671
ENGIE Brasil Energía Group (Lateinamerika, Brasilien)(1)	Stromerzeugung und -verteilung	31,3	31,3	145	116	569
ENGIE Energía Perú (Lateinamerika, Peru)(1)	Stromerzeugung und -verteilung - Wärme- und Wasserkraftwerke	38,2	38,2	5	21	412
Sonstige Tochtergesellschaften mit nicht beherrschenden Beteiligungen (3)				464	(27)	1.900
SUMME				695	173	5.667

	Eigenkapital nicht beherrschender Anteile	An nicht beherrschende Anteile gezahlte Dividenden
In Millionen Euro Name des Unternehmens	31. Dez. 2022	31. Dez. 2023	31. Dez. 2022
---	---	---	---
GRTgaz Group (Frankreich Infrastructures, Frankreich)	1.614	194	168
ENGIE Energía Chile Group (Lateinamerika, Chile)(1)	680	-	-
ENGIE Romania Group (Resteuropa, Rumänien)(2)	607	-	-
ENGIE Brasil Energía Group (Lateinamerika, Brasilien)(1)	296	58	112
ENGIE Energía Perú (Lateinamerika, Peru)(1)	433	12	12
Sonstige Tochtergesellschaften mit nicht beherrschenden Beteiligungen (3)	1.401	258	190
SUMME	5.032	522	482

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

(2) Am 20. Februar 2024 brachte ENGIE den Erwerb einer zusätzlichen Beteiligung von 12 % an ENGIE Romania zum Abschluss.

(3) Der Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) sonstiger nicht beherrschender Beteiligungen ist hauptsächlich durch den Nettoertrag aus operativen Marktbewertungen in Höhe von 386 Mio. € 2023 und einem Nettoverlust von 158 Mio. € 2022 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 Energía Chile Group		ENGIE Romania Group (1)
In Millionen Euro	31. Dez. 2023	31. Dez. 2022	31. Dez. 2023	31. Dez. 2022	31. Dez. 2023	31. Dez. 2022
---	---	---	---	---	---	---
Gewinn- und Verlustrechnung
Erlöse	2.623	2.535	1.732	1.648	2.111	2.819
Jahresüberschuss (-fehlbetrag)	403	485	(367)	(395)	142	63
Konzernanteil am Jahresüberschuss/(-fehlbetrag)	245	295	(220)	(237)	72	32
Sonstiges Gesamtergebnis - Konzernanteil	56	54	(43)	85	(7)	(15)
SUMME GESAMTERGEBNIS - KONZERNANTEIL	301	349	(264)	(152)	65	17
Bilanz
Kurzfristige Vermögenswerte	1.189	1.319	1.170	1.108	796	1.091
Langfristige Vermögenswerte	9.780	9.961	3.058	3.210	1.062	975
Kurzfristige Verbindlichkeiten	(1.325)	(1.360)	(655)	(540)	(398)	(753)
Langfristige Verbindlichkeiten	(5.532)	(5.803)	(2.325)	(2.091)	(102)	(86)
SUMME EIGENKAPITAL	4.112	4.116	1.247	1.688	1.358	1.227
SUMME EIGENKAPITAL NICHT BEHERRSCHENDER BETEILIGUNGEN	1.611	1.614	504	680	671	607
Kapitalflussrechnung
Cashflow aus betrieblicher Tätigkeit	1.090	1.117	482	(320)	412	(365)
Cashflow aus (verwendet für) Investitionstätigkeit	(486)	(450)	(424)	(384)	(148)	(121)
Cashflow aus (verwendet für) Finanzierungstätigkeit	(616)	(663)	86	635	(254)	317
SUMME CASHFLOW FÜR DIE PERIODE(2)	(13)	4	144	(68)	11	(169)

(1) Am 20. Februar 2024 brachte ENGIE den Erwerb einer zusätzlichen Beteiligung von 12 % an ENGIE Romania zum Abschluss.

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

	ENGIE Brasil Energia Group		ENGIE Energía Perú
In Millionen Euro	31. Dez. 2023	31. Dez. 2022	31. Dez. 2023	31. Dez. 2022
---	---	---	---	---
Gewinn- und Verlustrechnung
Erlöse	1.979	2.164	704	525
Jahresüberschuss (-fehlbetrag)	434	370	12	56
Konzernanteil am Jahresüberschuss/(-fehlbetrag)	288	254	8	34
Sonstiges Gesamtergebnis - Konzernanteil	(73)	72	(24)	51
SUMME GESAMTERGEBNIS - KONZERNANTEIL	216	326	(17)	85
Bilanz
Kurzfristige Vermögenswerte	1.691	1.322	543	384
Langfristige Vermögenswerte	5.571	4.731	1.778	1.923
Kurzfristige Verbindlichkeiten	(1.081)	(1.019)	(372)	(257)
Langfristige Verbindlichkeiten	(4.875)	(4.213)	(870)	(915)
SUMME EIGENKAPITAL	1.306	822	1.079	1.135
SUMME EIGENKAPITAL NICHT-BEHERRSCHENDER BETEILIGUNGEN	569	296	412	433
Kapitalflussrechnung
Cashflow aus betrieblicher Tätigkeit	1.309	1.027	162	62
Cashflow aus (verwendet für) Investitionstätigkeit	(711)	(685)	(94)	(186)
Cashflow aus (verwendet für) Finanzierungstätigkeit	(39)	(1.010)	(72)	17
SUMME CASHFLOW FÜR DIE PERIODE(1)	559	(668)	(4)	(107)

(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 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. Auf ein assoziiertes Unternehmen übt die Gruppe maßgeblichen Einfluss aus.

Die jeweiligen Beiträge von assoziierten Unternehmen und Joint Ventures zu Bilanz, Gewinn- und Verlustrechnung und Gesamtergebnisrechnung per 31. Dezember 2023 bzw. 31. Dezember 2022 sehen wie folgt aus:

In Millionen Euro	31. Dez. 2023	31. Dez. 2022
Bilanz
Investitionen in assoziierte Unternehmen	4.259	4.187
Investitionen in Joint Ventures	4.954	5.092
INVESTITIONEN IN UNTERNEHMEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN	9.213	9.279
Gewinn- und Verlustrechnung
Anteil am Jahresergebnis von assoziierten Unternehmen	486	400
Anteil am Jahresergebnis von Joint Ventures	580	659
ANTEIL AM JAHRESERGEBNIS VON UNTERNEHMEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN	1.066	1.059
Gesamtergebnisrechnung
Anteil assoziierter Unternehmen am "Sonstigen Gesamtergebnis"	11	510
Anteil von Joint Ventures am "Sonstigen Gesamtergebnis"	26	366
ANTEIL VON UNTERNEHMEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN, AM "SONSTIGEN GESAMTERGEBNIS"	37	876

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 "Projektmanagementgesellschaften" oder "Unternehmen, die aus einem einzelnen Vermögenswert bestehen," schwer zu entscheiden, da bestimmte Beschlüsse zu den relevanten Aktivitäten aufgrund der gemeinsamen Vereinbarung gefasst werden und über die Projektlaufzeit gelten. Demzufolge bezieht sich die Analyse von Rechten auf die relevanten übrigen Aktivitäten des Unternehmens (jene, die die veränderlichen Renditen des Unternehmens maßgeblich beeinflussen);
―	Lösungsmechanismen bei Stimmengleichheit;
―	ob sich die Gruppe dem Risiko schwankender 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 Führung des Unternehmens abstimmt.

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 Genehmigen 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 %, der einen Nettoanteil von 54,8 % an TAG darstellt (1 )

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).

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 2023 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 Name des Unternehmens	Geschäftstätigkeit	Leistung	Anteil von Investitionen in assoziierte Unternehmen an der Konsolidierung		Buchwert von Investitionen in assoziierte Unternehmen
			31. Dez. 2023	31. Dez. 2022	31. Dez. 2023	31. Dez. 2022
---	---	---	---	---	---	---
Projektmanagementgesellschaften im Nahen Osten (Naher Osten, Asien und Afrika, SaudiArabien, Bahrain, Katar, Vereinigte Arabische Emirate, Oman, Kuwait)(1)	Gaskraftwerke und Meerwasserent- salzungsanlagen		-	-	1.346	1.378
Movhera	Wasserkraftwerk	1.688 MW	40,00	40,00	556	521
Energia Sustentável Do Brasil (Brasilien)	Wasserkraftwerk	3.750 MW	40,00	40,00	596	567
GASAG (Deutschland)	Gas- und Fernwärmenetze		31,57	31,58	255	279
Eolia Renovables	Windkraftanlage	943 MW	40,00	40,00	343	359
Sonstige Investitionen in assoziierte Unternehmen, die einzeln nicht wesentlich sind					1.163	1.082
INVESTITIONEN IN ASSOZIIERTE UNTERNEHMEN					4.259	4.187

In Millionen Euro Name des Unternehmens	Anteil am Jahresergebnis von assoziierten Unternehmen		Sonstiges Gesamtergebnis assoziierter Unternehmen		Von assoziierten Unternehmen erhaltene Dividenden
	31. Dez. 2023	31. Dez. 2022	31. Dez. 2023	31. Dez. 2022	31. Dez. 2023	31. Dez. 2022
---	---	---	---	---	---	---
Projektmanagementgesellschaften im Nahen Osten (Naher Osten, Asien und Afrika, SaudiArabien, Bahrain, Katar, Vereinigte Arabische Emirate, Oman, Kuwait)(1)	176	181	24	411	143	145
Movhera	31	(13)	11	41	8	-
Energia Sustentável Do Brasil (Brasilien)	10	(3)	-	-	-	-
GASAG (Deutschland)	26	26	(36)	(62)	15	17
Eolia Renovables	14	33	(3)	2	28	-
Sonstige Investitionen in assoziierte Unternehmen, die einzeln nicht wesentlich sind	227	176	15	118	123	109
INVESTITIONEN IN ASSOZIIERTE UNTERNEHMEN	486	400	11	510	316	271

(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 installierten Gesamtkapazität von 26.388 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 %.

1 Im Januar 2024 brachte die Gruppe den Verkauf eines Anteils von 15 % an TAG an CDPQ (jetziger Partner) zum Abschluss. Mit dem Abschluss dieses Geschäfts hat die Gruppe keine potenziellen Stimmrechte mehr. Die Gruppe hält nun 50 % an TAG. Das ist eine Nettobeteiligung von 44,5 % (diese Teilveräußerung wirkt sich 2024 mit 0,5 Mrd. € auf die Nettofinanzschuld aus).

Der Anteil am Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) assoziierter Unternehmen beinhaltet 2023 einen einmaligen Jahresüberschuss von 18 Mio. € (gegenüber einem einmaligen Nettoverlust von 18 Mio. € für 2022), bei dem es vor allem um Änderungen des beizulegenden Zeitwerts von Derivaten, 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 konzerninterner 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 die "Summe des ENGIE zuzuordnenden Eigenkapitals".

In Millionen Euro	Erlöse	Jahresüberschuss (-fehlbetrag)	Sonstiges Gesamtergebnis	Summe Gesamtergebnis
PER 31. DEZEMBER 2023
Projektmanagementgesellschaften im Nahen Osten	4.886	714	88	802
Energia Sustentável do Brasil	625	24	-	24
Movhera	434	78	28	106
GASAG	2.283	84	(112)	(28)
Eolia Renovables	177	36	(7)	29
PER 31. DEZEMBER 2022
Projektmanagementgesellschaften im Nahen Osten	5.067	764	1.695	2.459
Energia Sustentável do Brasil	581	(7)	-	(7)
Movhera	384	(33)	103	70
GASAG	1.606	82	(196)	(114)
Eolia Renovables	216	82	4	86

In Millionen Euro	Kurzfristige Vermögenswerte	Langfristige Vermögenswerte
PER 31. DEZEMBER 2023
Projektmanagementgesellschaften im Nahen Osten	2.635	18.229
Energia Sustentável do Brasil	286	3.276
Movhera	249	2.055
GASAG	1.640	2.058
Eolia Renovables	138	2.165
PER 31. DEZEMBER 2022
Projektmanagementgesellschaften im Nahen Osten	2.824	19.711
Energia Sustentável do Brasil	239	3.275
Movhera	147	2.124
GASAG	1.491	2.140
Eolia Renovables	297	2.097

In Millionen Euro	Kurzfristige Verbindlichkeiten	Langfristige Verbindlichkeiten	Summe Eigenkapital	% Konsolidierung durch die Gruppe	Summe des ENGIE zuzuordnenden Eigenkapitals
PER 31. DEZEMBER 2023
Projektmanagementgesellschaften im Nahen Osten	2.856	12.785	5.223	-	1.346
Energia Sustentável do Brasil	2.077	(5)	1.489	40,00	596
Movhera	85	829	1.390	40,00	556
GASAG	2.643	247	809	31,57	255
Eolia Renovables	226	1.219	858	40,00	343
PER 31. DEZEMBER 2022
Projektmanagementgesellschaften im Nahen Osten	3.343	13.781	5.411	-	1.378
Energia Sustentável do Brasil	2.098	-	1.416	40,00	567
Movhera	699	269	1.303	40,00	521
GASAG	2.462	284	885	31,57	279
Eolia Renovables	340	1.155	900	40,00	359

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 2023.

In Millionen Euro	Käufe von Gütern und Dienstleistungen	Verkäufe von Gütern und Dienstleistungen	Nettofinanzertrag (ohne Dividenden)	Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen
Projektmanagementgesellschaften im Nahen Osten	-	200	10	28
Contassur(1)	-	-	-	242
Energia Sustentável do Brasil	133	-	-	-
Movhera	-	42	11	7
Sonstige	116	30	-	34
PER 31. DEZEMBER 2023	248	271	22	311

In Millionen Euro	Kredite und Forderungen, zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet	Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten
Projektmanagementgesellschaften im Nahen Osten	147	-
Contassur(1)	2	-
Energia Sustentável do Brasil	-	14
Movhera	119	1
Sonstige	126	47
PER 31. DEZEMBER 2023	395	62

In Millionen Euro	Fremdkapital und Schulden
Projektmanagementgesellschaften im Nahen Osten	-
Contassur(1)	-
Energia Sustentável do Brasil	-
Movhera	3
Sonstige	(36)
PER 31. DEZEMBER 2023	(33)

(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 2023 auf 242 Mio. € (per 31. Dezember 2022 waren es 208 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.

In Millionen Euro			Anteil von Investitionen in Joint Ventures an der Konsolidierung		Buchwert von Investitionen in Joint Ventures
Name des Unternehmens	Geschäftstätigkeit	Leistung	31. Dez. 2023	31. Dez. 2022	31. Dez. 2023	31. Dez. 2022
---	---	---	---	---	---	---
Transportadora Associada de Gás SA (TAG) (Brasilien)(1)	Gasübertragungsnetz		65,00	65,00	1.059	1.129
National Central Cooling Company "Tabreed" (Naher Osten, Asien und Afrika, Abu Dhabi)	Fernkältenetze		40,00	40,00	872	874
EcoÉlectrica (Puerto Rico)	Gas- und Dampf- Kombikraftwerk und LNG-Terminal	534 MW	50,00	50,00	293	314
Portfolio an Stromerzeugungsanlag en	Stromerzeugung	2.396 MW	50,00	50,00	218	240
WSW Energie und Wasser AG (Deutschland)	Stromerzeugung und -verteilung		33,10	33,10	197	249
Partnerschaft mit der Iowa University (Vereinigte Staaten)	Energiedienstleistungen		39,10	39,10	222	229
Ocean Winds	Stromerzeugung	1.462 MW	50,00	50,00	415	431
Partnerschaft mit der Georgetown University (Vereinigte Staaten)	Energiedienstleistungen		50,00	50,00	200	203
Tihama Power Generation Co (SaudiArabien)	Stromerzeugung	1.544 MW	60,00	60,00	91	94
Ohio State Energy Partners (Vereinigte Staaten)	Energiedienstleistungen		50,00	50,00	50	82
Megal GmbH (Deutschland)	Gasübertragungsnetz		49,00	49,00	55	61
Transmisora Eléctrica del Norte (Chile)(2)	Stromübertragungsleitung		50,00	50,00	114	116
Sonstige Investitionen in Joint Ventures, die einzeln nicht wesentlich sind					1.169	1.071
INVESTITIONEN IN JOINT VENTURES					4.954	5.092

In Millionen Euro	Anteil am Jahresergebnis von Joint Ventures		Sonstiges Gesamtergebnis von JointVentures		Von Joint Ventures erhaltene Dividenden
Name des Unternehmens	31. Dez. 2023	31. Dez. 2022	31. Dez. 2023	31. Dez. 2022	31. Dez. 2023	31. Dez. 2022
---	---	---	---	---	---	---
Transportadora Associada de Gás SA (TAG) (Brasilien)(1)	368	267	29	153	387	184
National Central Cooling Company "Tabreed" (Naher Osten, Asien und Afrika, Abu Dhabi)	34	53	35	-	39	18
EcoÉlectrica (Puerto Rico)	52	42	-	-	61	60
Portfolio an Stromerzeugungsanlag en	34	33	(2)	15	40	61
WSW Energie und Wasser AG (Deutschland)	(33)	19	-	1	19	11
Partnerschaft mit der Iowa University (Vereinigte Staaten)	6	6	(1)	2	4	1
Ocean Winds	6	80	(47)	124	-	-
Partnerschaft mit der Georgetown University (Vereinigte Staaten)	7	6	-	3	-	-
Tihama Power Generation Co (SaudiArabien)	24	21	(2)	5	21	29
Ohio State Energy Partners (Vereinigte Staaten)	(25)	4	9	8	17	16
Megal GmbH (Deutschland)	-	2	-		6	9
Transmisora Eléctrica del Norte (Chile)(2)	3	5	(3)	19	-	-
Sonstige Investitionen in Joint Ventures, die einzeln nicht wesentlich sind	104	120	7	37	121	53
INVESTITIONEN IN JOINT VENTURES	580	659	26	366	715	442

(1) Die Gruppe ist mit 54,83 % an Associada de Gás SA (TAG) beteiligt. Im Januar 2024 brachte die Gruppe den Verkauf eines Anteils von 15 % an TAG an CDPQ (jetziger Partner) zum Abschluss. Mit Abschluss dieser Transaktion hält die Gruppe 50 %, eine Nettobeteiligung von 44,5 % (diese Teilveräußerung wirkt sich 2024 mit 0,5 Mrd. € auf die Nettofinanzschuld aus).

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

Der Anteil am Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) von Joint Ventures beinhaltet 2023 einen Einmalverlust von 39 Mio. € (2022 Einmalgewinn von 1 Mio. €), vor allem durch Änderungen des beizulegenden Zeitwerts von Derivaten, Wertminderungsaufwand und Veräußerungsgewinne und -verluste 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 konzerninterner 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 die "Summe des ENGIE zuzuordnenden Eigenkapitals" in der Bilanz.

3.2.2.1 Information über die Gewinn- und Verlustrechnung und die Gesamtergebnisrechnung

In Millionen Euro	Erlöse	Abschreibung von immateriellen Vermögenswerten und Sachanlagen	Nettofinanzerträge/ (-aufwendungen)	Ertragsteuerertrag/ (-aufwand)
PER 31. DEZEMBER 2023
Transportadora Associada de Gás SA (TAG)	1.672	(234)	(308)	(295)
National Central Cooling Company "Tabreed"	-	(8)	(5)	39
EcoÉlectrica	185	(31)	2	(6)
Portfolio an Stromerzeugungsanlagen in Portugal	456	(48)	(19)	(28)
WSW Energie und Wasser AG	2.338	(19)	(4)	8
Partnerschaft mit der Iowa University	89	-	(21)	-
Ocean Winds	39	(7)	124	(5)
Partnerschaft mit der Georgetown University	81	(2)	(21)	(1)
Tihama Power Generation Co	114	(5)	(8)	(6)
Ohio State Energy Partners	188	(1)	(66)	-
Megal GmbH	122	(70)	(4)	2
Transmisora Eléctrica del Norte	71	-	(32)	(5)
PER 31. DEZEMBER 2022
Transportadora Associada de Gás SA (TAG)	1.549	(292)	(386)	(215)
National Central Cooling Company "Tabreed"	167	-	(35)	-
EcoÉlectrica	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)

In Millionen Euro	Jahresüberschuss (-fehlbetrag)	Sonstiges Gesamtergebnis
PER 31. DEZEMBER 2023
Transportadora Associada de Gás SA (TAG)	566	45
National Central Cooling Company "Tabreed"	84	89
EcoÉlectrica	104	-
Portfolio an Stromerzeugungsanlagen in Portugal	97	(7)
WSW Energie und Wasser AG	(118)	-
Partnerschaft mit der Iowa University	15	5
Ocean Winds	13	(94)
Partnerschaft mit der Georgetown University	13	5
Tihama Power Generation Co	40	(4)
Ohio State Energy Partners	(50)	15
Megal GmbH	-	-
Transmisora Eléctrica del Norte	9	(4)
PER 31. DEZEMBER 2022
Transportadora Associada de Gás SA (TAG)	411	235
National Central Cooling Company "Tabreed"	133	-
EcoÉlectrica	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

In Millionen Euro	Summe Gesamtergebnis
PER 31. DEZEMBER 2023
Transportadora Associada de Gás SA (TAG)	610
National Central Cooling Company "Tabreed"	173
EcoÉlectrica	104
Portfolio an Stromerzeugungsanlagen in Portugal	90
WSW Energie und Wasser AG	(118)
Partnerschaft mit der Iowa University	20
Ocean Winds	(81)
Partnerschaft mit der Georgetown University	18
Tihama Power Generation Co	36
Ohio State Energy Partners	(35)
Megal GmbH	-
Transmisora Eléctrica del Norte	4
PER 31. DEZEMBER 2022
Transportadora Associada de Gás SA (TAG)	647
National Central Cooling Company "Tabreed"	133
EcoÉlectrica	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

3.2.2.2 Information über die Bilanz

In Millionen Euro	Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	Sonstige kurzfristige Vermögenswerte	Langfristige Vermögenswerte	Kurzfristiges Fremdkapital
PER 31. DEZEMBER 2023
Transportadora Associada de Gás SA (TAG)	269	479	6.119	569
National Central Cooling Company "Tabreed"	450	254	3.713	-
EcoÉlectrica	4	76	543	3
Portfolio an Stromerzeugungsanlagen in Portugal	285	403	550	101
WSW Energie und Wasser AG	68	422	878	211
Partnerschaft mit der Iowa University	1	17	1.146	4
Ocean Winds	313	-	3.786	1.670
Partnerschaft mit der Georgetown University	-	6	964	-
Tihama Power Generation Co	54	62	206	72
Ohio State Energy Partners	12	71	1.452	-
Megal GmbH	48	15	644	170
Transmisora Eléctrica del Norte	75	12	625	36
PER 31. DEZEMBER 2022
Transportadora Associada de Gás SA (TAG)	124	367	6.216	668
National Central Cooling Company "Tabreed"	402	150	2.631	-
EcoÉlectrica	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

In Millionen Euro	Sonstige kurzfristige Verbindlichkeiten	Langfristiges Fremdkapital
PER 31. DEZEMBER 2023
Transportadora Associada de Gás SA (TAG)	299	2.672
National Central Cooling Company "Tabreed"	233	1.737
EcoÉlectrica	17	-
Portfolio an Stromerzeugungsanlagen in Portugal	236	372
WSW Energie und Wasser AG	277	222
Partnerschaft mit der Iowa University	7	586
Ocean Winds	514	773
Partnerschaft mit der Georgetown University	-	569
Tihama Power Generation Co	42	46
Ohio State Energy Partners	64	1.353
Megal GmbH	39	341
Transmisora Eléctrica del Norte	7	585
PER 31. DEZEMBER 2022
Transportadora Associada de Gás SA (TAG)	71	2.771
National Central Cooling Company "Tabreed"	194	805
EcoÉlectrica	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

In Millionen Euro	Sonstige langfristige Verbindlichkeiten	Summe Eigenkapital	% Konsolidierung durch die Gruppe	Summe des ENGIE zuzuordnenden Eigenkapitals
PER 31. DEZEMBER 2023
Transportadora Associada de Gás SA (TAG)	1.699	1.629	65,00	1.059
National Central Cooling Company "Tabreed"	94	2.352	40,00	872
EcoÉlectrica	17	587	50,00	293
Portfolio an Stromerzeugungsanlagen in Portugal	51	479	50,00	218
WSW Energie und Wasser AG	96	562	33,10	197
Partnerschaft mit der Iowa University	-	568	39,10	222
Ocean Winds	314	830	50,00	415
Partnerschaft mit der Georgetown University	2	399	50,00	200
Tihama Power Generation Co	11	152	60,00	91
Ohio State Energy Partners	19	99	50,00	50
Megal GmbH	46	112	49,00	55
Transmisora Eléctrica del Norte	-	83	50,00	42
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
EcoÉlectrica	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

3.2.3 Geschäftsvorfälle zwischen der Gruppe und ihren Joint Ventures

Die folgenden Angaben veranschaulichen die Auswirkung von Geschäftsvorfällen mit Joint Ventures auf den Konzernabschluss 2023.

In Millionen Euro	Käufe von Gütern und Dienstleistungen	Verkäufe von Gütern und Dienstleistungen	Nettofinanzertrag (ohne Dividenden)	Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen
EcoÉlectrica	-	-	-	-
WSW Energie und Wasser AG	(3)	17	-	3
Megal GmbH	65	-	-	-
Futures Energies Investissements Holding	69	25	11	4
Ocean Winds	-	-	28	3
Sonstige	96	140	10	55
PER 31. DEZEMBER 2023	226	182	48	65

In Millionen Euro	Kredite und Forderungen, zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet	Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten
EcoÉlectrica	-	-
WSW Energie und Wasser AG	-	-
Megal GmbH	-	6
Futures Energies Investissements Holding	182	8
Ocean Winds	535	-
Sonstige	141	11
PER 31. DEZEMBER 2023	857	27

In Millionen Euro	Fremdkapital und Schulden
EcoÉlectrica	22
WSW Energie und Wasser AG	-
Megal GmbH	-
Futures Energies Investissements Holding	-
Ocean Winds	-
Sonstige	7
PER 31. DEZEMBER 2023	29

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

3.3.1 Nicht angesetzter Anteil an Verlusten bei assoziierten Unternehmen und 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 - 2023 37 Mio. € (2022: 6 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, die nach der Equity-Methode bilanziert werden

Per 31.Dezember 2023 betreffen die wichtigsten Zusagen und Bürgschaften der Gruppe Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden:

―

Energia Sustentável do Brasil ("Jirau") mit einem aggregierten Betrag von 4.008 Mio. BRL (742 Mio. €).

―

Die Kredite, die die Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social, die brasilianische Entwicklungsbank, Energia Sustentável do Brasil gewährte, betrugen per 31. Dezember 2023 10.021 Mio. BRL (1.855 Mio. €). Für diese Schuld bürgt jeder Partner im Umfang seines Besitzanteils an dem Konsortium;

―

TAG hauptsächlich für Bankbürgschaften über 143 Mio. €;

―

Die Projektmanagementgesellschaften für einen aggregierten Betrag von 1.695 Mio. €. Die Zusagen und Bürgschaften der Gruppe an diese Projektmanagementgesellschaften beziehen sich hauptsächlich auf:

―	Eigenkapitalzusagen für Projekte in der Bauphase über 1.088 Mio. €,
―	Akkreditive als Bürgschaft für Reservekonten für den Schuldendienst über einen aggregierten Betrag von 167 Mio. €. Die in einigen Gesellschaften aufgestellte Projektfinanzierung kann erfordern, dass diese Unternehmen eine bestimmte Menge an Zahlungsmitteln vorhalten müssen (zumeist genug, 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 270 Mio. €,
―	Erfüllungs- und sonstige Bürgschaften über 135 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 aus Buchwert oder 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 das Ziel haben, einen Käufer zu finden und den Plan durchzuführen. 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 dem Standard entsprechend umklassifiziert.

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

4.1 Veräußerungen im Jahr 2023

Die Tabelle zeigt die Auswirkung der wichtigsten Veräußerungen und Verkaufsvereinbarungen 2023 auf die Nettofinanzschuld der Gruppe ohne Teilverkäufe aus DBSO(1) -Projekten:

In Millionen Euro	Veräußerungspreis	Reduzierung der Nettoschuld
Veräußerung eines Wärmekraftwerks - Brasilien	75	-
Sonstige Veräußerungen, die einzeln nicht wesentlich sind	192	246
SUMME	267	246

Am 31. Mai 2023 finalisierte ENGIE den Verkauf der gesamten Beteiligung am Wärmekraftwerk Pampa Sul an Grafito Fundo de Investimento em Participações Infraestrutura und Perfin Space X Fundo de Investimento em Participações em Infraestrutura.

Da diese Investition 2022 den "zum Verkauf gehaltenen Vermögenswerten" zugeordnet und die Zahlung des vertraglich vereinbarten Verkaufspreises bis 2025 aufgeschoben wurde, hat dieses Geschäft keinen wesentlichen Einfluss auf die Nettofinanzschuld der Gruppe am 31. Dezember 2023. Der Veräußerungsverlust vor Steuern belief sich 2023 auf 47 Mio. €.

Per 31. Dezember 2023 sind keine Vermögenswerte der Gruppe als "zum Verkauf gehaltene Vermögenswerte" klassifiziert.

4.2 Erwerbe im Jahr 2023

Insgesamt wirkten sich Erwerbe 2023 (einschließlich Finanzanlagen in Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden,) mit 3.348 Mio. € auf die Nettofinanzschuld aus. Die wichtigsten Erwerbe 2023:

―	im Oktober 2023 finalisierte ENGIE den Erwerb von 100 % an Broad Reach Power, einem auf Batteriespeicher spezialisierten Unternehmen mit Sitz in Houston, von den Private-Equity-Fonds EnCap and Apollo. Das Geschäft umfasst Anlagen in Betrieb mit 350 MW, Anlagen im Bau mit 880 MW, deren Inbetriebnahme noch vor Ende 2024 erwartet wird, weit vorangeschrittene Projekte mit 1,7 GW und eine erhebliche Anzahl von Projekten in einem frühen Stadium. Die Projekte sind in Texas, Kalifornien und in der Mitte der Vereinigten Staaten angesiedelt. Diese Investition ist voll konsolidiert. Diese Transaktion wirkt sich mit 1,4 Mrd. € auf die Nettofinanzschuld der Gruppe aus (davon 0,1 Mrd. € im Januar 2024). Die Gruppe nahm eine vorläufige Kaufpreisallokation vor, die in der ersten Hälfte 2024 abgeschlossen sein wird.
―	im September 2023 kaufte ENGIE einen weiteren Anteil an Kathu Solar Park (RF) Proprietary Trading vom Lereko Metier REIPPP Fund Trust und vergrößerte die Beteiligung von 48,5 % auf 57,725 %. Infolge dieses Geschäfts ist Kathu Solar Park (RF) Proprietary Trading von ENGIE nun voll konsolidiert (zuvor nach der Equity-Methode bilanziert). Diese Transaktion wirkt sich mit ca. 0,6 Mrd. € auf die Nettofinanzschuld der Gruppe aus, berücksichtigt man die Konsolidierung externer Schulden;
―	im Dezember 2023 erwarben ENGIE und Meridiam von ACTIS das gesamte Unternehmen BTE Renewables, einen Entwickler, Besitzer und Betreiber von Anlagen für erneuerbare Energieträger auf dem afrikanischen Kontinent, der in Südafrika und Kenia tätig ist. Der Deal beinhaltete bei Abschluss auch eine Ausgliederung der kenianischen Vermögenswerte von ENGIE an Meridiam. Nach dieser Transaktion wurde BTE Renewables (die südafrikanischen Vermögenswerte) von ENGIE voll konsolidiert. Diese Transaktion wirkte sich mit ca. 0,4 Mrd. € auf die Nettofinanzschuld der Gruppe aus;
―	im Dezember 2023 finalisierte ENGIE den Erwerb der von Mitsui & Co, Ltd ("Mitsui") an International Power (Australia) Holdings Pty Limited ("IPAH") gehaltenen Minderheitsbeteiligung (28 %), einem voll konsolidierten Unternehmen, an dem die Gruppe mit 72 % beteiligt ist. Mit Abschluss der Transaktion hält die Gruppe 100 % von IPAH. Die Auswirkung dieser Transaktion auf die Nettofinanzschuld der Gruppe lag bei etwa 0,2 Mrd. €;
―	im September 2023 kaufte ENGIE auch den Biomethanproduzenten Ixora Energy Ltd. Diese Investition ist voll konsolidiert. Diese Transaktion wirkte sich mit ca. 0,1 Mrd. € auf die Nettofinanzschuld der Gruppe aus.

1 Develop, Build, Share and Operate, ein Modell, das für erneuerbare Energieträger genutzt wird und auf der ständigen Rotation des betriebsnotwendigen Kapitals beruht.

ANHANG 5 In Finanzinformationen verwendete Finanzkennzahlen

Dieser Anhang stellt die wichtigsten nicht auf GAAP basierenden Finanzkennzahlen der Gruppe sowie ihre Überleitung auf die Kennzahlen des Konzernabschlusses nach IFRS dar.

5.1 EBITDA

Überleitung 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. 2023	31. Dez. 2022
Kurzfristiges Betriebsergebnis, einschließlich operativer Marktbewertung und Anteil am Jahresüberschuss von Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden	12.493	5.367
Marktbewertung von Commodity-Kontrakten, die keine Handelsinstrumente sind	(2.430)	3.661
Nettoabschreibung/Sonstige	4.886	4.576
Anteilsbasierte Vergütungen (IFRS 2)	47	92
Einmaliger Anteil am Jahresüberschuss von Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden	22	17
EBITDA	15.017	13.713
Nuclear	1.285	1.510
EBITDA OHNE NUCLEAR	13.732	12.204

5.2 EBIT

Überleitung 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. 2023	31. Dez. 2022
Kurzfristiges Betriebsergebnis, einschließlich operativer Marktbewertung und Anteil am Jahresüberschuss von Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden	12.493	5.367
Marktbewertung von Commodity-Kontrakten, die keine Handelsinstrumente sind	(2.430)	3.661
Einmaliger Anteil am Jahresüberschuss von Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden	22	17
EBIT	10.084	9.045
Nuclear	605	1.026
EBIT OHNE NUCLEAR	9.479	8.019

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. 2023	31. Dez. 2022
KONZERNANTEIL AM JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG)		2.208	216
Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) aus aufgegebenen Geschäftsbereichen, Konzernanteil		-	2.182
Periodischer Jahresüberschuss /(-fehlbetrag) aus fortgeführten Geschäftsbereichen, Konzernanteil		2.208	(1.965)
Jahresüberschuss, der nicht beherrschenden Beteiligungen aus fortgeführten Geschäftsbereichen zuzuordnen ist		695	172
Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) aus fortgeführten Geschäftsbereichen		2.903	(1.793)
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"		6.395	4.241
Wertminderungsaufwendungen	9.1	1.318	2.774
Restrukturierungskosten	9.2	47	230
Änderungen des Konsolidierungskreises	9.3	85	(91)
Sonstige Einmaleffekte	9.4	4.945	1.328
Sonstige berichtigte Positionen		(3.092)	3.389
Marktbewertung von Commodity-Kontrakten, die keine Handelsinstrumente sind	8	(2.430)	3.661
Unwirksamer Anteil bei Derivaten, die den beizulegenden Zeitwert sichern	10	-	(7)
Gewinne/(Verluste) aus Schuldenrestrukturierung und frühzeitiger Glattstellung derivativer Finanzinstrumente	10	(8)	(46)
Änderung des beizulegenden Zeitwerts von Derivaten, die nicht als Sicherungen qualifizieren, und der unwirksame Anteil von Derivaten, die als Cashflow-Sicherungen qualifizieren	10	13	(16)
Einmaliges Ergebnis aus Schuld- und Eigenkapitalinstrumenten	10	183	1.254
Sonstige berichtigte steuerliche Auswirkungen		(872)	(1.474)
Einmaliges Ergebnis, im Anteil am Jahresüberschuss von Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, enthalten		22	17
Periodischer Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) aus fortgeführten Geschäftsbereichen		6.206	5.836
Periodischer Jahresüberschuss/(-fehlbetrag), der nicht beherrschenden Beteiligungen zuzuordnen ist		839	614
PERIODISCHER JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG) AUS FORTGEFÜHRTEN GESCHÄFTSBEREICHEN, KONZERNANTEIL		5.366	5.223
Periodischer Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) aus aufgegebenen Geschäftsbereichen, Konzernanteil		-	287
PERIODISCHER JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG) KONZERNANTEIL		5.366	5.510

5.4 Eingesetztes Industriekapital

Überleitung von eingesetztem Industriekapital auf Positionen der Bilanz:

In Millionen Euro	31. Dez. 2023	31. Dez. 2022
(+) Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte, zu Buchwerten	66.399	62.853
(+) Goodwill	12.864	12.854
(-) Goodwill Gaz de France - SUEZ und International Power (1)	(7.229)	(7.241)
(+) Forderungen nach IFRS 16 und IFRIC 12	3.348	2.521
(+) Investitionen in Unternehmen, bilanziert nach der Equity-Methode	9.213	9.279
(-) Goodwill aus dem Zusammenschluss mit International Power (1)	(39)	(40)
(+) Finanzielle Vermögenswerte zur Deckung von Rückstellungen für Kernenergie(2)	9.984	6.626
(+) Initial Margin(2)	1.276	1.741
(+) Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen, netto	20.092	31.310
(-) Einschussforderungen(1) (3)	(3.207)	(5.405)
(+) Vorräte	5.343	8.145
(+) Vermögenswerte aus Verträgen mit Kunden	9.531	12.584
(+) Sonstige kurzfristige und langfristige Vermögenswerte	14.414	19.060
(+) Latente Steuern	(3.658)	(4.379)
(+) Streichung latenter Steuern auf sonstige umgliederbare Positionen (1) (2) (3)	(745)	(14)
(-) Rückstellungen	(32.593)	(27.027)
(+) Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste beim Aktienkapital (nach latenten Steuern)(1)	1.500	1.058
(-) Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten	(22.976)	(39.801)
(+) Einschussforderungen(1) (3)	3.269	6.351
(-) Verbindlichkeiten aus Verträgen mit Kunden	(4.053)	(3.412)
(-) Sonstige kurzfristige und langfristige Verbindlichkeiten	(21.777)	(27.279)
EINGESETZTES INDUSTRIEKAPITAL	60.957	59.782

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

(2) Die Gruppe änderte die Definition des eingesetzten Industriekapitals ab 1. Januar 2023 und nahm finanzielle Vermögenswerte zur Sicherung der Rückstellungen für Kernenergie und Initial Margins, die für bestimmte Marktaktivitäten erforderlich sind, darin auf.

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

5.5 Cashflow aus betrieblicher Tätigkeit (CFFO)

Überleitung von Cashflow aus betrieblicher Tätigkeit (CFFO) auf Positionen der Kapitalflussrechnung:

In Millionen Euro	31. Dez. 2023	31. Dez. 2022
Zahlungsmittel aus betrieblicher Tätigkeit vor Ertragsteuern und Working-Capital-Bedarf	14.407	12.415
Gezahlte Steuern	(1.687)	(1.504)
Änderung des Working-Capital-Bedarfs	397	(2.424)
Vereinnahmte Zinsen auf finanzielle Vermögenswerte	118	(37)
Aus Eigenkapitalinvestitionen erhaltene Dividenden	9	18
Gezahlte Zinsen	(1.058)	(822)
Vereinnahmte Zinsen auf Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	569	194
Nuclear - Ausgaben für Abbruch von Kraftwerken und Wiederaufbereitung, Lagerung von Brennelementen	321	163
Änderung bei finanziellen Vermögenswerten, die für Investition oder Finanzierung gehalten werden	15	188
(+) Änderung bei finanziellen Vermögenswerten, gehalten für Investition oder Finanzierung und in der Bilanz und an anderer Stelle verbucht	(15)	(176)
CASHFLOW AUS BETRIEBLICHER TÄTIGKEIT (CFFO)	13.075	8.016

5.6 Investitionsausgaben (CAPEX) und Wachstums-CAPEX

Überleitung von Investitionsausgaben (CAPEX) auf Posten der Kapitalflussrechnung:

In Millionen Euro	31. Dez. 2023	31. Dez. 2022
Erwerbe von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten	7.328	6.379
Erwerbe von beherrschenden Beteiligungen an Gesellschaften, abzüglich erworbener Zahlungsmittel und
Zahlungsmitteläquivalente	1.392	289
(+) erworbene Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	204	14
Erwerbe von Investitionen in Unternehmen, bilanziert nach der Equity-Methode, und in gemeinschaftliche Tätigkeit	237	407
Erwerbe von Eigenkapital- und Schuldinstrumenten	1.675	(175)
Änderung bei Krediten und Forderungen, ausgereicht von der Gruppe und anderen	1.585	2.877
(+) Sonstige	-	(10)
(-) Auswirkung von Veräußerungen im Zusammenhang mit DBSO(1)-Aktivitäten	(62)	(472)
(-) Finanzanlagen Synatom/Veräußerung von finanziellen Vermögenswerten Synatom	(3.082)	(1.822)
(+) Änderungen des Konsolidierungskreises - Erwerbe	1.338	371
SUMME INVESTITIONSAUSGABEN (CAPEX)	10.614	7.858
(-) Instandhaltungs-CAPEX	(2.524)	(2.373)
SUMME WACHSTUMS-CAPEX	8.090	5.485

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

5.7 Nettofinanzschulden

Überleitung von der Nettoschuld auf Posten der Bilanz:

In Millionen Euro	Anhänge	31. Dez. 2023	31. Dez. 2022
(+) Langfristiges Fremdkapital	14.2 & 14.3	37.920	28.083
(+) Kurzfristiges Fremdkapital	14.2 & 14.3	9.367	12.508
(+) Derivative Instrumente - passiviert	14.4	24.561	51.276
(-) Derivative Instrumente, die Commodities und andere Posten sichern		(23.973)	(50.542)
(-) Sonstige finanzielle Vermögenswerte	14.1	(16.987)	(12.992)
(+) Kredite und Forderungen, bewertet zu fortgeführten Anschaffungskosten, nicht in der Nettofinanzverschuldung enthalten		8.891	6.720
(+) Eigenkapitalinstrumente zum beizulegenden Zeitwert		2.124	1.495
(+) Schuldinstrumente zum beizulegenden Zeitwert, nicht in der Nettofinanzverschuldung enthalten		4.558	3.394
(-) Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	14.1	(16.578)	(15.570)
(-) Derivative Instrumente, aktiviert	14.4	(21.245)	(48.386)
(+) Derivative Instrumente, die Commodities und andere Posten sichern		20.854	48.067
NETTOFINANZSCHULD		29.493	24.054

5.8 Wirtschaftliche Nettoschuld

Die wirtschaftliche Nettoschuld stellt sich wie folgt dar:

In Millionen Euro	Anhänge	31. Dez. 2023	31. Dez. 2022
NETTOFINANZSCHULD	14.3	29.493	24.054
Rückstellungen für Back-End-Kosten des Kernbrennstoffkreislaufs und Abbruch von kerntechnischen Anlagen	17	23.887	19.017
Sonstige kerntechnische Verbindlichkeiten(1)	17	816	-
Rückstellungen für den Abbruch von nicht-kerntechnischen Anlagen	17	1.384	1.330
Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses - Pensionen	18	957	452
(-) Infrastruktur regulierter Unternehmen		253	272
Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses - Erstattungsansprüche	18	(242)	(208)
Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses - Sonstige Leistungen	18	3.962	3.704
(-) Infrastruktur regulierter Unternehmen		(2.578)	(2.392)
Latente Steueransprüche für Pensionen und dazugehörige Verpflichtungen	11	(1.013)	(812)
(-) Infrastruktur regulierter Unternehmen		541	490
Planvermögenswerte für kerntechnische Rückstellungen, Uranbestände und Forderungen von Electrabel an EDF(1)	17 & 22	(10.944)	(7.098)
WIRTSCHAFTLICHE NETTOSCHULD		46.517	38.808

(1) Als Folge der Vereinbarungen mit der belgischen Regierung über die Verlängerung der Laufzeiten für die Kernreaktoren Tihange 3 und Doel 4 und alle den Atommüll betreffenden Verpflichtungen umfasst die wirtschaftliche Nettoschuld nun alle bestehenden kerntechnischen Verbindlichkeiten, einschließlich der Forderungen und Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen, die zuvor beim Working Capital erfasst wurden. Die Auswirkung auf die Kennzahl wäre am 31. Dezember 2022 ein Anstieg der wirtschaftlichen Nettoschuld um etwa 556 Mio. € gewesen.

ANHANG 6 Segmentberichterstattung

6.1 Geschäftssegment und berichtspflichtiges Segment

ENGIE ist wie folgt organisiert:

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

Die berichtspflichtigen Segmente sind mit den Geschäftssegmenten identisch und entsprechen den Geschäftstätigkeiten der GBU.

―	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, Solarthermie, Offshore-Wind und Batteriespeicher in Kombination mit einer Anlage für erneuerbare Energie. 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 zur Dekarbonisierung von Energie und zu grünen Netzen bei (schrittweise Integration von grünem Gas, Wasserstoff-Projekte usw.);
―	Energy Solutions: umfasst den Bau und das Management dezentraler Energienetze zur Energieerzeugung (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).
―	FlexGen: Geschäftstätigkeit mit dem Ziel, die intermittierende erneuerbare Energie durch Flexibilität upstream (flexible Wärme- und Stromerzeugung, Pump- oder Batteriespeicher) und downstream auszugleichen (Einsparen oder Verlagern des Verbrauchs bei B2C-Kunden). Angeboten werden auch Lösungen zur Dekarbonisierung der Industrie mit Hilfe von Wasserstoff mit geringer CO2 -Emission. Die GBU spielt eine Schlüsselrolle bei der Energiewende. Hinzu kommen die Finanzierung, der Bau und das Betreiben von Entsalzungsanlagen, in Verbindung mit Kraftwerken oder ohne;
―	Retail: beinhaltet alle Aktivitäten der Gruppe im Bereich Gas- und Stromverkauf an gewerbliche oder private Endkunden. Dazu gehören auch alle Geschäfte der Gruppe im Bereich Dienstleistungen für Hausverwaltungen;
―	Nuclear: beinhaltet die gesamten Kernenergiegeschäfte der Gruppe mit sieben Reaktoren in Belgien (vier in Doel und drei in Tihange), von denen fünf in Betrieb sind, und Entnahmerechte in Frankreich;
―	Sonstige: umfasst die Geschäftstätigkeit von GEMS 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

Erlöse		31. Dez. 2023		31. Dez. 2022(1)
In Millionen Euro	Externe Erlöse	Konzerninterne Erlöse	Summe	Externe Erlöse	Konzerninterne Erlöse	Summe
---	---	---	---	---	---	---
Renewables	5.512	172	5.684	6.216	136	6.352
Networks	6.873	1.032	7.905	6.961	961	7.922
Energy Solutions	11.033	381	11.414	11.441	262	11.703
FlexGen	5.264	2.508	7.772	7.126	1.144	8.271
Retail	16.443	367	16.810	16.810	534	17.344
Nuclear	118	2.325	2.444	35	2.653	2.688
Sonstige	37.322	6.808	44.129	45.277	2.007	47.283
davon GEMS(2)	37.221	6.776	43.997	45.137	1.979	47.115
Eliminierung interner Transaktionen	-	(13.593)	(13.593)	-	(7.697)	(7.697)
SUMME ERLÖSE	82.565	-	82.565	93.865	-	93.865

(1) Per 1. Januar 2023 gab es bei den Unternehmenssparten bestimmte interne Umklassifizierungen ohne Auswirkung auf den Gesamtbetrag. Die wichtigsten internen Umklassifizierungen betreffen den Transfer von EV Box von Energy Solutions zu Sonstige.

(2) davon ein negativer Preiseffekt von etwa 6,3 Mrd. € im Vergleich zu 2022.

EBITDA

In Millionen Euro	31. Dez. 2023	31. Dez. 2022 (1)
Renewables	2.665	2.202
Networks	4.151	4.212
Energy Solutions	868	985
FlexGen	1.929	2.235
Retail	821	259
Sonstige	3.297	2.310
davon GEMS	3.829	2.837
SUMME EBITDA OHNE NUCLEAR	13.732	12.204
Nuclear	1.285	1.510
SUMME EBITDA	15.017	13.713

(1) Per 1. Januar 2023 gab es bei den Unternehmenssparten bestimmte interne Umklassifizierungen ohne Auswirkung auf den Gesamtbetrag. Die wichtigsten internen Umklassifizierungen betreffen den Transfer von EV Box von Energy Solutions zu Sonstige.

EBIT

In Millionen Euro	31. Dez. 2023	31. Dez. 2022 (1)
Renewables	2.005	1.627
Networks	2.265	2.371
Energy Solutions	386	523
FlexGen	1.513	1.768
Retail	569	(6)
Sonstige	2.741	1.736
davon GEMS	3.551	2.618
SUMME EBIT OHNE NUCLEAR	9.479	8.019
Nuclear	605	1.026
SUMME EBIT	10.084	9.045

(1) Per 1. Januar 2023 gab es bei den Unternehmenssparten bestimmte interne Umklassifizierungen ohne Auswirkung auf den Gesamtbetrag. Die wichtigsten internen Umklassifizierungen betreffen den Transfer von EV Box von Energy Solutions zu Sonstige.

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

In Millionen Euro	31. Dez. 2023	31. Dez. 2022
Renewables	203	217
Networks	446	323
Energy Solutions	22	118
FlexGen	355	397
Retail	-	-
Nuclear	-	-
Sonstige	40	4
davon GEMS	32	(1)
SUMME ANTEIL AM JAHRESERGEBNIS VON UNTERNEHMEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN	1.066	1.059

Assoziierte Unternehmen und Joint Ventures haben per 31. Dezember 2023 einen Anteil von 486 Mio. € bzw. 580 Mio. € am Jahresüberschuss von Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden (verglichen mit 400 Mio. € bzw. 659 Mio. € am 31. Dezember 2022).

Eingesetztes Industriekapital

In Millionen Euro	31. Dez. 2023	31. Dez. 2022
Renewables	20.001	16.588
Networks	25.198	25.221
Energy Solutions	7.593	7.575
FlexGen	9.289	8.091
Retail	390	1.023
Nuclear	(11.210)	(9.855)
Sonstige	9.696	11.139
davon GEMS	6.596	9.060
SUMME EINGESETZTES INDUSTRIEKAPITAL	60.957	59.782

Investitionsausgaben

In Millionen Euro	31. Dez. 2023	31. Dez. 2022 (1)
Renewables	4.130	3.333
Networks	2.173	2.322
Energy Solutions	1.102	864
FlexGen	2.135	481
Retail	247	270
Nuclear	174	229
Sonstige	652	360
davon GEMS	182	149
SUMME CAPEX	10.614	7.858

(1) Per 1. Januar 2023 gab es bei den Unternehmenssparten bestimmte interne Umklassifizierungen ohne Auswirkung auf den Gesamtbetrag. Die wichtigsten internen Umklassifizierungen betreffen den Transfer von EV Box von Energy Solutions zu Sonstige.

Wachstums-CAPEX

In Millionen Euro	31. Dez. 2023	31. Dez. 2022 (1)
Renewables	3.966	3.202
Networks	839	1.087
Energy Solutions	897	694
FlexGen	1.843	220
Retail	160	173
Nuclear	19	1
Sonstige	368	108
davon GEMS	82	63
SUMME WACHSTUMS-CAPEX	8.091	5.485

(1) Per 1. Januar 2023 gab es bei den Unternehmenssparten bestimmte interne Umklassifizierungen ohne Auswirkung auf den Gesamtbetrag. Die wichtigsten internen Umklassifizierungen betreffen den Transfer von EV Box von Energy Solutions zu Sonstige.

6.3 Schlüsselkennzahlen nach geografischem Gebiet

Diese 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

	Erlöse		Eingesetztes Industriekapital
In Millionen Euro	31. Dez. 2023	31. Dez. 2022	31. Dez. 2023	31. Dez. 2022
---	---	---	---	---
Frankreich	36.676	34.248	32.802	33.912
Belgien	8.408	12.705	(9.259)	(7.575)
Sonstige EU-Länder	18.303	22.687	9.713	9.261
Sonstige europäische Länder	4.480	4.202	1.991	1.610
Nordamerika	5.329	6.133	8.989	7.264
Asien, Naher Osten & Ozeanien	4.366	8.875	3.830	3.667
Südamerika	4.715	4.778	11.212	11.095
Afrika	289	237	1.679	548
SUMME	82.565	93.865	60.957	59.782

Angesichts der Vielfalt ihrer Geschäfte und deren geografischer Lage ist die Gruppe in einer sehr großen Bandbreite von Situationen und Kunden tätig (Industrie, lokale Behörden und Privatkunden). Somit vereint kein externer Kunde einzeln 10 % oder mehr der konsolidierten Erlöse 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 - Erlöse aus Verträgen mit Kunden 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 Verteilungs- oder Transportleistungen aus den Erlösen nach IFRS 15 auszuschließen sind. Für diese Analyse kann die Gruppe im eigenen Ermessen festlegen, ob der Energiedienstleister bei Verteilungs- oder Transportdienstleistungen für Gas oder Strom, die den Kunden weiterberechnet werden, als Agent oder Prinzipal handelt. Die wichtigsten Kriterien der Gruppe für ihre Ermessensentscheidung und die Festlegung, dass der Energiedienstleister in bestimmten Ländern 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-WärmeKopplungsanlagen, 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. 2023
Renewables	-	5.010	106	261	135	5.512
Networks	138	5	6.068	434	228	6.873
Energy Solutions	268	4.163	88	6.434	80	11.033
FlexGen	92	4.332	274	400	166	5.264
Retail	7.631	6.229	82	1.003	1.497	16.443
Nuclear	-	4	7	28	79	118
Sonstige	13.943	19.619	246	142	3.372	37.322
davon GEMS	13.943	19.619	241	46	3.372	37.221
SUMME ERLÖSE	22.072	39.362	6.872	8.703	5.557	82.565

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

Die Maßnahmen mit dem stärksten Einfluss auf den Konzernabschluss sind die von der französischen Regierung für Erdgas und Strom eingeführten. Das Finanzgesetz für 2023 (Gesetz Nr. 2022-1726 vom 30. Dezember 2022) verlängerte und modifizierte die Tarifschutzvereinbarungen für Gas (bis 30. Juni 2023) und Strom (bis 31. Januar 2024). Der von ENGIE zu tragende Einnahmeverlust sind Aufwendungen, die den Verpflichtungen zu öffentlicher Dienstleistung zuzuordnen sind und deren Kompensation durch den Staat garantiert ist. Sie berechnen sich nach den von der französischen Energieregulierungskommission (Commission de Régulation de l'Énergie) veröffentlichten geltenden Verfahren.

Diese Effekte sind hauptsächlich in der Spalte "Sonstige" ("Erlöse, die nicht unter IFRS 15 fallen") des "Retail"-Geschäftsbereichs erfasst.

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
FlexGen	22	4.522	1.601	396	588	7.129
Retail	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

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 Leistungen, die auf einen Kunden übertragen wurden, für die die Zahlung aber noch nicht fällig ist oder von der Zufriedenheit mit einer speziellen vertraglich vereinbarten Bedingung abhängt. Wird ein Betrag fällig, wird er in die Forderungen übertragen.

Eine Forderung wird 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 Leistungen 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 eine Matrix für Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen und Vermögenswerte aus Verträgen mit Kunden, bei denen die Änderung des Kreditrisikos auf Portfoliobasis überwacht wird. Eine Änderung des Kreditrisikos bei Großkunden und anderen großen Gegenparteien wird individuell überwacht.

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

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

In Millionen Euro	31. Dez. 2023	31. Dez. 2022
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen, netto	20.092	31.310
davon nach IFRS 15	8.083	7.587
davon nicht unter IFRS 15 fallend	12.009	23.723
Vermögenswerte aus Verträgen mit Kunden	9.531	12.584
Aktive Rechnungsabgrenzung und nicht abgerechnete Erlöse	6.989	9.513
Energie auf dem Zähler(1)	2.542	3.071

(1) abzüglich Vorauszahlungen.

2023 betrafen die größten Vermögenswerte aus Verträgen hauptsächlich GEMS (3.766 Mio. €), Energy Solutions (2.516 Mio. €) und Retail (1.922 Mio. €).

	31. Dez. 2023			31. Dez. 2022
In Millionen Euro	Brutto	Wertberichtigungen und erwartete Kreditausfälle	Netto	Brutto	Wertberichtigungen und erwartete Kreditausfälle	Netto
---	---	---	---	---	---	---
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen, netto	22.160	(2.068)	20.092	33.282	(1.973)	31.310
Vermögenswerte aus Verträgen mit Kunden	9.558	(27)	9.531	12.632	(48)	12.584
SUMME	31.718	(2.095)	29.623	45.914	(2.020)	43.894

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 NetzManager 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 bzw. nach Kundentyp bestimmt.

Realisierte, aber noch nicht abgelesene Erlöse (so genannte ungemessene Erlöse) in Höhe von 5.279 Mio. € per 31. Dezember 2023 (5.883 Mio. € per 31. Dezember 2022) betrafen vor allem Frankreich und Belgien.

7.2.2 Verbindlichkeiten aus Verträgen mit Kunden

	31. Dez. 2023			31. Dez. 2022
In Millionen Euro	Langfristig	Kurzfristig	Summe	Langfristig	Kurzfristig	Summe
---	---	---	---	---	---	---
Verbindlichkeiten aus Verträgen mit Kunden	93	3.960	4.053	121	3.292	3.412
Erhaltene Vorauszahlungen und Abschlagszahlungen	23	2.998	3.020	53	2.201	2.253
Passive Rechnungsabgrenzungsposten	71	963	1.033	68	1.091	1.159

2023 waren die Global Business Units, die die größten Verbindlichkeiten aus Verträgen mit Kunden berichteten, Retail (1.563 Mio. €) und Energy Solutions (1.638 Mio. €).

7.3 Erlöse aus noch nicht erfüllten Leistungsverpflichtungen

Erlöse aus am 31. Dezember 2023 nur teilweise erfüllten Leistungsverpflichtungen beliefen sich auf 867 Mio. €. Sie betreffen hauptsächlich Energy Solutions (849 Mio. €). Dort geht man mit einer Vielzahl von Bau-, Montage- und Instandhaltungsverträgen um, deren 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 sich nicht zum Trading oder zur Besicherung eignen. 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. 2023	31. Dez. 2022
Käufe und sonstige Erträge und Aufwendungen für betriebsrelevante Derivate, die keine Trading-Instrumente sind(1)	(49.650)	(67.676)
Dienstleistungen und sonstige Käufe(2)	(7.342)	(6.860)
KÄUFE UND BETRIEBSNOTWENDIGE DERIVATE	(56.992)	(74.535)

(1) davon 2023 ein Nettoüberschuss von 2.430 Mio. € durch MtM von Commodity-Kontrakten, die keine Trading-Instrumente sind (verglichen mit einem Nettoaufwand von 3.661 Mio. € 2022), insbesondere für bestimmte wirtschaftliche Absicherungen von Gas- und Strompositionen, die nicht als Cashflow-Sicherungen dokumentiert sind.

(2) davon 75 Mio. € für Leasingaufwendungen, die nicht unter IFRS 16 Leasingverbindlichkeiten fallen (gegenüber 56 Mio. € an Leasingaufwand 2022).

Der Rückgang bei Käufen und betriebsnotwendigen Derivaten ist im Wesentlichen geänderten Commodity-Preisen in der Periode geschuldet.

8.2 Personalaufwand

In Millionen Euro	Anhänge	31. Dez. 2023	31. Dez. 2022
Kurzfristige Leistungen		(7.688)	(7.623)
Anteilsbasierte Vergütungen	19	(47)	(104)
Kosten für leistungsorientierte Pläne	18.3.4	(322)	(261)
Kosten für beitragsorientierte Pläne	18.4	(92)	(91)
PERSONALAUFWAND		(8.149)	(8.078)

8.3 Planmäßige Abschreibung, Amortisation und Rückstellungen

In Millionen Euro	Anhänge	31. Dez. 2023	31. Dez. 2022
Planmäßige Abschreibung	13	(4.886)	(4.576)
Nettoänderung bei außerplanmäßigen Abschreibungen von Vorräten und Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstigen Vermögenswerten		(203)	(768)
Nettoänderung bei Rückstellungen	17	178	157
ABSCHREIBUNG UND RÜCKSTELLUNGEN		(4.911)	(5.187)

Per 31. Dezember 2023 gliedert sich die Abschreibung hauptsächlich in 1.124 Mio. € für immaterielle Vermögenswerte und 3.762 Mio. € für Sachanlagen.

8.4 Steuern

In Millionen Euro	31. Dez. 2023	31. Dez. 2022
STEUERN	(2.627)	(3.380)

Am 31. Dezember 2023 umfassen die Steuern die Kernenergieabgabe in Belgien und die Obergrenze für Markterlöse inframarginaler Erzeuger für die Stromerzeugung von insgesamt 969 Mio. €, einschließlich 329 Mio. € Steuern für Kernenergie (im Vergleich zu etwa 1.348 Mio. € bzw. 917 Mio. € am 31. Dezember 2022). Außerdem setzte die Gruppe 2022 einen Aufwand von 308 Mio. € für eine Sondersteuer im Energiesektor an, die die italienischen Behörden eingeführt hatten (der zeitweilige Solidaritätsbeitrag in Italien wurde bei der Ertragsteuer verbucht und belief sich auf 132 Mio. €).

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 für Erwerbe von beherrschenden Beteiligungen,
―	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). Da sie sind Teil der regelmäßigen Rotation des eingesetzten Kapitals der Gruppe sind, werden diese Transaktionen, sofern sie bestimmte Kriterien erfüllen (insbesondere die Wiederkehr), beim kurzfristigen Betriebsergebnis erfasst.

―

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

9.1 Wertminderungsaufwendungen

In Millionen Euro	Anhänge	31. Dez. 2023	31. Dez. 2022
Wertminderungsaufwendungen:
Goodwill	13.1	(94)	-
Sachanlagen und andere immaterielle Vermögenswerte	13.2 & 13.3	(1.587)	(2.306)
Investitionen in Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, und zugehörige Rückstellungen		(72)	(536)
SUMME WERTMINDERUNGSAUFWENDUNGEN		(1.753)	(2.841)
Aufholung von Wertminderungsaufwendungen:
Sachanlagen und andere immaterielle Vermögenswerte		435	67
Summe der Wertaufholungen		435	67
SUMME		(1.318)	(2.774)

9.1.1 2023 angesetzte Wertminderungsaufwendungen

Per 31. Dezember 2023 angesetzte Nettowertminderungsaufwendungen beliefen sich auf 1.318 Mio. € hauptsächlich im Zusammenhang mit:

―	Anlagen zur Energieerzeugung aus erneuerbaren Energieträgern in Nordamerika (714 Mio. €), vor allem aufgrund sehr spezifischer betrieblicher Schwierigkeiten im Zusammenhang mit der Turbinenleistung einer Windkraftanlage und gesunkener langfristiger Marktpreise, die sich auf bestimmte Projekte auswirken, die speziell dem SPP-Markt unterliegen. Dazu ist anzumerken, dass sich dank dieser geänderten Marktbewertung über die Laufzeit dieser Verträge die gesunkenen Marktpreise bei diesen Projekten mit etwa +0,3 Mrd. € positiv auf den beizulegenden Zeitwert der VPPA-Verträge (Virtual Power Purchase Agreement) auswirkten, die bei den betrieblichen Aufwendungen erfasst wurden (vgl. Anhang 8.1 "Betriebliche Aufwendungen");
―	Kohlekraftwerken in Südamerika, die die Gruppe im Einklang mit dem Dekarbonisierungsplan ab Ende 2025 beschleunigt stilllegen will (515 Mio. €);
―	sonstigen Produktions- oder Dienstleistungseinrichtungen, die einzeln weniger hohe Beträge ausmachten.

Außerdem fanden das Industrieszenarium und alle technischen und finanziellen Annahmen nach dem Überprüfungsverfahren durch die Kommission für Kernenergierückstellungen (CNP) im September 2022 am 7. Juli 2023 Zustimmung. Die Verringerung von abzubrechenden Anlagen bewirkte eine Senkung der Rückstellung für den Abbruch von Anlagen um 646 Mio. € (vgl. Anhang 17 "Rückstellungen"). Angesichts der Wertminderungsaufwendungen, die für einige dieser Anlagen Ende letzten Jahres angesetzt wurden, war 2023 eine Aufholung der Wertminderung von 400 Mio. € zu verbuchen.

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 642 € 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 2022 angesetzte Wertminderungsaufwendungen

Per 31. Dezember 2022 angesetzte Nettowertminderungsaufwendungen beliefen sich auf 2.774 Mio. € hauptsächlich im Zusammenhang mit:

―	den Auswirkungen der dreijährlichen Überprüfung der Kernenergierückstellungen auf Vermögenswerte, die gegen die Rückstellungen für den Abbruch von Kernkraftwerken anzusetzen sind;
―	den Effekten des laufenden Programms für den Kohleausstieg;
―	den Konsequenzen der im Laufe des Jahres begonnenen oder abgeschlossenen Gespräche über die Neuverhandlung von PPA-Verträgen oder über die Veräußerung von Vermögenswerten ohne strategische Bedeutung.

9.2 Kosten für Restrukturierungsmaßnahmen

2023 beliefen sich die Restrukturierungskosten auf 47 Mio. € (gegenüber 230 Mio. € 2022). Bei den Restrukturierungskosten ging es in beiden Jahren vor allem um Kosten von Personalabbauplänen und Maßnahmen zur Anpassung an die Wirtschaftsbedingungen 2023 und 2022 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 2023 wirkten sich Änderungen des Konsolidierungskreises mit negativen 85 Mio. € aus und beinhalteten vor allem die Veräußerung eines Kohlekraftwerks in Brasilien (negative 47 Mio. €).

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 der Veräußerung 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.

9.4 Sonstige Einmalpositionen

Sonstige Einmalpositionen beliefen sich am 31. Dezember 2023 auf negative 4.945 Mio. € und beinhalten die Auswirkung von -4.750 Mio. € aus der Überprüfung der Kernenergierückstellungen, um die Vereinbarung zu berücksichtigen, die am 29. Juni 2023 mit der belgischen Regierung erzielt und die nach der Unterzeichnung der Zusätze zu den ursprünglichen Vereinbarungen am 21. Juli 2023 bindend wurde, wobei die Umsetzung in den Transaktionsunterlagen festgehalten ist, die am 13. Dezember 2023 unterschrieben wurden (vgl. Anhang 17 "Rückstellungen"). Dieser Betrag enthält die aufgrund der Vereinbarung gebildeten zusätzlichen Rückstellungen (-5,1 Mrd. €), verringert um die Auswirkungen einer angesetzten Forderung im Zusammenhang mit dem Anteil von Partnern von Electrabel an bestimmten Kraftwerken (0,4 Mrd. €).

Sonstige Einmalposten beinhalten auch die Wirkung der Überprüfung von Rückstellungen für den Abbruch der Betriebsstätte Hazelwood in Australien von etwa 90 Mio. €.

Per 31. Dezember 2022 beliefen sich die sonstigen Einmalpositionen 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 für Verpflichtungen zur Standortsanierung in Frankreich;
―	eine Negativwirkung von 161 Mio. € durch Abschreibung von immateriellen Vermögenswerten und Sachanlagen hauptsächlich in Frankreich.

ANHANG 10 Nettofinanzerträge/(-fehlbeträge)

In Millionen Euro	Aufwand	Ertrag	31. Dez. 2023	Aufwand	Ertrag	31. Dez. 2022
Zinsaufwand für Bruttoschuld und Sicherungsverhältnisse	(1.708)	-	(1.708)	(1.104)	-	(1.104)
Kosten der Verbindlichkeiten aus Leasingverhältnissen	(105)	-	(105)	(73)	-	(73)
Gewinne/Verluste aus Wechselkursen bei Fremdkapital und Absicherungen	(10)	-	(10)	(28)	-	(28)
Unwirksamer Anteil bei Derivaten, die den beizulegenden Zeitwert sichern	-	-	-	-	7	7
Gewinne und Verluste bei Zahlungsmitteln und Zahlungsmitteläquivalenten und liquiden Schuldinstrumenten, die für Bareinlagen gehalten wurden	-	596	596	-	197	197
Aktivierte Fremdkapitalkosten	268	-	268	109	-	109
Kosten der Nettoschuld	(1.557)	596	(961)	(1.097)	205	(893)
Barauszahlungen zur Auflösung von Swaps	-	-	-	(9)	-	(9)
Aufholung des negativen beizulegenden Zeitwerts für diese frühzeitig aufgelösten derivativen Finanzinstrumente	-	-	-	-	-	-
Gewinne/(Verluste) aus Transaktionen zur Schuldenrestrukturierung	-	8	8	-	55	55
Gewinne/(Verluste) aus Schuldenrestrukturierung und frühzeitiger Glattstellung derivativer Finanzinstrumente	-	8	8	(9)	55	46
Nettozinsaufwendungen für Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstige langfristig fällige Leistungen	(161)	-	(161)	(92)	-	(92)
Unwinding von Abzinsungsberichtigungen bei langfristigen Rückstellungen	(772)	-	(772)	(617)	-	(617)
Änderung des beizulegenden Zeitwerts von Derivaten, die nicht als Sicherungen qualifizieren, und der unwirksame Anteil von Derivaten, die als Cashflow-Sicherungen qualifizieren	(15)	-	(15)	(5)	-	(5)
Ertrag/(Verlust) aus Schuld- und Eigenkapitalinstrumenten	(238)	-	(239)	(1.295)	36	(1.258)
Zinsertrag von Krediten und Forderungen, zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet	-	106	106	-	69	69
Sonstige	(596)	467	(130)	(585)	332	(253)
Sonstiges Finanzergebnis	(1.783)	573	(1.210)	(2.594)	438	(2.156)
NETTOFINANZERTRÄGE/(-AUFWENDUNGEN)	(3.340)	1.177	(2.163)	(3.700)	697	(3.003)

2023 lagen die durchschnittlichen Fremdkapitalkosten nach Sicherung bei 4,31 %, verglichen mit 2,73 % per 31. Dezember 2022.

Der Nettoüberschuss/(-fehlbetrag) aus Schuld- und Eigenkapitalinstrumenten machte einen Verlust von 239 Mio. € aus, bei dem es vor allem um Verluste bei Anleihen und Geldmarktfonds von Synatom in Höhe von -149 Mio. € ging (vgl. Anhang 17.2.4 "Finanzielle Vermögenswerte, die die künftigen Kosten des Abbruchs kerntechnischer Anlagen und der Verwaltung von spaltbarem radioaktivem Material decken sollen").

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 man Steuersätze nutzt, die am Ende der Berichtsperiode gültig oder angekündigt sind. Nach IAS 12 werden jedoch keine latenten Steuern für temporäre Differenzen aus dem Goodwill erfasst, 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 zur jeweiligen steuerlichen Organschaft gehörenden Unternehmen 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 erfassten tatsächlichen Aufwendungen für Ertragsteuern

Der in der Gewinn- und Verlustrechnung 2023 angesetzte Ertragsteueraufwand belief sich auf 1.031 Mio.€ (2022 Ertragsteuererstattung 83 Mio. €). Er gliedert sich wie folgt:

In Millionen Euro	31. Dez. 2023	31. Dez. 2022
Tatsächliche Ertragsteuern	(833)	(1.762)
Latente Steuern	(198)	1.845
SUMME IM ERTRAG AUSGEWIESENE ERTRAGSTEUERANSPRÜCHE/(-AUFWENDUNGEN)	(1.031)	83

11.1.2 Überleitung von theoretischem Ertragsteueraufwand auf den tatsächlichen Ertragsteueraufwand

Überleitung von theoretischem Ertragsteueraufwand auf tatsächlichen Ertragsteueraufwand der Gruppe:

In Millionen Euro	31. Dez. 2023	31. Dez. 2022
Nettoergebnis	2.903	390
Anteil am Jahresüberschuss von Unternehmen, die nach der Equity-Methode bewertet werden	993	523
Jahresüberschuss (-fehlbetrag) aus aufgegebenen Geschäftsbereichen	-	2.183
Ertragsteueraufwand	(1.031)	83
Ergebnis konsolidierter Unternehmen vor Ertragsteuer (A)	2.941	(2.400)
davon französische Unternehmen	1.532	(2.130)
davon Unternehmen außerhalb Frankreichs	1.409	(270)
Gesetzlicher Ertragsteuersatz der Muttergesellschaft (B)	25,8%	25,8 %
Theoretisches Ertragsteuerergebnis (C) = (A) X (B)	(759)	620
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	(14)	(8)
Permanente Differenzen(1)	(120)	(313)
Steuerermäßigter oder steuerbefreiter Ertrag(2)	(22)	427
Zusätzlicher Steueraufwand(3)	(60)	(327)
Wirkung nicht angesetzter latenter Steueransprüche auf steuerliche Verlustvorträge und sonstige steuerabzugsfähige temporäre Differenzen (4)	(430)	(940)
Ansatz oder Verwendung von Steuerertrag auf zuvor nicht erfasste steuerliche Verlustvorträge und andere steuerabzugsfähige temporäre Differenzen(5)	93	643
Auswirkung von Änderungen der Steuersätze(6)	8	(37)
Steuerguthaben und sonstige Steuerermäßigungen(7)	360	20
Sonstige(8)	(86)	(1)
IM ERTRAG AUSGEWIESENE ERTRAGSTEUERANSPRÜCHE/(-AUFWENDUNGEN)	(1.031)	83

(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 enthielt diese Zeile auch den temporären Solidaritätsbeitrag von in Italien (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 2023 und 2022.

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

(8) Enthält hauptsächlich die Berichtigung früherer Steuerbelastungen.

Im Hinblick auf die künftige Umsetzung der OECD-Säule-2-Regeln ist die Gruppe nicht maßgeblich in Ländern tätig, in denen eine Mindeststeuer zu zahlen sein könnte, und erwartet daher von dieser Reform keine wesentlichen Auswirkungen auf den Ertragsteueraufwand.

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. 2023	31. Dez. 2022
---	---	---
Latente Steueransprüche:
Steuerliche Verlustvorträge und Steuerguthaben	(103)	1.051
Pensionen und dazugehörige Verpflichtungen	(3)	(1)
Nicht abzugsfähige Rückstellungen	976	55
Differenz zwischen dem Buchwert von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten und ihren Bemessungsgrundlagen	(84)	454
Bewertung von Vermögenswerten und Verbindlichkeiten zum beizulegenden Zeitwert (IAS 32/ IFRS 9)	(2.373)	(1.260)
Sonstige	265	(135)
Summe	(1.322)	164
Latente Steuerschulden:
Differenz zwischen dem Buchwert von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten und ihren Bemessungsgrundlagen	61	(545)
Bewertung von Vermögenswerten und Verbindlichkeiten zum beizulegenden Zeitwert (IAS 32/ IFRS 9)	1.326	1.781
Sonstige	(263)	398
Summe	1.124	1.634
LATENTES STEUERERGEBNIS	(198)	1.798
davon fortgeführte Geschäftsbereiche	(198)	1.845

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. 2023	31. Dez. 2022
Eigenkapital- und Schuldinstrumente	(6)	33
Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	141	(646)
Sicherungen von Nettoinvestitionen	(41)	11
Cashflow-Sicherungen für sonstige Posten	802	943
Cashflow-Sicherungen der Nettoschuld	4	(3)
Summe ohne Anteil der nach der Equity-Methode bilanzierten Unternehmen und aufgegebenen Geschäftsbereiche	900	338
Anteil der Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden	(28)	(132)
Aufgegebene Geschäftsbereiche	-	(21)
SUMME	872	185

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 2022	2.029	(6.408)	(4.379)
Auswirkung auf den Jahresüberschuss	(1.322)	1.124	(198)
Auswirkung auf die Posten des sonstigen Gesamtergebnisses	1.559	(665)	894
Auswirkung von Änderungen des Konsolidierungskreises	215	(214)	-
Auswirkung von Umrechnungsanpassungen	(13)	5	(8)
Übertragungen in Vermögenswerte und Verbindlichkeiten, die als zur Veräußerung gehalten klassifiziert sind	(4)	4	-
Sonstige	(210)	243	33
Auswirkung der Aufrechnung je steuerliche Einheit	(279)	279	-
PER 31. DEZEMBER 2023	1.974	(5.632)	(3.658)

11.3.2 Analyse der Position latente Steuern, netto, in der Bilanz (vor Aufrechnung latenter Steueransprüche und -schulden pro steuerlicher 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. 2023	31. Dez. 2022
---	---	---
Latente Steueransprüche:
Steuerliche Verlustvorträge und Steuerguthaben	2.121	2.202
Pensionsverpflichtungen	1.013	812
Nicht abzugsfähige Rückstellungen	1.485	518
Differenz zwischen dem Buchwert von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten und ihren Bemessungsgrundlagen	1.659	1.830
Bewertung von Vermögenswerten und Verbindlichkeiten zum beizulegenden Zeitwert (IAS 32/ IFRS 9)	7.649	8.346
Sonstige	626	620
SUMME	14.553	14.328
Latente Steuerschulden:
Differenz zwischen dem Buchwert von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten und ihren Bemessungsgrundlagen	(9.893)	(9.873)
Bewertung von Vermögenswerten und Verbindlichkeiten zum beizulegenden Zeitwert (IAS 32/ IFRS 9)	(7.419)	(8.141)
Sonstige	(897)	(693)
SUMME	(18.210)	(18.707)
LATENTE STEUERANSPRÜCHE/(-SCHULDEN), NETTO	(3.658)	(4.378)

Zur künftigen Umsetzung der OECD-Säule-2-Regeln werden gemäß dem geänderten IAS 12 keine latenten Steuern angesetzt.

11.4 Nicht angesetzte latente Steuern

Am 31. Dezember 2023 belief sich der Steuereffekt von Steueraufwendungen und Steuerguthaben, die für Vorträge geeignet sind, aber nicht verwendet und in der Bilanz nicht erfasst wurden, auf 4.563 Mio. € (4.165 Mio. € am 31. Dezember 2022). Die meisten dieser nicht berücksichtigten steuerlichen Verluste beziehen sich auf Gesellschaften in Ländern, in denen Verluste auf unbestimmte Zeit vorgetragen werden dürfen (hauptsächlich Belgien, die Niederlande, Australien und die Vereinigten Staaten). 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 2023 1.778 Mio. € gegenüber 1.590 Mio. € für Ende Dezember 2022.

ANHANG 12 Ergebnis 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 in Umlauf befindlichen Stammaktien ist die Zahl der Stammaktien, die zu Jahresbeginn im Umlauf sind, berichtigt um die Zahl der Stammaktien, die im Laufe des Jahres zurückgekauft oder ausgegeben wurden.

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.

	31. Dez. 2023	31. Dez. 2022
Zähler (in Millionen Euro)
---	---	---
Konzernanteil am Jahresüberschuss/(-fehlbetrag)	2.208	216
davon Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) aus fortgeführten Geschäftsbereichen, Konzernanteil	2.208	(1.965)
Zinsen auf tief nachrangige, ewig laufende Anleihen	(80)	(77)
Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) zur Berechnung der Ergebnisse je Aktie	2.129	140
davon Jahresüberschuss//(-fehlbetrag) aus fortgeführten Geschäftsbereichen, Konzernanteil, zur Berechnung der Ergebnisse je Aktie	2.129	(2.042)
Konzernanteil am periodischen Jahresüberschuss/(-fehlbetrag)	5.366	5.510
davon periodischer Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) aus fortgeführten Geschäftsbereichen, Konzernanteil	5.366	5.223
Zinsen auf tief nachrangige, ewig laufende Anleihen	(80)	(77)
Periodischer Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) zur Berechnung der Ergebnisse je Aktie	5.287	5.433
davon periodischer Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) aus fortgeführten Geschäftsbereichen, Konzernanteil, zur Berechnung der Ergebnisse je Aktie	5.287	5.146
Nenner (in Millionen Aktien)
Durchschnittliche Anzahl im Umlauf befindlicher Aktien	2.422	2.420
Auswirkung verwässernder Instrumente:
Bonusaktienpläne für Mitarbeiter	11	-
Verwässerte durchschnittliche Anzahl im Umlauf befindlicher Aktien	2.433	2.420
Ergebnis je Aktie (Euro)
Unverwässertes Ergebnis je Aktie	0,88	0,06
davon unverwässertes Ergebnis je Aktie, Konzernanteil, aus fortgeführten Geschäftsbereichen	0,88	(0,84)
Verwässertes Ergebnis je Aktie	0,87	0,06
davon verwässertes Ergebnis je Aktie, Konzernanteil, aus fortgeführten Geschäftsbereichen	0,88	(0,84)
Unverwässertes wiederkehrendes Ergebnis je Aktie	2,18	2,24
davon unverwässertes wiederkehrendes Ergebnis je Aktie, Konzernanteil, aus fortgeführten Geschäftsbereichen	2,18	2,13
Verwässertes wiederkehrendes Ergebnis je Aktie(1)	2,17	2,23
davon verwässertes wiederkehrendes Ergebnis je Aktie, Konzernanteil, aus fortgeführten Geschäftsbereichen(1)	2,17	2,12

(1) 2022 beinhaltete die Berechnung des Nenners 11 Millionen potenzielle ENGIE-Aktien mit einer verwässernden Wirkung auf den NRIgs und den NRIgs bezogen auf fortgeführte Geschäftsbereiche je Aktie. Dieser Effekt wurde bei der Berechnung des NIgs und des NIgs bezogen auf fortgeführte Geschäftsbereiche je Aktie wegen des der Verwässerung entgegenwirkenden Effekts auf Letzteres nicht berücksichtigt.

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 für Beteiligungen an assoziierten Unternehmen ist im Buchwert der Investition enthalten, die wie nach at equity konsolidiert wird.

13.1.1 Bewegungen beim Buchwert des Goodwill

In Millionen Euro	Nettobetrag
PER 31. DEZEMBER 2022	12.855
Wertminderungsaufwendungen	(95)
Änderungen des Konsolidierungskreises und Sonstige	134
Umrechnungsdifferenzen	(29)
PER 31. DEZEMBER 2023	12.864

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.

Goodwill am 31. Dezember 2023:

In Millionen Euro	31. Dez. 2023
Networks	5.366
Renewables	2.185
Retail	1.838
Energy Solutions	1.209
FlexGen	1.123
Nuclear	797
Sonstige	346
SUMME	12.864

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 schreibt vor, welche Dienstleistungen der Betreiber mit der Infrastruktur zu erbringen hat, an wen und zu welchem Preis er sie zu erbringen hat, und
―	Der Konzessionsgeber kontrolliert bei Ablauf der Vereinbarung 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.

Konzessionierte Infrastruktureinrichtungen, 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 Veränderungen bei immateriellen Vermögenswerten

In Millionen Euro	Immaterielle Rechte aus Konzessionsverträgen	Kapazitätsrechte	Sonstige	Summe
Bruttobetrag
PER 31. DEZEMBER 2022	3.630	3.282	13.498	20.410
Erwerbe	269	-	1.143	1.412
Veräußerungen	(43)	-	(271)	(315)
Umrechnungsdifferenzen	5	-	(52)	(46)
Änderungen des Konsolidierungskreises	-	-	965	965
Übertragung in "als veräußerungsfähig klassifizierte Vermögenswerte und aufgegebene Geschäftsbereiche"	-	-	-	-
Sonstige	44	11	(59)	(4)
PER 31. DEZEMBER 2023	3.906	3.293	15.223	22.422
Kumulierte Abschreibung und Wertminderung
PER 31. DEZEMBER 2022	(1.706)	(2.208)	(9.131)	(13.046)
Abschreibung	(151)	(106)	(867)	(1.124)
Wertminderung	(8)	-	(42)	(51)
Veräußerungen	37	-	180	217
Umrechnungsdifferenzen	(1)	-	22	21
Änderungen des Konsolidierungskreises	-	-	(19)	(19)
Sonstige	(9)	-	37	29
PER 31. DEZEMBER 2023	(1.838)	(2.314)	(9.821)	(13.973)
Buchwert
PER 31. DEZEMBER 2022	1.924	1.074	4.366	7.364
PER 31. DEZEMBER 2023	2.067	979	5.403	8.449

2023 entstand der Nettozuwachs bei den "Immateriellen Vermögenswerten" hauptsächlich aus:

―	Investitionen in der Periode (1.412 Mio. €) hauptsächlich im Zusammenhang mit immateriellen Vermögenswerten in Entwicklung (863 Mio. €), speziell aktivierten Kosten in Verbindung mit Geschäften mit erneuerbarer Energie in den Vereinigten Staaten (207 Mio. €), wie auch mit Informationstechnologieprojekten (141 Mio. €) zumeist auf Konzernebene bei ENGIE in Frankreich und mit Investitionen in den Ausbau und die Instandhaltung von Übertragungs- und Verteilungsnetzen (215 Mio. €) vor allem in Frankreich und im Zusammenhang mit Konzessionsverträgen für die Geschäfte von Energy Solutions in Frankreich (269 Mio. €);
―	einer positiven Nettowirkung von Änderungen des Konsolidierungskreises von 946 Mio. €, hauptsächlich im Zusammenhang mit einer vorläufigen Kaufpreisallokation für den Erwerb von Broad Reach Power, einem auf Batteriespeicher spezialisierten US-basierten Unternehmen (760 Mio. €) und dem Erwerb der Gruppe BTE Renewables, einem Produzenten von erneuerbarer Energie mit Wind- und Solar-PV-Projekten in Südafrika (134 Mio. €) (vgl. Anhang 4 "Wichtige Änderungen der Konzernstruktur");

Dem standen teilweise gegenüber:

―	Abschreibung (negative 1.124 Mio. €);
―	Wertminderungen (negative 51 Mio. €).

13.2.2 Kapazitätsrechte

Die Gruppe hat Kapazitätsrechte an von Dritten betriebenen Kraftwerken erworben. 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 (fällig 2028).

13.2.3 Sonstige

Am 31. Dezember 2023 bezieht sich dieser Titel hauptsächlich auf Software und Lizenzen für 1.436 Mio. € sowie auf immaterielle Vermögenswerte in Entwicklung für 1.576 Mio. € und immaterielle Vermögenswerte (Kundenportfolio) für 2.097 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-Solarenergie, Onshore- und Offshore-Windkraft), Produktion und Nutzung grüner Gase (Wasserstoff, Biomethan) oder die Entwicklung einer dezentralen Energieinfrastruktur (Fernwärme und -kälte, dezentrale Sonnenenergie, Städte und Mobilität mit geringer CO2 -Emission).

Aktivierte Entwicklungskosten für Projekte in der Entwicklungsphase, die die Kriterien für einen immateriellen Vermögenswert nach IAS 38 erfüllen, beliefen sich 2023 auf 21 Mio. €.

13.3 Sachanlagen

BILANZIERUNGSSTANDARDS

Erstmaliger Ansatz und Folgebewertung

Sachanlagen werden zu Anschaffungskosten, abzüglich kumulierter planmäßiger Abschreibung und 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, LNG-Tanker, einen Konzessionsvertrag für Wasserkraft 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 seines Standorts, 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 sicher genug 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

Unterirdisch gespeichertes "Kissen"-Gas ist entscheidend um zu sichern, dass Speicher wirksam 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 dazugehörigen Hauptvermögenswertes unterscheidet, 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.

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 linear 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 2022	649	2.762	96.016	304	6.038	5.649
Erwerbe/Erhöhungen	10	12	711	32	-	5.921
Veräußerungen	(2)	(18)	(821)	(20)	(8)	(23)
Umrechnungsdifferenzen	(3)	(12)	(290)	(1)	(13)	(86)
Änderungen des Konsolidierungskreises	3	-	971	2	2	186
Übertragung in "als veräußerungsfähig klassifizierte Vermögenswerte und aufgegebene Geschäftsbereiche"	-	-	(2)	-	-	-
Sonstige	16	20	4.715	11	(624)	(4.930)
PER 31. DEZEMBER 2023	673	2.765	101.300	328	5.395	6.716
Kumulierte Abschreibung und Wertminderung
PER 31. DEZEMBER 2022	(153)	(1.772)	(52.709)	(226)	(4.155)	(724)
Planmäßige Abschreibung	(4)	(69)	(2.727)	(28)	(364)
Wertminderung	-	(1)	(1.474)	-	403	(50)
Veräußerungen	-	18	763	18	4	6
Umrechnungsdifferenzen	-	5	161	1	7	4
Änderungen des Konsolidierungskreises	-	-	(172)	(2)	-	-
Übertragung in "als veräußerungsfähig klassifizierte Vermögenswerte und aufgegebene Geschäftsbereiche"	-	-	-	-	-	-
Sonstige	(1)	26	(148)	(3)	(362)	535
PER 31. DEZEMBER 2023	(158)	(1.793)	(56.306)	(239)	(4.467)	(229)
Buchwert
PER 31. DEZEMBER 2022	497	991	43.307	78	1.883	4.925
PER 31. DEZEMBER 2023	516	971	44.993	90	928	6.487

In Millionen Euro	Nutzungsrecht	Sonstige	Summe
Bruttobetrag
PER 31. DEZEMBER 2022	5.094	1.319	117.831
Erwerbe/Erhöhungen	700	38	7.425
Veräußerungen	(280)	(166)	(1.338)
Umrechnungsdifferenzen	(72)	(13)	(490)
Änderungen des Konsolidierungskreises	8	2	1.176
Übertragung in "als veräußerungsfähig klassifizierte Vermögenswerte und aufgegebene Geschäftsbereiche"	-	-	(3)
Sonstige	3	18	(771)
PER 31. DEZEMBER 2023	5.454	1.198	123.829
Kumulierte Abschreibung und Wertminderung
PER 31. DEZEMBER 2022	(1.710)	(895)	(62.343)
Planmäßige Abschreibung	(489)	(82)	(3.762)
Wertminderung	(10)	(1)	(1.133)
Veräußerungen	299	165	1.272
Umrechnungsdifferenzen	20	7	204
Änderungen des Konsolidierungskreises	2	(1)	(173)
Übertragung in "als veräußerungsfähig klassifizierte Vermögenswerte und aufgegebene Geschäftsbereiche"	-	-	-
Sonstige	(5)	14	56
PER 31. DEZEMBER 2023	(1.893)	(794)	(65.879)
Buchwert
PER 31. DEZEMBER 2022	3.384	424	55.488
PER 31. DEZEMBER 2023	3.561	404	57.950

2023 berücksichtigt die Nettozunahme bei den "Sachanlagen" im Wesentlichen:

―	Instandhaltungs- und Entwicklungsinvestitionen von insgesamt 6.724 Mio. €, meist im Zusammenhang mit dem Bau und der Entwicklung von Wind- und Solarparks hauptsächlich in Frankreich, den Vereinigten Staaten, Lateinamerika und Polen (3.450 Mio. €) und dem Ausbau von Transport- und Verteilnetzen in Frankreich, Rumänien und Lateinamerika (1.765 Mio. €), mit Vermögenswerten des Geschäftssegments FlexGen (868 Mio. €) und mit Geschäften von Energy Solutions (437 Mio. €);
―	eine positive Nettowirkung von Änderungen des Konsolidierungskreises von 1.003 Mio. €, hauptsächlich im Zusammenhang mit dem Erwerb von Broad Reach Power, einem auf Batteriespeicher spezialisierten US-basierten Unternehmen (531 € Mio. €), dem Erwerb von BTE Renewables, einem der führenden Unternehmen für erneuerbare Energie in Afrika mit Sitz in Südafrika (311 Mio. €) und dem Erwerb von Ixora in Großbritannien (22 Mio. €) im Geschäftssegment Networks;

dem standen gegenüber:

―	eine Abschreibung von insgesamt 3.762 Mio. €;
―	eine Verringerung der Vermögenswerte für den Abbruch um 646 Mio. € nach der Anpassung des Industrieszenarios und aller technischen und finanziellen Annahmen, denen die Kommission für Kernenergierückstellungen (CNP) am 7. Juli 2023 zum Abschluss des im September 2022 eingeleiteten Überprüfungsverfahrens zugestimmt hat. Diese Verringerung wurde teilweise gegen eine Aufholung der Wertminderung einiger dieser Vermögenswerte von 403 Mio. € aufgerechnet (vgl. Anhang 13.4 "Werthaltigkeitstest von Goodwill, immateriellen Vermögenswerten und Sachanlagen");
―	negative Wechselkurseffekte von 286 Mio. €, insbesondere durch Abwertung des US-Dollar (negative 445 Mio. €), teilweise aufgefangen durch die Aufwertung des brasilianischen Real (positive 88 Mio. €), des mexikanischen Peso (positive 47 Mio. €) und des Pfund Sterling (positive 33 Mio. €) gegenüber dem Euro.

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 2023 auf 1.625 Mio. € gegenüber 1.120 Mio. € per 31. Dezember 2022.

Die Nettoerhöhung bezieht sich hauptsächlich auf in Brasilien als Sicherheit gestellte Anlagen für erneuerbare Energie für 392 Mio. €.

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.

Vertragliche Investitionszusagen der Gruppe zum Kauf von Sachanlagen beliefen sich am 31. Dezember 2023 auf 2.859 Mio. € gegenüber 3.548 Mio. € am 31. Dezember 2022.

Die Nettoreduzierung vertraglicher Verpflichtungen um 585 Mio. € betrifft vor allem Anlagen für erneuerbare Energie in den Vereinigten Staaten.

13.3.4 Sonstige Informationen

Die in den Sachanlagenkosten enthaltenen Fremdkapitalkosten beliefen sich per 31. Dezember 2023 auf 268 Mio. € im Vergleich zu 109 Mio. € am 31. Dezember 2022

13.4 Werthaltigkeitstest von 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 für diese CGU ist.

Eine Wertminderung des Goodwill kann nicht aufgeholt werden. Sie 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 könnten. 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.

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 überprüft 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 Änderungen des Umfangs oder der Art und Weise, in der ein Vermögenswert genutzt oder seine Nutzung erwartet wird, zu denen es in der Periode oder unmittelbar danach gekommen ist und die sich nachteilig auf ihn auswirken. 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 dieser 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 2024 und dem mittelfristigen Businessplan 2025 - 2026, 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, Wechselkursen und Wachstumsraten) und Preisprognosen im Ergebnis des Referenzszenariums der Gruppe für 2027 - 2050 ermittelt, wie vom Geschäftsführenden Vorstand im Juli 2023 überarbeitet und bestätigt. 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 jeweils im Kontext 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 externe Szenarien, ähnelt das der Gruppe dem der Internationalen Energieagentur mit ihrem APS(Announced Pledges Scenario)-Modell und dem der ADEME ("grüne Technologie");
―	Die Gruppe hat speziell mittel- und langfristige Strompreise bestimmt, indem sie Prognosemodelle für den Strombedarf, mittel- und langfristige Prognosen der Brennstoff- und CO2 -Preise und die erwarteten Trends bei der installierten Kapazität und dem Technologiemix bei Produktionsanlagen für jedes Stromerzeugungssystem verwendete. 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 aus Problemen des Klimas und des Umweltschutzes sind auch im Einheitlichen Registrierungsformular der Gruppe dargelegt.

Schließlich hat die Gruppe in ihrem Bemühen um die Berücksichtigung der Klimaproblematik (vgl. Anhang 1.3.3 "Berücksichtigung der Klimaproblematik bei der Erstellung des Konzernabschlusses") bei der Bewertung der nicht finanziellen Vermögenswerte ihre Verpflichtung zum vollständigen Kohleausstieg bis 2027 einfließen lassen (vgl. Anhang 13.4.5).

13.4.2 Renewables

Am 31. Dezember 2023 betrugen der Goodwill 2.185 Mio. €, die immateriellen Vermögenswerte 1.756 Mio. € und die Sachanlagen 17.124 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-Solar, Biomasse, Offshore-Wind und Batteriespeicher in Kombination mit einer Anlage für erneuerbare Energie. 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 der Konzessionsverträge nach Ausschreibung 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 2023 angewandten Abzinsungssätze reichten von 5,3 % bis 10,3 %. 2022 ging diese Spanne von 4,5 % bis 10,2 %.

Ergebnisse des Werthaltigkeitstests

Im Hinblick auf den erzielbaren Betrag für die Zahlungsmittel generierende Einheit, der der Goodwill zugeordnet ist, hat man am 31. Dezember 2023 keine Wertminderungsaufwendungen dafür angesetzt.

Wertminderungsaufwendungen für Sachanlagen von insgesamt 784 Mio. € wurden jedoch über das Jahr durchaus ausgewiesen, insbesondere für Anlagen zur Energieerzeugung aus erneuerbaren Energieträgern in Nordamerika (714 Mio. €), vor allem aufgrund sehr spezifischer betrieblicher Schwierigkeiten im Zusammenhang mit der Turbinenleistung einer Windkraftanlage und gesunkener langfristiger Marktpreise, die sich auf bestimmte Projekte auswirken, die speziell dem SPP-Markt unterliegen. Dazu ist anzumerken, dass sich dank dieser geänderten Marktbewertung über die Laufzeit dieser Verträge die gesunkenen Marktpreise bei diesen Projekten mit etwa +0,3 Mrd. € positiv auf den beizulegenden Zeitwert der VPPA-Verträge (Virtual Power Purchase Agreement) auswirkten, die bei den betrieblichen Aufwendungen erfasst wurden (vgl. Anhang 8.1 "Betriebliche Aufwendungen");

Empfindlichkeitsanalysen

Einfluss geänderter Strompreise und Abzinsungssätze (Auswirkung auf den erzielbaren Betrag) auf das Geschäft mit der Stromerzeugung aus Wasserkraft in Frankreich und mit der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energieträgern in Nordamerika:

	31. Dez. 2023
	Strompreise		Abzinsungssätze
---	---	---	---	---
In Milliarden Euro	+10 €/MWh	-10 €/MWh	+50 bp	-50 bp
---	---	---	---	---
Stromerzeugung aus Wasserkraft in Frankreich	0,2	(0,4)	(0,2)	0,2
Anlagen für erneuerbare Energie in Nordamerika	0,4	(0,4)	(0,1)	0,1

Nicht-lineare Zunahme oder Abnahme aufgrund der Berechnungsmethode für die Besteuerung von Strom aus Wasserkraft.

Ein Anstieg der Abzinsungssätze um 50 Basispunkte und eine Verringerung des Strompreises um 10 €/MWh wirken sich negativ auf den erzielbaren Betrag aus. Der für den Goodwill erzielbare Betrag läge jedoch weiter über dem Buchwert.

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 2023 betrugen der Goodwill 5.366 Mio. €, die immateriellen Vermögenswerte1.090 Mio. € und die Sachanlagen 29.975 Mio. €. Bei der regulierten Infrastruktur in Frankreich machten die immateriellen Vermögenswerte 928 Mio. € und die Sachanlagen 27.220 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.

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 grüne Gase transportiert werden können (Biomethan, Wasserstoff usw.), die das Erdgas schrittweise ersetzen. Neue Chancen, die die Speicherung und der Transport von CO2 bieten, verleihen dieser strategischen Rolle noch mehr Gewicht.

Dazu plant die Gruppe, den derzeitigen Umfang von Investitionen beizubehalten. Ein sich schnell entwickelnder regulatorischer Rahmen stützt diesen Ansatz weithin, indem er die zunehmende Nutzung von Wasserstoff und Biomethan in der Europäischen Union fördert, was in Europa zu konkreten Vorgaben führen wird. 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 französische Energie-und Klimastrategie Stratégie Française sur l'Énergie et le Climat (SFEC) bringt die Prioritäten der französischen Klima- und Energiepolitik auf den neuesten Stand, insbesondere mit dem am 22. November 2023 vom Ministerium für ökologischen Wandel vor Beginn der Konsultation im Dezember 2023 veröffentlichten Dokument. Zudem stützt sich das von der Gruppe übernommene Szenarium weitgehend auf die wichtigsten Schlussfolgerungen des Berichts der CRE von April 2023 zur Zukunft der Gasinfrastruktur sowie auf die der öffentlichen Konsultation zur "Dekarbonisierung der Bauindustrie" im Sommer 2023, was die Schwierigkeiten eines potenziellen Verbots des Einbaus neuer Gasboiler in bestehende Häuser deutlich machte.

Die auf all diese Geschäftsfelder 2023 angewandten Abzinsungssätze reichten von 4,9 % bis 9,4 %. 2022 ging diese Spanne von 4,7 % bis 8,5 %.

Ergebnisse des Werthaltigkeitstests

Im Hinblick auf den erzielbaren Betrag für die Zahlungsmittel generierende Einheit, der der Goodwill zugeordnet ist, hat man am 31. Dezember 2023 keine Wertminderungsaufwendungen dafür angesetzt.

Dagegen wurden im Laufe des Jahres Wertminderungsaufwendungen von 82 Mio. € für bestimmte Anlagen zur Stromerzeugung aus Biomethan erfasst.

Empfindlichkeitsanalysen

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 und der politischen Ausrichtung könnte sich maßgeblich auf die Bewertung der Gasinfrastrukturanlagen in Frankreich auswirken. Diesbezüglich sehen die RAB für die Vermögenswerte von Networks in Frankreich 2023 sowie die entsprechenden Abschreibungsbelastungen wie folgt aus:

In Millionen Euro	RAB 2023	Planmäßige Abschreibung
GRDF	16.941	(1.083)
GRTgaz	9.362	(546)
Storengy	4.120	(153)
Elengy	930	(61)

13.4.4 Energy Solutions

Am 31. Dezember 2023 betrugen der Goodwill 1.209 Mio. €, die immateriellen Vermögenswerte 2.351 Mio. € und die Sachanlagen 2.646 Mio. €.

Energy Solutions umfasst den Bau und das Management dezentraler Energienetze zur Energieerzeugung (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 2023 angewandten Abzinsungssätze reichten von 5,3 % bis 9 %. 2022 ging diese Spanne von 4,9 % bis 8,9 %.

Ergebnisse der Werthaltigkeitstests

Im Hinblick auf den erzielbaren Betrag für die Zahlungsmittel generierende Einheit, der der Goodwill zugeordnet ist, hat man am 31. Dezember 2023 keine Wertminderungsaufwendungen dafür angesetzt.

Doch wurden im Laufe des Jahres Wertminderungsaufwendungen von 137 Mio. € angesetzt, und zwar für Sachanlagen vor allem in Verbindung mit der Neuverhandlung von Verträgen in Frankreich kurz vor Vertragsende und für Anlagen, deren mittel- und langfristige Prognosen überprüft wurden, und in Deutschland und Nordamerika für solche mit betrieblichen Schwierigkeiten.

Empfindlichkeitsanalysen

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 FlexGen

Am 31. Dezember 2023 betrugen der Goodwill 1.123 Mio. €, die immateriellen Vermögenswerte 894 Mio. € und die Sachanlagen 5.883 Mio. €.

FlexGen beinhaltet die gesamte Geschäftstätigkeit der Gruppe, die darauf zielt, die intermittierende erneuerbare Energie durch Flexibilität upstream (flexible Stromerzeugung wie auch Pump- oder Batteriespeicheranlagen) und downstream auszugleichen (Einsparen oder Verlagern des Verbrauchs bei B2C-Kunden). Angeboten werden auch Lösungen zur Dekarbonisierung der Industrie mit Hilfe von Wasserstoff mit geringer CO2-Emission. Die GBU spielt eine Schlüsselrolle bei der Energiewende. Hinzu kommen die Finanzierung, der Bau und das Betreiben von Entsalzungsanlagen, einzeln oder für Kraftwerke.

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 gehören.

Die auf diese Geschäfte 2023 angewandten Abzinsungssätze reichten von 6,4 % bis 10,4 %. 2022 ging diese Spanne von 6 % bis 10,3 %.

Ergebnisse der Werthaltigkeitstests

Im Hinblick auf den erzielbaren Betrag für die Zahlungsmittel generierende Einheit, der der Goodwill zugeordnet ist, hat man am 31. Dezember 2023 keine Wertminderungsaufwendungen dafür angesetzt. Doch wurden im Laufe des Jahres Wertminderungsaufwendungen für Sachanlagen von 624 Mio. € insbesondere für Kohlekraftwerke in Südamerika angesetzt, weil die Gruppe beschlossen hat, sie im Einklang mit dem Dekarbonisierungsplan der Gruppe vorzeitig Ende 2025 stillzulegen.

Empfindlichkeitsanalysen

Eine Erhöhung der angesetzten Abzinsungssätze um 50 Basispunkte hätte eine Negativwirkung von 1 % auf den 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 6 % auf den den Buchwert übersteigenden erzielbaren Betrag für den Goodwill. Eine Erhöhung der erzielten Marge um 10 % hätte eine Positivwirkung von 6 % auf diese Berechnung.

13.4.6 Retail

Am 31. Dezember 2023 betrugen der Goodwill 1.838 Mio. €, die immateriellen Vermögenswerte 610 Mio. € und die Sachanlagen 136 Mio. €.

Retail 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 2023 angewandten Abzinsungssätze reichten von 8 % bis 10,6 %. 2022 ging diese Spanne von 7,8 % bis 10 %.

Ergebnisse der Werthaltigkeitstests

Im Hinblick auf den erzielbaren Betrag für die Zahlungsmittel generierende Einheit, der der Goodwill zugeordnet ist, hat man am 31. Dezember 2023 keine Wertminderungsaufwendungen dafür angesetzt.

Empfindlichkeitsanalysen

Angesichts der Capital-Light-Geschäfte von Retail würde eine angemessene Änderung der Bewertungsparameter nicht zu einer Wertminderung des Goodwill führen.

13.4.7 Nuclear

Am 31. Dezember 2023 betrugen der Goodwill 797 Mio. €, die immateriellen Vermögenswerte 979 Mio. € und die Sachanlagen 1.045 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

Am 29. Juni 2023 unterzeichneten ENGIE und die belgische Regierung eine Zwischenvereinbarung über die Bedingungen für die Laufzeitverlängerung nur für die Kernkraftwerke Doel 4 und Tihange 3. Diese Vereinbarung wurde am 21. Juli 2023 nach Unterzeichnung der Zusätze zu den ursprünglichen Vereinbarungen bindend. Die am 13. Dezember 2023 unterzeichneten Transaktionsdokumente schaffen Klarheit über die Umsetzung der ersten Vereinbarungen von Juni und Juli (vgl. Anhang 17.2 "Verpflichtungen im Zusammenhang mit der Stromerzeugung aus Kernenergie"). Diese Vereinbarung sorgt auch für die Schaffung einer rechtlichen Struktur für die beiden Reaktorblöcke mit verlängerter Laufzeit, die zu gleichen Teilen im Besitz des belgischen Staates und von ENGIE sind, indem sie die Interessen beider Parteien in Einklang bringt und die Nachhaltigkeit ihrer Verpflichtungen sichert. Basis für das Geschäftsmodell der Verlängerung ist eine ausgewogene Risikoverteilung insbesondere mittels eines DifferenzvertragsMechanismus, der den Wert von Investitionen in die Verlängerung garantiert -mit einem begrenzten Anreiz für den industriellen Betreiber, eine günstige technische und wirtschaftliche Leistung der Werke zu erzielen.

Außerdem beruhen die Cashflow-Projektionen für die Zeit bis zur Verlängerung der Laufzeit der beiden belgischen Kernkraftwerke und für den Zeitraum der Entnahmerechte an französischen Kernkraftwerken auf einer Vielzahl von Grundannahmen, wie den Preisen für Brennstoffe und CO2 , erwarteten Trends bei Strompreisen, der Verfügbarkeit von Kraftwerken, Marktaussichten sowie Änderungen des regulatorischen Umfelds (insbesondere bezüglich der Verlängerung von Verträgen über Entnahmerechte an französischen Kernkraftwerken und steuerlicher Maßnahmen zu den Obergrenzen für Markterlöse inframarginaler Erzeuger). Schließlich enthalten die wichtigsten Annahmen auch den Abzinsungssatz zur Berechnung des Nutzungswerts dieser Geschäfte, der 2023 7 % betrug und somit gegenüber 2022 gleich geblieben ist.

Cashflow-Projektionen für die Entnahmerechte an den Kraftwerken Chooz B und Tricastin über den mittelfristigen Business-Plan hinaus wurden auf der Grundlage der Restlaufzeiten der Verträge und der Annahme einer Verlängerung um 10 Jahre erstellt.

In Frankreich genehmigte die Atomaufsichtsbehörde das Anfahren von Tricastin 1 am 20. Dezember 2019 nach der Abschaltung für die vierte 10-jährliche 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. Es ist davon auszugehen, dass die förmliche Bestätigung einer Verlängerung der Betriebsdauer der Reihe der 900-MW-Reaktoren um 10 Jahre in den nächsten paar Jahren formalisiert wird, sobald die Atomaufsichtsbehörde die Bedingungen für den Weiterbetrieb 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. 2021 fand die letzte 10-jährliche Inspektion von Tricastin (VD4) und 2019 die für Chooz B (VD3) statt. Die Annahme einer Verlängerung wurde bereits bei den Werthaltigkeitstests in den Vorjahren berücksichtigt.

Ergebnisse des Werthaltigkeitstests

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

Nach dem Überprüfungsverfahren durch die Kommission für Kernenergierückstellungen (CNP) im September 2022 wurden das Industrieszenarium und alle technischen und finanziellen Annahmen am 7. Juli 2023 bestätigt. Das bewirkte eine Reduzierung der Rückstellung für den Abbruch von Anlagen um 646 Mio. € (vgl. Anhang 17.2 "Verpflichtungen im Zusammenhang mit der Stromerzeugung aus Kernenergie") bei einer Verringerung von abzubrechenden Anlagen. Angesichts der angesetzten Wertminderungsaufwendungen für einige dieser Anlagen Ende letzten Jahres war eine Aufholung der Wertminderung von 400 Mio. € zu verbuchen.

Empfindlichkeitsanalysen

Ein Sinken des Preises für Strom aus Kernkraftwerken in Frankreich um 10 €/Mwh über die Liquiditätsperiode hinaus würde den erzielbaren Betrag um 0,5 Mrd. € senken, aber den Wert des Goodwill nicht mindern. Angesichts der Absicherung von Energiepreisen für in belgischen Kraftwerken erzeugten Strom und der Umsetzung des DifferenzvertragsMechanismus als Teil der Laufzeitverlängerung der Reaktorblöcke Doel 4 und Tihange 3 wird der erzielbare Betrag kaum durch Änderungen von Preisen für in Belgien erzeugten Strom in Kernkraftwerken beeinflusst.

Um 50 Basispunkte steigende Abzinsungssätze verringerten den erzielbaren Betrag für die Werke in Belgien nicht wesentlich.

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

13.4.8 Sonstige

Per 31. Dezember 2013 lag der Goodwill bei 346 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. Per 31. Dezember 2023 zeigt sich bei diesen Unternehmen ein maßgeblicher Unterschied zwischen dem erzielbaren Betrag und dem Buchwert der den Goodwill tragenden gewöhnlichen Geschäftstätigkeit des Segments.

ANHANG 14 Finanzinstrumente

14.1 Finanzielle Vermögenswerte

BILANZIERUNGSSTANDARDS

Den Grundsätzen von IFRS 9 - Finanzinstrumente folgend werden finanzielle Vermögenswerte ausgehend von den folgenden beiden Kriterien entweder zu fortgeführten Anschaffungskosten, zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im Eigenkapital oder zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen in der Gewinn- und Verlustrechnung angesetzt und bewertet:

―	ein erstes Kriterium bezieht sich auf die Merkmale der vertraglichen Zahlungsströme des finanziellen Vermögenswertes. Die Analyse der Merkmale 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. 2023			31. Dez. 2022
In Millionen Euro	Anhänge	Langfristig	Kurzfristig	Summe	Langfristig	Kurzfristig
---	---	---	---	---	---	---
Sonstige finanzielle Vermögenswerte	14.1	14.817	2.170	16.987	10.599	2.394
Eigenkapitalinstrumente, bewertet zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis		1.902	-	1.902	1.217	-
Eigenkapitalinstrumente, erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet		222	-	222	278	-
Schuldinstrumente, zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis bewertet		1.753	119	1.873	2.128	290
Schuldinstrumente, erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet		2.915	654	3.569	1.178	568
Kredite und Forderungen, zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet		8.024	1.397	9.421	5.798	1.537
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen	7.2	-	20.092	20.092	-	31.310
Vermögenswerte aus Verträgen mit Kunden	7.2	1	9.530	9.531	9	12.575
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente		-	16.578	16.578	-	15.570
Derivative Instrumente	14,4	12.764	8.481	21.245	33.134	15.252
SUMME		27.582	56.850	84.433	43.741	77.101

	31. Dez. 2022
In Millionen Euro	Summe
---	---
Sonstige finanzielle Vermögenswerte	12.992
Eigenkapitalinstrumente, bewertet zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis	1.217
Eigenkapitalinstrumente, erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet	278
Schuldinstrumente, zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis bewertet	2.418
Schuldinstrumente, erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet	1.745
Kredite und Forderungen, zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet	7.334
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen	31.310
Vermögenswerte aus Verträgen mit Kunden	12.584
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	15.570
Derivative Instrumente	48.386
SUMME	120.843

14.1.1 Sonstige finanzielle Vermögenswerte

14.1.1.1 Eigenkapitalinstrumente, zum beizulegenden Zeitwert bewertet

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, bewertet zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen in der Gewinn- und Verlustrechnung

Zum Handel gehaltene Eigenkapitalinstrumente oder solche, für die die Gruppe nicht die Bewertung zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis gewählt hat, werden zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen in der Gewinn- und Verlustrechnung bewertet.

In dieser Kategorie finden sich hauptsächlich Investitionen in Unternehmen, die die Gruppe nicht 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 2022	1.217	278	1.495
Zunahme	666	84	749
Rückgang	(105)	(4)	(109)
Änderungen des beizulegenden Zeitwerts	136	(49)	87
Änderungen des Konsolidierungskreises, Währungsumrechnungsdifferenzen und sonstige	(11)	(87)	(98)
PER 31. DEZEMBER 2023	1.902	222	2.124
Dividenden	2	7	8

Bei den Eigenkapitalinstrumenten machen die börsennotierten Eigenkapitalinstrumente 1.653 Mio. € aus (am 31. Dezember 2022: 875 Mio. €) und die ungelisteten Eigenkapitalinstrumente 473 Mio. € (am 31. Dezember 2022: 620 Mio. €). Änderungen des beizulegenden Zeitwerts beinhalten insbesondere die Wertminderung der Minderheitsbeteiligung der Gruppe an der Nord Stream AG, die jetzt mit null bewertet ist (31. Dezember 2022: 90 Mio. €). Diese Änderung des beizulegenden Zeitwerts beeinflusst die Gewinn- und Verlustrechnung nicht, denn in der Gesamtergebnisrechnung ist sie als Senkung bei den sonstigen Posten ausgewiesen.

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 Bewertung mit Erfassung der Wertänderungen in der Gewinn- und Verlustrechnung 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, bewertet zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen in der Gewinn- und Verlustrechnung

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 zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen in der Gewinn- und Verlustrechnung 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 zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen in der Gewinn- und Verlustrechnung bewertet, weil die Merkmale der vertraglichen Zahlungsströme nicht dem SPPI-Test genügen.

In Millionen Euro	Schuldinstrumente, zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis bewertet	Liquide Schuldinstrumente, die für Bareinlagen gehalten werden, zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis bewertet	Schuldinstrumente, erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet
PER 31. DEZEMBER 2022	2.418	-	977
Zunahme	2.147	-	2.942
Rückgang	(2.717)	(24)	(1.375)
Änderungen des beizulegenden Zeitwerts	25	-	141
Änderungen des Konsolidierungskreises, Währungsumrechnungsdifferenzen und sonstige	-	24	-
PER 31. DEZEMBER 2023	1.873	-	2.685

In Millionen Euro	Liquide Schuldinstrumente, die für Bareinlagen gehalten werden, erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet	Summe
PER 31. DEZEMBER 2022	769	4.163
Zunahme	228	5.317
Rückgang	(139)	(4.255)
Änderungen des beizulegenden Zeitwerts	26	192
Änderungen des Konsolidierungskreises, Währungsumrechnungsdifferenzen und sonstige	-	24
PER 31. DEZEMBER 2023	884	5.441

Schuldinstrumente mit Bewertung zum beizulegenden Zeitwert umfassen am 31. Dezember 2023 vor allem Anleihen und Geldmarktfonds von Synatom für 4.536 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 884 Mio. € (per 31. Dezember 2022 3.350 Mio. € bzw. 769 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 hat Dienstleistungs- oder Take-or-Pay-Verträge geschlossen, 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 gewährt.

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. 2023			31. Dez. 2022
In Millionen Euro	Langfristig	Kurzfristig	Summe	Langfristig	Kurzfristig	Summe
---	---	---	---	---	---	---
Verbundenen Unternehmen gewährte Kredite und sonstige Schuldinstrumente, bewertet zu fortgeführten Anschaffungskosten	5.021	350	5.371	3.583	427	4.010
Sonstige Forderungen, zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet	219	648	867	261	734	995
Forderungsbeträge aus Konzessionsverträgen	2.349	211	2.559	1.564	187	1.751
Forderungsbeträge aus Finanzierungsleasings	435	188	624	390	189	579
SUMME	8.024	1.397	9.421	5.798	1.537	7.334

Zu den verbundenen Unternehmen gewährten Krediten und sonstigen Schuldinstrumenten, bewertet zu fortgeführten Anschaffungskosten, gehören die Zahlungsmittel der von Synatom gehaltenen und zu investierenden Schuldinstrumente in Höhe von 3.777 Mio. € (am 31. Dezember 2022: 2.270 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 2023 2.559 Mio. € (1.751 Mio. € am 31. Dezember 2022). Dabei geht es vor allem um die Stromübertragungsnetze Novo Estado und Gralha Azul in Brasilien und die Konzession Solar Park (RF) Proprietary Trading in Kathu in Südafrika.

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 2023	280	(35)	(6)
PER 31. DEZEMBER 2022	211	(64)	(6)

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 -verkaufverträge, 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 hauptsächlich für Kraft-Wärme-Kopplunganlagen für Wapda und NTDC (Uch - Pakistan) angesetzt, denn einer der Verträge wurde bis 2023 verlängert.

In Millionen Euro	31. Dez. 2023	31. Dez. 2022
Nicht abgezinste künftige Mindestleasingzahlungen	1.006	758
Nicht garantierter Restwert, der dem Leasinggeber zuzurechnen ist	46	12
Summe Bruttoinvestition in das Leasingverhältnis	1.052	770
Noch nicht realisierter Finanzertrag	276	47
NETTOINVESTITION IN DAS LEASINGVERHÄLTNIS (BILANZ)	776	723
davon Barwert künftiger Mindestleasingzahlungen	733	718
davon Barwert des nicht garantierten Restwerts	43	5

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

In Millionen Euro	31. Dez. 2023	31. Dez. 2022
Jahr 1	222	137
Jahr 2 bis 5 inkl.	360	376
über Jahr 5 hinaus	423	245
SUMME	1.006	758

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 sonstigen 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 Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente betreffende Posten Werthaltigkeitstests unterzogen.

Per 31. Dezember 2023 beliefen sich die "Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente" auf 16.578 Mio. € (am 31. Dezember 2022: 15.570 Mio. €). Dieser Posten enthält Standard-Geldmarktfonds mit täglicher Fälligkeit (49 %), Termingelder mit einer Fälligkeit von unter einem Monat (40 %) und Einlagen mit einer Laufzeit von unter drei Monaten und weitere Produkte (11 %).

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).

Angesetzte Gewinne aus "Zahlungsmitteln und Zahlungsmitteläquivalenten" beliefen sich 2022 auf 596 Mio. € gegenüber 196 Mio. € 2022.

14.1.4 Übertragung finanzieller Vermögenswerte

Am 31. Dezember 2023 belief sich der offene Betrag aus regresslosen Veräußerungen finanzieller Vermögenswerte als Teil von Transaktionen, die zur vollständigen Ausbuchung führten, auf etwa 1,3 Mrd. € (in Vergleich zu 3,7 Mrd. € am 31. Dezember 2022).

14.1.5 Als Sicherheit für Finanzschulden verpfändete finanzielle Vermögenswerte und Eigenkapitalinstrumente

In Millionen Euro	31. Dez. 2023	31. Dez. 2022
Als Sicherheit verpfändete finanzielle Vermögenswerte und Eigenkapitalinstrumente	3.685	3.532

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 designierten finanziellen Verbindlichkeiten.

Die Tabelle stellt die verschiedenen finanziellen Verbindlichkeiten der Gruppe am 31. Dezember 2023 dar, aufgegliedert in kurzfristige und langfristige Posten:

		31. Dez. 2023			31. Dez. 2022
In Millionen Euro	Anhänge	Langfristig	Kurzfristig	Summe	Langfristig	Kurzfristig
---	---	---	---	---	---	---
Fremdkapital und Schulden	14.3	37.920	9.367	47.287	28.083	12.508
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten	14.2	-	22.955	22.955	-	39.801
Verbindlichkeiten aus Verträgen mit Kunden	7.2	93	3.960	4.053	121	3.292
Derivative Instrumente	14.4	16.755	7.806	24.561	39.417	11.859
Sonstige finanzielle Verbindlichkeiten		82	-	82	90	-
SUMME		54.851	44.087	98.938	67.711	67.460

In Millionen Euro	31. Dez. 2022 Summe
Fremdkapital und Schulden	40.591
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten	39.801
Verbindlichkeiten aus Verträgen mit Kunden	3.412
Derivative Instrumente	51.276
Sonstige finanzielle Verbindlichkeiten	90
SUMME	135.171

14.2.1 Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten

In Millionen Euro	31. Dez. 2023	31. Dez. 2022
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen	22.188	39.165
Verbindlichkeit aus Anlagevermögen	787	636
SUMME	22.976	39.801

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

Der Rückgang bei den Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen ist vor allem gesunkenen Commodity-Preisen über die Periode geschuldet.

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.

14.2 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 designierten finanziellen Verbindlichkeiten.

Die Tabelle stellt die verschiedenen finanziellen Verbindlichkeiten der Gruppe am 31. Dezember 2023 dar, aufgegliedert in kurzfristige und langfristige Posten:

		31. Dez. 2023			31. Dez. 2022
In Millionen Euro	Anhänge	Langfristig	Kurzfristig	Summe	Langfristig	Kurzfristig
---	---	---	---	---	---	---
Fremdkapital und Schulden	14.3	37.920	9.367	47.287	28.083	12.508
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten	14.2	-	22.955	22.955	-	39.801
Verbindlichkeiten aus Verträgen mit Kunden	7.2	93	3.960	4.053	121	3.292
Derivative Instrumente	14.4	16.755	7.806	24.561	39.417	11.859
Sonstige finanzielle Verbindlichkeiten		82	-	82	90	-
SUMME		54.851	44.087	98.938	67.711	67.460

	31. Dez. 2022
In Millionen Euro	Summe
---	---
Fremdkapital und Schulden	40.591
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten	39.801
Verbindlichkeiten aus Verträgen mit Kunden	3.412
Derivative Instrumente	51.276
Sonstige finanzielle Verbindlichkeiten	90
SUMME	135.171

14.2.1 Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten

In Millionen Euro	31. Dez. 2023	31. Dez. 2022
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen	22.188	39.165
Verbindlichkeit aus Anlagevermögen	787	636
SUMME	22.976	39.801

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

Der Rückgang bei den Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen ist vor allem gesunkenen Commodity-Preisen über die Periode geschuldet.

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 Nettofinanzschulden

14.3.1 Nettofinanzschulden nach Art

		31. Dez. 2023			31. Dez. 2022
		Langfristig	Kurzfristig	Summe	Langfristig	Kurzfristig
---	---	---	---	---	---	---
	Anleiheemissionen	29.217	1.039	30.256	21.007	2.550
Fremdkapital und Schulden
	Bankdarlehen	5.985	763	6.748	4.679	797
	Marktfähige Commercial Paper	-	5.606	5.606	-	7.386
	Leasingverbindlichkeiten	2.677	470	3.147	2.482	393
	Sonstiges Fremdkapital(1)	41	1.034	1.074	(85)	768
	Kontokorrentkredite und Transaktionskonten	-	455	455	-	615
	Fremdkapital und Schulden	37.920	9.367	47.287	28.083	12.508
Sonstige finanzielle Vermögenswerte	Sonstige finanzielle Vermögenswerte, die von der Nettofinanzschuld abgezogen werden(2)	(303)	(1.111)	(1.414)	(249)	(1.133)
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	-	(16.578)	(16.578)	-	(15.570)
Derivate	Fremdkapital besichernde Derivate(3)	177	20	198	394	22
NETTOFINANZSCHULD		37.795	(8.302)	29.493	28.228	(4.174)

		31. Dez. 2022
		Summe
---	---	---
	Anleiheemissionen	23.557
Fremdkapital und Schulden
	Bankdarlehen	5.476
	Marktfähige Commercial Paper	7.386
	Leasingverbindlichkeiten	2.875
	Sonstiges Fremdkapital(1)	682
	Kontokorrentkredite und Transaktionskonten	615
	Fremdkapital und Schulden	40.591
Sonstige finanzielle Vermögenswerte	Sonstige finanzielle Vermögenswerte, die von der Nettofinanzschuld abgezogen werden(2)	(1.383)
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	(15.570)
Derivate	Fremdkapital besichernde Derivate(3)	416
NETTOFINANZSCHULD		24.054

(1) Dieser Posten entspricht der Neubewertung des Zinsbestandteils der Schuld in einer qualifizierten Sicherungsbeziehung für den beizulegenden Zeitwert in Höhe von negativen -41 Mio. €, Einschussforderungen für Fremdkapital absichernde Derivate, die als Verbindlichkeiten verbucht sind, in Höhe von 481 Mio. € und der Auswirkung fortgeführter Anschaffungskosten in Höhe von 268 Mio. € (gegenüber negativen 200 Mio. €, positiven 364 Mio. € bzw. positiven 144 Mio. € am 31. Dezember 2022).

(2) Dieser Posten entspricht insbesondere mit Finanzierung verbundenen Vermögenswerten mit 105 Mio. €, liquiden Schuldinstrumenten, die für Barkapitaleinlagen gehalten werden, mit 884 Mio. € und Einschussforderungen (Vermögenswerte) für Derivate, die Fremdkapital besichern, mit 425 Mio. € (im Vergleich zu 67 Mio. €, 769 Mio. € bzw. 547 Mio. € am 31. Dezember 2022).

(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 2023 belief sich der beizulegende Zeitwert des Bruttofremdkapitals und der Schulden (ohne Leasingverbindlichkeiten) auf 42.994 Mio. € gegenüber einem Buchwert von 44.111 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. 2022	Cashflow aus Finanzierungstätigkeit	Cashflow aus Geschäfts- und Investitionstätigkeit und Änderung bei Zahlungsmitteln und Zahlungsmittel äquivalenten
Fremdkapital und Schulden
	Anleiheemissionen	23.557	6.628	-
	Bankkredite(1)	5.476	(216)	-
	Marktfähige Commercial Paper	7.386	(1.761)	-
	Leasingverbindlichkeiten(2) (3)	2.875	(418)	-
	Sonstiges Fremdkapital	682	(129)	-
	Kontokorrentkredite und Transaktionskonten	615	(173)	-
	Fremdkapital und Schulden	40.591	3.930	-
Sonstige finanzielle Vermögenswerte	Sonstige finanzielle Vermögenswerte, die von der Nettofinanzschuld abgezogen werden	(1.383)	15	-
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	(15.570)	-	(887)
Derivate	Fremdkapital besichernde Derivate	416	118	-
NETTOFINANZSCHULD		24.054	4.063	(887)

In Millionen Euro	Änderung des beizulegenden Zeitwerts	Umrechnungsdifferenzen
Fremdkapital und Schulden
	-	24
	-	5
	-	(18)
	-	(31)
	570	16
	-	(14)
	570	(18)
Sonstige finanzielle Vermögenswerte	(50)	5
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	-	188
Derivate	(104)	(232)
NETTOFINANZSCHULD	417	(57)

In Millionen Euro		Änderung des Konsolidierungskreises und sonstige	31. Dez. 2023
Fremdkapital und Schulden
	Anleiheemissionen	48	30.256
	Bankkredite(1)	1.483	6.748
	Marktfähige Commercial Paper	-	5.606
	Leasingverbindlichkeiten(2) (3)	721	3.147
	Sonstiges Fremdkapital	(65)	1.074
	Kontokorrentkredite und Transaktionskonten	27	455
	Fremdkapital und Schulden	2.214	47.287
Sonstige finanzielle Vermögenswerte	Sonstige finanzielle Vermögenswerte, die von der Nettofinanzschuld abgezogen werden	(1)	(1.414)
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	(309)	(16.578)
Derivate	Fremdkapital besichernde Derivate	-	198
NETTOFINANZSCHULD		1.904	29.493

(1) Bankkredite: Die 1.483 Mio. € in der Spalte "Änderung des Konsolidierungskreises und Sonstige" entspricht hauptsächlich der vollständigen Konsolidierung des Solarparks Kathu mit 475 Mio. € wie auch der Auswirkung des Ansatzes der Bankkredite für Broad Reach Power (436 Mio. €) und BTE Renewables (301 Mio. €) nach dem Erwerb.

(2) Leasingverbindlichkeiten: Der negative Betrag von 418 Mio. € in der Spalte "Cashflow aus Finanzierungstätigkeit" entspricht Leasingzahlungen ohne Zinsen (der gesamte Barmittelabfluss für Leasings belief sich auf negative 480 Mio. €, von denen 62 Mio. € Zinsen sind).

(3) Leasingverbindlichkeiten: Der Betrag von 721 Mio. € in der Spalte "Änderung des Konsolidierungskreises und Sonstige" entspricht hauptsächlich dem Ansatz von Vermögenswerten aus einem Nutzungsrecht in Höhe von 324 Mio. €, das sich auf einen neuen Leasingvertrag für LNG-Tanker bezieht.

14.3.3 Die wichtigsten Ereignisse in der Periode

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

2023 verringerten Wechselkursänderungen die Nettofinanzschuld um -57 Mio. €, einschließlich einer Verringerung um -179 Mio. € beim US-Dollar und einer Zunahme um +94 Mio. € beim brasilianischen Real.

Veräußerungen und Erwerbe im Jahr 2023 (einschließlich der Auswirkungen von Änderungen des Konsolidierungskreises) beeinflussten die Nettoschuld mit 3.102 Mio. €. Diese Änderung bildet vor allem ab:

―

Veräußerungen von Vermögenswerten über die Periode, die die Nettofinanzschuld um -246 Mio. € senkten (vgl. Anhang 4.1 "Veräußerungen im Jahr 2023"), von denen aber keine für sich genommen maßgeblich war;

―

2023 durchgeführte Erwerbe, die die Nettofinanzschuld um 3.348 Mio. € erhöhten (vgl. Anhang 4.2 "Erwerbe im Jahr 2023"). Dazu gehören:

―	der Erwerb von Broad Reach Power in den USA, spezialisiert auf Batteriespeicher,
―	die Vollkonsolidierung von Kathu Solar Park (RF) Proprietary Trading in Südafrika nach dem Kauf eines weiteren Anteils,
―	der Erwerb der Geschäftstätigkeit von BTE Renewables, das in Südafrika tätig ist,
―	der Erwerb des Biomethan-Produzenten Ixora Energy ltd in Großbritannien.

14.3.3.2 Finanzierungs- und Refinanzierungsgeschäfte

Die Gruppe führte 2023 folgende wichtige Transaktionen durch:

ENGIE SA

―

Am 11. Januar 2023 legte ENGIE SA eine grüne Anleihe für insgesamt 3.025 Mio. € auf, die umfasste:

―	eine Tranche von 1.000 Mio. € mit einem Kupon von 3,625 %, fällig 11. Januar 2030, plus eine weitere von 100 Mio. € am 14. August 2023;
―	eine Tranche von 1.000 Mio. € mit einem Kupon von 4 %, fällig 11. Januar 2035, plus eine weitere von 75 Mio. € am 2. Juni 2023 und 100 Mio. € am 6. Juni 2023;
―	eine Tranche von 750 Mio. € mit einem Kupon von 4,25 %, fällig 11. Januar 2043;

―

am 1. Februar 2023 zahlte ENGIE SA bei Fälligkeit Anleihen im Wert von 742 Mio. € mit einem Kupon von 3 % zurück;

―

am 28. Februar 2023 zahlte ENGIE SA bei Fälligkeit grüne Anleihen im Wert von 500 Mio. € mit einem Kupon von 0,375 % zurück;

―

am 3. April 2023 emittierte ENGIE SA grüne Anleihen im Wert von 650 Mio. GBP (752 Mio. €), mit einer Fälligkeit am 3. April 2053 und einem Kupon von 5,625 %;

―

am 3. Juli 2023 emittierte ENGIE SA grüne Anleihen im Wert von 190 Mio. CHF (197 Mio. €) mit einer Fälligkeit am 4. Januar 2027 und einem Kupon von 2,34 % sowie eine grüne Anleihe im Wert von 225 Mio. CHF (233 Mio. €) mit einer Fälligkeit am 4. Juli 2031 und einem Kupon von 2,49 %;

―

am 6. September 2023 emittierte ENGIE SA Anleihen im Wert von 3.000 Mio. € wie folgt:

―	eine Tranche von 500 Mio. € mit einem Kupon von 3,75 %, fällig am 6. September 2027,
―	eine Tranche von 800 Mio. € mit einem Kupon von 3,875 %, fällig am 6. Januar 2031,
―	eine Tranche von 800 Mio. € mit einem Kupon von 4,25 %, fällig am 6. September 2034,
―	eine Tranche von 900 Mio. € grüner Anleihen mit einem Kupon von 4,5 %, fällig am 6. September 2042,

―

am 6. Dezember 2023 emittierte ENGIE SA Anleihen im Wert von 1.500 Mio. € wie folgt:

―	eine Tranche von 600 Mio. € mit einem Kupon von 3,625 %, fällig am 6. Dezember 2026,
―	eine Tranche von 900 Mio. € grüner Anleihen mit einem Kupon von 3,875 %, fällig am 6. Dezember 2033.

Sonstige Gesellschaften der Gruppe

―	am 24. Juni 2023 zahlte ENGIE Alliance bei Fälligkeit Anleihen im Wert von 1.000 Mio. € mit einem Kupon von 5,75 % zurück;
―	im Dezember 2023 emittierte EBE Anleihen im Wert von 2,5 Mrd. BRL (464 Mio. €) mit einem variablen Kupon.

14.4 Derivate

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 ein Bestandteil eines hybriden (kombinierten) Instruments, das auch einen nicht-derivativen Basisvertrag enthält - mit dem Effekt, dass sich manche Zahlungsströme des kombinierten Instruments ähnlich verhalten wie die eines freistehenden Derivats.

Enthält ein Hybridvertrag einen unter IFRS 9 fallenden Vermögenswert als Basisvertrag, wendet die Gruppe die in 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 zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Änderungen in der Gewinn- und Verlustrechnung bewertet wird (d. h., ein Derivat, das in eine finanzielle Verbindlichkeit eingebettet ist, die 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 förmlich dokumentiert. Nur Derivatkontrakte mit externen Gegenparteien gelten als für das Hedge-Accounting wählbar.

Die Wirksamkeit der Sicherung wird zu Beginn des Sicherungsverhältnisses bewertet und dokumentiert und dann fortlaufend 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 Markt-Inputs basieren:

―	der beizulegende Zeitwert von Zinsswaps wird nach dem Barwert künftiger Zahlungsströme berechnet;
―	der beizulegende Zeitwert von Devisentermingeschäften und Währungsswaps wird unter Bezug auf die jeweiligen Preise für Verträge mit ähnlichen Fälligkeiten errechnet, indem man den künftigen Cashflow-Spread abzinst (Differenz zwischen dem vertraglichen Terminkurs und dem nach den neuen Marktbedingungen neu berechneten Terminkurs, die 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. 2023
	Vermögenswerte			Verbindlichkeiten
---	---	---	---	---	---	---
In Millionen Euro	Langfristig	Kurzfristig	Summe	Langfristig	Kurzfristig	Summe
---	---	---	---	---	---	---
Fremdkapital besichernde Derivate	279	111	390	457	131	588
Commodities besichernde Derivate	10.984	8.344	19.328	15.132	7.516	22.648
Sonstige Posten besichernde Derivate(1)	1.501	26	1.526	1.167	159	1.325
SUMME	12.764	8.481	21.245	16.755	7.806	24.561

	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

(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 in der Bilanz angesetzte Nettobetrag für Derivate, die Commodities besichern, wird nach Berücksichtigung von Aufrechnungsvereinbarungen bemessen, die die Kriterien aus Paragraph 42, IAS 32, erfüllen. Diese Aufrechnung wirkte sich 2023 mit etwa 9,2 Mrd. € auf die Bilanz aus und betraf vor allem OTC-Derivate, die mit Gegenparteien geschlossen wurden, deren Vertragsbestimmungen eine Nettozahlung von Transaktionen und eine Sicherungsvereinbarung (Einschussforderungen) vorsehen.

Aufgrund gesunkener Commodity-Preise 2023 liegt die Bilanz für Commodities besichernde Derivate unter der vom 31. Dezember 2022.

Die meisten dieser Derivate werden 2024 und 2025 fällig. Am 31. Dezember 2023 enthält dieser beizulegende Zeitwert Marktparameter, insbesondere die "Geld-/Brief"-Reserve, die angepasst wurde, um die Volatilität von Commodity-Preisen widerspiegeln, die auf den Märkten zu beobachten ist. 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 85 Mio. € (Erhöhung) und positiven 85 Mio. € (Verringerung) auswirken.

14.4.1 Aufrechnung von Vermögenswerten und Verbindlichkeiten aus derivativen Instrumenten

Der Nettobetrag derivativer Instrumente nach Berücksichtigung rechtlich Paragraph 42, IAS 32, aufgerechnet oder nicht - wird in der folgenden durchsetzbarer Globalnetting- oder ähnlicher Vereinbarungen - ob nach Tabelle dargestellt:

In Millionen Euro	31. Dez. 2023				31. Dez. 2022
	Bruttobetrag	In der Bilanz angesetzter Nettobetrag(1)	Sonstige Aufrechnungsvereinbarungen(2)	Summe Nettobetrag	Bruttobetrag
---	---	---	---	---	---
Vermögenswerte
Commodities besichernde Derivate	28.522	19.328	(4.927)	14.401	72.322
Fremdkapital und sonstige Posten besichernde Derivate	1.917	1.917	(469)	1.448	2.378
Verbindlichkeiten
Commodities besichernde Derivate	(31.843)	(22.648)	3.898	(18.750)	(75.221)
Fremdkapital und sonstige Posten besichernde Derivate	(1.913)	(1.913)	415	(1.498)	(2.369)

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

(1) In der Bilanz angesetzter Nettobetrag nach Berücksichtigung von Aufrechnungsvereinbarungen, die die Kriterien aus Paragraph 42, IAS 32, erfüllen. Aufgrund der Volatilität von Commodity-Preisen wirkte sich diese Aufrechnung maßgeblich auf die Bilanz am 31. Dezember 2023 aus und betrifft vor allem OTC-Derivate, die mit Gegenparteien geschlossen wurden, deren Vertragsbestimmungen eine Nettozahlung von Transaktionen und eine Sicherungsvereinbarung (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 Hierarchie des beizulegenden Zeitwerts

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. 2023				31. Dez. 2022
In Millionen Euro	Summe	Stufe 1	Stufe 2	Stufe 3	Summe	Stufe 1
---	---	---	---	---	---	---
Sonstige finanzielle Vermögenswerte (ohne Kredite und Forderungen, zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet)	7.552	6.189	-	1.363	5.658	4.225
Eigenkapitalinstrumente, bewertet zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis	1.902	1.653	-	249	1.217	875
Eigenkapitalinstrumente, erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet	222	-	-	222	278	-
Schuldinstrumente, zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis bewertet	1.873	1.873	-	-	2.418	2.418
Schuldinstrumente, erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet	3.555	2.663	-	891	1.745	933
Derivative Instrumente	21.245	43	20.087	1.114	48.386	138
Fremdkapital besichernde Derivate	390	-	390	-	319	-
Commodities besichernde Derivate - im Zusammenhang mit Portfolio - Management(1)	16.614	-	16.263	351	40.992	-
Commodities besichernde Derivate - im Zusammenhang mit Handelsgeschäften (1)	2.714	43	1.907	764	5.016	138
Sonstige Posten besichernde Derivate	1.526	-	1.526	-	2.059	-
SUMME	28.796	6.232	20.087	2.477	54.044	4.363

	31. Dez. 2022
In Millionen Euro	Stufe 2	Stufe 3
---	---	---
Sonstige finanzielle Vermögenswerte (ohne Kredite und Forderungen, zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet)	-	1.433
Eigenkapitalinstrumente, bewertet zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis	-	342
Eigenkapitalinstrumente, erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet	-	278
Schuldinstrumente, zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis bewertet	-	-
Schuldinstrumente, erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet	-	813
Derivative Instrumente	44.730	3.518
Fremdkapital besichernde Derivate	319	-
Commodities besichernde Derivate - im Zusammenhang mit Portfolio - Management(1)	40.825	168
Commodities besichernde Derivate - im Zusammenhang mit Handelsgeschäften (1)	1.528	3.350
Sonstige Posten besichernde Derivate	2.059	-
SUMME	44.730	4.951

(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 geopolitischer Unsicherheiten berücksichtigt der beizulegende Zeitwert von Verträgen mit russischen Lieferanten seit 2022 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, bewertet zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis	Schuldinstrumente, zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis bewertet	Eigenkapitalinstrumente, erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet
PER 31. DEZEMBER 2022	342	-	278
Erwerbe	14	-	84
Veräußerungen	-	(24)	(4)
Änderungen des beizulegenden Zeitwerts(1)	(95)	-	(49)
Änderungen des Konsolidierungskreises, der Währungsumrechnung und sonstige Änderungen	(13)	24	(87)
PER 31. DEZEMBER 2023	249	-	222
Im Ertrag erfasste Gewinne/(Verluste) für Instrumente, die am Periodenende gehalten wurden

In Millionen Euro	Schuldinstrumente, erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet	Sonstige finanzielle Vermögenswerte (ohne Kredite und Forderungen, zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet)
PER 31. DEZEMBER 2022	813	1.433
Erwerbe	228	326
Veräußerungen	(139)	(167)
Änderungen des beizulegenden Zeitwerts(1)	(11)	(156)
Änderungen des Konsolidierungskreises, der Währungsumrechnung und sonstige Änderungen	1	(75)
PER 31. DEZEMBER 2023	891	1.363
Im Ertrag erfasste Gewinne/(Verluste) für Instrumente, die am Periodenende gehalten wurden		(50)

(1) Bei den Änderungen des beizulegenden Zeitwerts geht es um die Wertminderung um -90 Mio.€ bei der Minderheitsbeteiligung der Gruppe an der Nord Stream AG (vgl. Anhang 14.1.1.1 "Eigenkapitalinstrumente, zum beizulegenden Zeitwert bewertet").

Derivative Instrumente

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

In Millionen Euro	Nettovermögenswert/(-verbindlichkeit)
PER 31. DEZEMBER 2022	1.837
Änderungen des im Ertrag erfassten beizulegenden Zeitwerts	(3.697)
Abgeltungen	644
Übertragung von Stufe 3 auf die Stufen 1 und 2	(40)
Im Ertrag erfasster beizulegender Nettozeitwert	(1.256)
Abgegrenzte Erstbewertungsgewinne/(-verluste)	(16)
PER 31. DEZEMBER 2023	(1.271)

14.5.2 Finanzielle Verbindlichkeiten

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

In Millionen Euro	31. Dez. 2023				31. Dez. 2022
	Summe	Stufe 1	Stufe 2	Stufe 3	Summe	Stufe 1
---	---	---	---	---	---	---
Fremdkapital für designierte Besicherungen des beizulegenden Zeitwerts	5.755	-	5.755	-	3.679	-
Nicht für designierte Besicherungen des beizulegenden Zeitwerts genutztes Fremdkapital	37.239	23.251	13.988	-	31.500	17.093
Derivative Instrumente	24.561	112	22.063	2.385	51.276	-
Fremdkapital besichernde Derivate	588	-	588	-	735	-
Commodities besichernde Derivate - im Zusammenhang mit Portfolio Management(1)	20.933	-	20.081	852	48.907	-
Commodities besichernde Derivate - im Zusammenhang mit Handelsgeschäften (1)	1.715	112	70	1.533		-
Sonstige Posten besichernde Derivate	1.325	-	1.325	-	1.634	-
SUMME	67.555	23.363	41.806	2.385	86.455	17.093

In Millionen Euro	31. Dez. 2022
	Stufe 2	Stufe 3
---	---	---
Fremdkapital für designierte Besicherungen des beizulegenden Zeitwerts	3.679	-
Nicht für designierte Besicherungen des beizulegenden Zeitwerts genutztes Fremdkapital	14.407	-
Derivative Instrumente	49.595	1.681
Fremdkapital besichernde Derivate	735	-
Commodities besichernde Derivate - im Zusammenhang mit Portfolio Management(1)	47.227	1.681
Commodities besichernde Derivate - im Zusammenhang mit Handelsgeschäften (1)	-	-
Sonstige Posten besichernde Derivate	1.634	-
SUMME	67.682	1.681

(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 seit 2022 Eventualverbindlichkeiten durch Unterbrechungen der Erdgaslieferung.

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

ANHANG 15 Risiken durch Finanzinstrumente

Die Gruppe benutzt derivative Instrumente hauptsächlich, um mit der Gefahr von Marktrisiken umzugehen. Kapitel 2 "Risikofaktoren" des 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: ein Preisrisiko durch Marktpreisfluktuationen und ein den Geschäften 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 in diesen Energiemärkten entweder zur Beschaffung aktiv, 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

Ziel des Portfolio-Managements ist, den Marktwert von Vermögenswerten (Kraftwerke, Gas- und Kohlelieferverträge, Energieverkäufe und Pump- und Batteriespeicherung für Gas und Gastransport) 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 sichert die finanziellen Ressourcen der Gruppe über die Haushaltsperiode und gleicht mittelfristige Ergebnisse aus (über drei oder fünf Jahre, je nach Reife jedes Markts). Er ermutigt PortfolioManager, ihr Portfolio wirtschaftlich abzusichern.

Empfindlichkeiten des Derivat-Portfolios für Commodities, das per 31. Dezember 2023 Teil des Portfolio-Managements war, sind der folgenden Tabelle zu entnehmen. Wegen der Volatilität von CommodityPreisen in den Märkten seit 2022, die sich insbesondere in der europäischen Zone bemerkbar machte, wurden die Preisannahmen für Erdgas und Strom in Europa im letzten Jahr nach oben korrigiert. Diese Empfindlichkeiten sind in dem derzeitigen unsicheren Kontext festgelegt worden.

Diese neuen Annahmen sind keine Schätzung künftiger Marktpreise und nicht für künftige Änderungen des Konzernergebnisses und des Eigenkapitals repräsentativ, denn sie beziehen nicht die Sensibilitäten von Kauf- und Verkaufskontrakten für Commodities als Basiswert ein, die nicht zum beizulegenden Zeitwert angesetzt werden.

Sensitivitätsanalyse (1)

		31. Dez. 2023		31. Dez. 2022
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	-	64	-	81
Erdgas- Europa(2)	-10 €/MWh	(411)	(1.288)	(700)	(1.237)
Erdgas- Europa(2)	+10 €/MWh	398	1.288	700	1.237
Erdgas- Rest der Welt(2)	+3 €/MWh	37	138	29	206
Strom - Europa(2)	-20 €/MWh	(353)	338	(51)	245
Strom - Europa(2)	+20 €/MWh	353	(338)	51	(245)
Strom - Rest der Welt(2)	+5 €/MWh	(166)	-	(122)	-
Treibhausgas-Emissionszertifikate	+2 €/t	12	9	24	1
EUR/USD	+10 %	(40)	(111)	36	(186)
EUR/GBP	+10 %	66	-	(17)	(34)

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

(2) Im Hinblick auf die dargestellten Empfindlichkeiten könnte es im Dezember 2023 zu drastischeren Preisänderungen nach oben kommen, die sich je nach der Entwicklung der wirtschaftlichen oder politischen Situation schwer quantifizieren lassen. Beispielsweise würde sich ein Anstieg um 50 €/MWh bei Erdgas und 100 €/MWh bei Strom mit positiven 8,4 Mrd. € bzw. positiven 0,1 Mrd. € für Erdgas bzw. Strom auf die Empfindlichkeiten auswirken.

Die 2023 gesunkenen 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 beeinflussten (vgl. "Gesamtergebnisrechnung").

Die empfindliche Reaktion von Eigenkapital auf Strompreisänderungen in Europa geht darauf zurück, dass seit 2023 ein Cashflow-Hedge-Accounting auf bestimmten Liefergeschäfte in Frankreich, Belgien und den Niederlanden sowie auf Verkäufe aus der Produktion einiger unserer Anlagen in denselben Gebieten angewandt wird. Die erwartete Ausweitung dieser Praxis auf andere Sicherungsstrategien sollte dazu beitragen, künftig die empfindliche Reaktion des Gewinns vor Steuern zu mindern.

15.1.1.2 Handelstätigkeiten

Erlöse aus Handelsgeschäften beliefen sich 2023 auf 3.441 Mio. € (2022: 4.499 Mio. €).

Die Handelsgeschäfte der Gruppe sind hauptsächlich angesiedelt bei:

―	ENGIE Global Markets. Die Aufgabe hier ist das Management der Risiken beim physischen und finanziellen Energieportfolio für die Gruppe und externe Kunden, indem sie Zugang zum Markt erhalten und kundenindividuelle Sicherungsstrategien umgesetzt werden;
―	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 von 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 einzuhaltenden Grenzen des Value at Risk (VaR) sorgt für eine strikte Kontrolle der Gefährdung durch Handelsgeschäfte.

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 für Banken vorgeschrieben.

Der folgende VaR entspricht dem globalen VaR der Gesellschaften der Gruppe, die Handel treiben.

Value at Risk

In Millionen Euro	31. Dez. 2023	Durchschnitt 2023(1)	Maximum 2023(2)	Minimum 2023(2)	Durchschnitt 2022(1)
Handelsgeschäfte	14	15	39	4	33

(1) durchschnittlicher täglicher VaR

(2) 2023 beobachteter maximaler und minimaler täglicher VaR.

VaR-Grenzen werden in einem mit Beginn der Krise strengeren Rahmens der Konzernführung festgelegt, um dem eher volatilen Marktumfeld Rechnung zu tragen. Das Minimum und das Maximum für 2023 sind den 6 Mio. € bzw. 143 Mio. € aus dem Jahr 2022 gegenüberzustellen.

Dank der kontinuierlichen Beobachtung der Marktrisiken und der strikten Anwendung dieser Maßnahmen konnte die Gruppe ihre Handelsgeschäfte im Laufe des Jahres in einem überwachten Umfeld abwickeln.

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 bar 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 und in einem Kontext volatiler Commodity-Marktpreise Indizes zwischen den derivativen Instrumenten und den zugehörigen risikogefährdeten Basiswerten.

Die Tabelle zeigt die beizulegenden Zeitwerte von Commodity-Derivaten:

	31. Dez. 2023				31. Dez. 2022
	Vermögenswerte		Verbindlichkeiten		Vermögenswerte
---	---	---	---	---	---	---
In Millionen Euro	Langfristig	Kurzfristig	Langfristig	Kurzfristig	Langfristig	Kurzfristig
---	---	---	---	---	---	---
Derivative Instrumente in Verbindung mit PortfolioManagement	10.984	5.630	(15.132)	(5.801)	30.932	10.060
Cashflow-Sicherungen	1.648	4.268	(2.321)	(5.782)	3.538	4.400
Sonstige derivative Instrumente	9.336	1.362	(12.811)	(19)	27.394	5.660
Derivative Instrumente in Verbindung mit Handelstätigkeit	-	2.714	-	(1.715)	-	5.016
SUMME	10.984	8.344	(15.132)	(7.516)	30.932	15.076

	31. Dez. 2022
	Verbindlichkeiten
---	---	---
In Millionen Euro	Langfristig	Kurzfristig
---	---	---
Derivative Instrumente in Verbindung mit PortfolioManagement	(37.210)	(11.698)
Cashflow-Sicherungen	(2.483)	(4.140)
Sonstige derivative Instrumente	(34.726)	(7.558)
Derivative Instrumente in Verbindung mit Handelstätigkeit	-	-
SUMME	(37.210)	(11.698)

Die beizulegenden Zeitwerte in der Tabelle geben die Beträge wieder, 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-Absicherungen

Beizulegende Zeitwerte von Cashflow-Sicherungen nach Commodity-Typ:

	31. Dez. 2023				31. Dez. 2022
	Vermögenswerte		Verbindlichkeiten		Vermögenswerte
---	---	---	---	---	---	---
In Millionen Euro	Langfristig	Kurzfristig	Langfristig	Kurzfristig	Langfristig	Kurzfristig
---	---	---	---	---	---	---
Erdgas	760	1.848	(1.052)	(2.733)	3.204	3.825
Strom	660	2.081	(1.057)	(2.664)	114	324
Öl	227	338	(211)	(384)	219	248
Sonstige(1)	1	1	(1)	(1)	1	3
SUMME	1.648	4.268	(2.321)	(5.782)	3.538	4.400

	31. Dez. 2022
	Verbindlichkeiten
---	---	---
In Millionen Euro	Langfristig	Kurzfristig
---	---	---
Erdgas	(1.825)	(3.149)
Strom	(208)	(521)
Öl	(449)	(470)
Sonstige(1)	(1)	1
SUMME	(2.483)	(4.140)

(1) Enthält hauptsächlich Fremdwährungssicherungen für Commodities.

Nominalwerte (netto) (1)

Nominalwerte und Fälligkeiten von Cashflow-Sicherungen:

	Maßeinheit	2024	2025	2026	2027	2028
Erdgas	GWh	138.694	21.168	(8.934)	(1.392)	422
Strom	GWh	88.624	50.082	16.065	8.515	871
Ölerzeugnisse	Tausend Barrel	(11.916)	(5.240)	-	-	-
Forex	Millionen Euro	2	-	-	-	-
TreibhausgasEmissionszertifikate	Tausend Tonnen	(228)	(64)	(187)	20	20

	mehr als 5 Jahre	Summe per 31. Dez. 2023
Erdgas	-	149.958
Strom	(648)	163.509
Ölerzeugnisse	-	(17.156)
Forex	-	2
TreibhausgasEmissionszertifikate	-	(439)

(1) Long-/(Short-)Position

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

	31. Dez. 2023				31. Dez. 2022
	Beizulegender Zeitwert		Nominalwert		Beizulegender Zeitwert	Nominalwert
---	---	---	---	---	---	---
In Millionen Euro	Vermögenswerte	Verbindlichkeiten	Summe	Summe	Summe	Summe
---	---	---	---	---	---	---
Cashflow-Sicherungen	5.916	(8.103)	(2.187)	10.553	1.315	39.983
SUMME	5.916	(8.103)	(2.187)	10.553	1.315	39.983

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

In Millionen Euro	Nominalwert	Beizulegender Zeitwert	Änderung des beizulegenden Zeitwerts zur Berechnung einer Sicherungsunwirksamkeit	Wertänderung des Sicherungsinstruments, erfasst im Eigenkapital (1)
Cashflow- Sicherungs Sicherungen instrumente	10.553	(2.187)		(3.873)
Besicherte Grundgeschäfte			(4.944)

In Millionen Euro	Bei Gewinn oder Verlust angesetzter unwirksamer Teil(1)	Aus der Sicherungsrücklage in Gewinn oder Verlust reklassifizierter Betrag(1)
Cashflow- Sicherungs Sicherungen instrumente	120	711
Besicherte Grundgeschäfte

In Millionen Euro	Gewinn- oder Verlustposten
Cashflow- Sicherungs Sicherungen instrumente	Kurzfristiges Betriebsergebnis
Besicherte Grundgeschäfte

(1) Gewinne/(Verluste)

Das Ausmaß der Unwirksamkeit einer Sicherung geht 2023 auf die Volatilität von Commodity-Preisen im Laufe des Jahres und die teilweise Dekorrelation der verschiedenen Märkte vor allem in Europa zurück. Es 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 2023 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	2024	2025	2026	2027	2028	mehr als 5 Jahre
Beizulegender Zeitwert von Derivaten nach Fälligkeit	(1.459)	(692)	(7)	(14)	(5)	(10)

In Millionen Euro	31. Dez. 2023	31. Dez. 2022
Beizulegender Zeitwert von Derivaten nach Fälligkeit	(2.187)	1.315

In der Eigenkapitalveränderungsrechnung und der Gesamtergebnisrechnung dargestellte Beträge

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

	Cashflow-Sicherung
In Millionen Euro	Commodities besichernde Derivate
---	---
PER 31. DEZEMBER 2022	(699)
Im Eigenkapital erfasster wirksamer Teil	(3.873)
Aus der Sicherungsrücklage in Gewinn oder Verlust reklassifizierter Betrag	711
Umrechnungsdifferenzen	-
Änderungen des Konsolidierungskreises und sonstige	9
PER 31. DEZEMBER 2023	(3.852)

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, die ihre Geschäfts- und Finanzierungstätigkeit beeinflussen. Das Währungsrisiko beinhaltet (i) das Transaktionsrisiko aus der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit; (ii) das Transaktionsrisiko, das speziell mit Investitionen, Fusionen und Erwerbs- oder Veräußerungsvorhaben verbunden ist, und (iii) das Umrechnungsrisiko 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 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:

15.1.3.2 Empfindlichkeitsanalyse für das Fremdwährungsrisiko

Die 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 analysiert (einschließlich derivativer Finanzinstrumente).

Die Empfindlichkeit des Eigenkapitals für das Fremdwährungsrisiko wurde für alle Finanzinstrumente analysiert, die am Ende der Berichtsperiode als Sicherungen für Nettoinvestitionen qualifizierten.

Beim Fremdwährungsrisiko entspricht die Empfindlichkeit einem 10%igen Steigen oder Fallen der Wechselkurse zum Euro gegenüber den Stichtagskursen.

In Millionen Euro	31. Dez. 2023
	Wirkung auf den Ertrag		Wirkung auf das Eigenkapital
---	---	---	---	---
	+10% (1)	-10%(1)	+10%(1)	-10% (1)
---	---	---	---	---
Gefährdung durch eine Währung, die nicht die funktionale Währung von Unternehmen ist, die die Verbindlichkeiten in ihrer Bilanz ausweisen (2)	(32)	32	n.v.	n.v.
(Schuld- und derivative) Finanzinstrumente, qualifiziert als Sicherungen für Nettoinvestitionen(3)	n.v.	n.v.	410	(410)

(1) +(-) 10 %: Abwertung (Aufwertung) von 10 % aller Fremdwährungen gegenüber dem Euro.

(2) Ohne Derivate, die als Sicherungen für Nettoinvestitionen qualifizieren.

(3) Diese Wirkung wird durch eine Änderung der besicherten Nettoinvestition aufgefangen.

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 nutzt auch Pre-Hedges für Zinsterminkontrakte, 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:

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. 2023
	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	(29)	29	n.v.	n.v.
Änderung des beizulegenden Zeitwerts von Derivaten, die nicht als Sicherung qualifizieren	(39)	43	n.v.	n.v.
Änderung des beizulegenden Zeitwerts von Derivaten, die als Cash-flow-Sicherung qualifizieren	n.v.	n.v.	280	(343)

15.1.5 Fremdwährungs- und Zinssicherungen

15.1.5.1 Management des Fremdwährungsrisikos

Das Wechselkursrisiko (oder "FX"-Risiko) wird konzernweit berichtet und geregelt. Das zeigt sich in der vom Konzernmanagement bestätigten Vorgehensweise. Diese 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 Finanzierungen, 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 Risiken überwacht und gesteuert. Bei mit Finanzierungen verbundenen FX-Risiken werden alle maßgeblichen Expositionen 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 potenziellen negativen finanziellen Auswirkung von FX-Schwankungen auf bestimmte größere Geschäfte 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. Die Relevanz der Besicherung dieses Umrechnungsrisikos 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 abzusichern sind.

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, SOFR usw., die nicht den Kredit-Spread des Kreditnehmers beinhalten.

Reform der Interbanken-Referenzzinssätze

Als Teil der Reform des Referenzzinssatzes 2022 hat die Gruppe alle neuen in USD denominierten Finanzierungsverträge an den SOFR-Index gekoppelt. In der ersten Hälfte 2023 hat sie auch die bestehenden Finanzierungs- und Derivatkontrakte an diesen Index gekoppelt, nachdem der US-Libor nach dem 30. Juni 2023 nicht mehr veröffentlicht wurde.

Dieser Übergang wirkte sich nicht auf die Gruppe aus.

Die beiden wichtigsten Quellen für ein Zinsrisiko sind:

―

das 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.

―

ProjektzinsrisikoEin spezielles Projektzinsrisiko entspricht der potenziell negativen finanziellen Auswirkung von Basiszinssatzbewegungen auf bestimmte größere Geschäfte wie Investitionsprojekte, Erwerbe, Veräußerungen und Restrukturierungsprojekte. Das Zinsrisiko nach Abschluss eines Geschäfts gilt als normal (vgl. "Zinsrisiko").

Das Zinsrisikomanagement zielt bei bestimmten Projekttransaktionen darauf ab, die Wirtschaftlichkeit von Projekten, Erwerben, Veräußerungen und Restrukturierungsinitiativen vor nachteiligen Zinsänderungen zu schützen. Dazu können Sicherungstransaktionen gehören, die von einer Reihe von Faktoren abhängen, 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 Devisen- 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 häufig erneuert, spezielle Risikobestandteile als besicherten Posten designiert oder Kreditrisiken als erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet designiert.

Zur Sicherung des beizulegenden Zeitwerts qualifiziert die Gruppe Zinsoder 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, Forwards und Währungsswaps.

Die Tabelle zeigt die beizulegenden Zeitwerte von Derivaten (ohne Commodity-Instrumente):

	31. Dez. 2023				31. Dez. 2022
	Vermögenswerte		Verbindlichkeiten		Vermögenswerte
---	---	---	---	---	---	---
In Millionen Euro	Langfristig	Kurzfristig	Langfristig	Kurzfristig	Langfristig	Kurzfristig
---	---	---	---	---	---	---
Fremdkapital besichernde Derivate	279	111	(457)	(131)	226	92
Sicherungen des beizulegenden Zeitwerts	190	43	(289)	(21)	167	4
Cashflow-Sicherungen	43	-	(120)	(45)	30	5
Derivative Instrumente, die nicht für Hedge Accounting qualifizieren	47	68	(48)	(66)	30	84
Sonstige Posten besichernde Derivate	1.501	26	(1.167)	(159)	1.975	84
Cashflow-Sicherungen	189	2	(351)	(91)	509	41
Sicherungen von Nettoinvestitionen	180	-	(1)	-	156	-
Derivative Instrumente, die nicht für Hedge Accounting qualifizieren	1.131	23	(815)	(67)	1.310	43
SUMME	1.780	137	(1.623)	(290)	2.201	176

	31. Dez. 2022
	Verbindlichkeiten
---	---	---
In Millionen Euro	Langfristig	Kurzfristig
---	---	---
Fremdkapital besichernde Derivate	(620)	(114)
Sicherungen des beizulegenden Zeitwerts	(394)	(38)
Cashflow-Sicherungen	(195)	(11)
Derivative Instrumente, die nicht für Hedge Accounting qualifizieren	(32)	(65)
Sonstige Posten besichernde Derivate	(1.587)	(47)
Cashflow-Sicherungen	(222)	(7)
Sicherungen von Nettoinvestitionen	(1)	-
Derivative Instrumente, die nicht für Hedge Accounting qualifizieren	(1.364)	(40)
SUMME	(2.208)	(161)

Die beizulegenden Zeitwerte in der Tabelle oben zeigen die Preise, die für den Verkauf eines Vermögenswertes erzielt oder für die Übertragung einer Verbindlichkeit zwischen Marktteilnehmern im Zuge der normalen Geschäftstätigkeit gezahlt würden. 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 2023:

In Millionen Euro
Kaufen/ Verkaufen	Zinsart	Art des derivativen Instruments	Währung	Summe	2024	2025
---	---	---	---	---	---	---
Kaufen	Fest	CCS	USD	(337)	(113)	(86)
			GBP	(2.589)	-	-
			EUR	(1.230)	-	-
			CHF	(637)	(189)	-
			HKD	(266)	-	-
			PEN	(198)	(19)	-
			Sonstige Währungen	(295)	(172)	(71)
	Variabel	CCS	CLP	(46)	-	-
Verkaufen	Fest	CCS	EUR	3.539	216	75
			USD	1.446	22	-
	Variabel	CCS	EUR	339	144	-
			BRL	309	118	93

In Millionen Euro
Kaufen/ Verkaufen	2026	2027	2028	mehr als 5 Jahre
---	---	---	---	---
Kaufen	(93)	-	-	(45)
	-	-	(575)	(2.014)
	-	-	(569)	(661)
	-	(205)	-	(243)
	-	(104)	-	(162)
	(61)	(61)	(56)	-
	-	-	-	(52)
	(46)	-	-	-
Verkaufen	-	98	638	2.512
	114	70	607	633
	-	195	-	-
	99	-	-	-

In Millionen Euro
Kaufen/ Verkaufen	Zinsart	Art des derivativen Instruments	Währung	Summe	2024	2025
---	---	---	---	---	---	---
Verkaufen	Fest	CAP	EUR	5	5	-
		IRS	EUR	9.524	(663)	97
			USD	1.322	(67)	35
			ZAR	140	(87)	(50)
			Sonstige Währungen	63	3	3
	Variabel	IRS	EUR	17.643	1.690	2.415
			ZAR	-	(89)	(55)
			BRL	59	-	-

In Millionen Euro
Kaufen/ Verkaufen	2026	2027	2028	mehr als 5 Jahre
---	---	---	---	---
Verkaufen	-	-	-	-
	1.216	376	(99)	8.596
	723	296	30	305
	64	(48)	12	249
	3	3	3	47
	1.950	800	138	10.650
	58	(57)	1	142
	-	-	59	-

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 4,31 %, wie in Anhang 10 "Nettofinanzergebnis" ausgewiesen.

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

	31. Dez. 2023				31. Dez. 2022
	Beizulegender Zeitwert		Nominalwert		Beizulegender Zeitwert	Nominalwert
---	---	---	---	---	---	---
In Millionen Euro	Vermögenswerte	Verbindlichkeiten	Summe	Summe	Summe	Summe
---	---	---	---	---	---	---
Cashflow-Sicherungen	51	(581)	(530)	4.708	(338)	3.139
Sicherungen von Nettoinvestitionen	180	(1)	179	5.596	155	5.939
Derivative Instrumente, die nicht für Hedge Accounting qualifizieren	55	(39)	16	12.086	123	12.007
SUMME	286	(621)	(335)	22.391	(60)	21.085

Zinsderivate

	31. Dez. 2023				31. Dez. 2022
	Beizulegender Zeitwert		Nominalwert		Beizulegen der Zeitwert	Nominalwert
---	---	---	---	---	---	---
In Millionen Euro	Vermögenswerte	Verbindlichkeiten	Summe	Summe	Summe	Summe
---	---	---	---	---	---	---
Sicherungen des beizulegenden Zeitwerts	232	(309)	(77)	7.975	(261)	5.148
Cashflow-Sicherungen	183	(25)	158	3.399	491	5.260
Derivative Instrumente, die nicht für Hedge Accounting qualifizieren	1.215	(957)	258	25.438	(186)	25.885
SUMME	1.631	(1.291)	339	36.812	44	36.293

Die beizulegenden Zeitwerte in der Tabelle oben sind bei Vermögenswerten positiv und Verbindlichkeiten negativ.

In Millionen Euro		Nominalbetrag und ausstehender Betrag	Beizulegender Zeitwert(1)	Änderung des beizulegenden Zeitwerts zur Berechnung einer Sicherungsunwirksamkeit
Sicherungen des beizulegenden Zeitwerts	Sicherungsinstrumente	7.975	(77)	(77)
	Gesicherte Grundgeschäfte(3) (4)	5.715	(41)	2.076
Cashflow- Sicherungen	Sicherungsinstrumente	8.107	(371)	(188)
	Gesicherte Grundgeschäfte			186
Sicherungen von Nettoinvestitionen	Sicherungsinstrumente	5.596	179	148
	Gesicherte Grundgeschäfte			(148)

In Millionen Euro	Wertänderung des Sicherungsinstruments, erfasst im Eigenkapital(2)	Bei Gewinn oder Verlust angesetzter unwirksamer Teil (2)
Sicherungen des beizulegenden Zeitwerts	-	-
	n.v.
Cashflow- Sicherungen	402	(4)
Sicherungen von Nettoinvestitionen	(149)	n.v.

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	(321)	Sonstiges Finanzergebnis/Kurzfristiges Betriebsergebnis mit operativer Marktbewertung
Sicherungen von Nettoinvestitionen	1	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 -41 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 40 Mio. € auf besicherte Grundgeschäfte, die nicht mehr angepasst werden, da sie sich als Sicherungsverhältnis für den beizulegenden Zeitwert nicht mehr eignen.

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 2023 gibt die kumulierte Änderung des beizulegenden Zeitwerts ab Beginn des Sicherungsverhältnisses wieder. Derselbe Grundsatz gilt für die besicherten Grundgeschäfte.

Per 31. Dezember 2023 wurde keine maßgebliche Auswirkung einer Unwirksamkeit oder eines Endes bestimmter Sicherungsverhältnisse angesetzt.

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

In Millionen Euro	2024	2025	2026	2027	2028	mehr als 5 Jahre
Beizulegender Zeitwert von Derivaten nach Fälligkeit	(64)	23	6	10	(85)	(262)

In Millionen Euro	Summe per 31. Dez. 2023	Summe per 31. Dez. 2022
Beizulegender Zeitwert von Derivaten nach Fälligkeit	(371)	147

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)	Sonstige Posten besichernde Derivate - Sicherung gegen Zinsrisiko (1) (3)	Sonstige Posten besichernde Derivate - Sicherung gegen Fremdwährungsrisiko(2)	Sonstige Posten besichernde Derivate - Sicherung gegen Fremdwährungsrisiko (2) (4)
---	---	---	---	---
PER 31. DEZEMBER 2022	46	179	35	(386)
Im Eigenkapital erfasster wirksamer Teil		(381)	(21)	149
Aus der Sicherungsrücklage in Gewinn oder Verlust reklassifizierter Betrag		321	-	(1)
Umrechnungsdifferenzen	-	-	-	-
Änderungen des Konsolidierungskreises und sonstige	-	(24)	-	-
PER 31. DEZEMBER 2023	45	97	14	(238)

(1) Cashflow-Sicherungen über bestimmte Perioden.

(2) Cashflow-Sicherungen für bestimmte Transaktionen.

(3) Beinhaltet positive 275 Mio. € kumulierter Reserven im Zusammenhang mit Besicherungstransaktionen (am 31. Dezember 2022: negative 86 Mio. €), für die das Sicherungsverhältnis endete (die Instrumente wurden vor ihrer Fälligkeit gekündigt).

(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 ausgesetzt (Kunden, Lieferanten, EPC-Auftragnehmer, Partner, Vermittler und Banken). Der Ausfall könnte Zahlungen, Warenlieferungen und/oder die Wertentwicklung von Assets 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 Sicherungsinstrumente - insbesondere das Energiemanagement, wo die Nutzung von Einschussforderungen und anderer 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, auf welcher Stufe 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: Sie werden abgeschrieben, sobald die Forderung aus Lieferungen und Leistungen drei Jahre überfällig ist (bei öffentlichen Gegenparteien bei einer Überfälligkeit von fünf Jahren).

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. Entsprechend galt die spezielle Anpassung der Rückstellungsrate für erwartete Kreditausfälle vom 31. Dezember 2022 für bestimmte Wirtschaftsbereiche, die den Schwankungen von Commodity-Preisen besonders ausgesetzt sind, für das ganze Jahr, da eine maßgebliche und andauernde Verbesserung der allgemeinen Wirtschaftslage ausblieb.

Außerdem hat sich das Ausfallrisiko bei den B2C-Energieliefergeschäften der Gruppe je nach installiertem Mechanismus in jedem Land anders entwickelt. In Frankreich beispielsweise ist das Ausfallrisiko durch das Auslaufen staatlicher Maßnahmen (d. h. Tarifschutz für Gas, Energiegutscheine) gestiegen, die die Preiserhöhungen begrenzten. Das zeigt sich in längeren Einzahlungszeiten und häufigeren Fragen nach Ratenzahlungen. Andererseits haben niedrigere Preise in Belgien und von der rumänischen Regierung geschaffene Schutzmechanismen unser Kreditrisiko verringert.

15.2.1 Gegenparteirisiko aus gewöhnlicher Geschäftstätigkeit

Für das Management des Gegenparteirisikos aus gewöhnlicher Geschäftstätigkeit gibt es Standardmechanismen 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 Großkunden und Kunden mittlerer Größe, bei denen die Gefährdung der Gruppe durch Kreditrisiken einen bestimmten Schwellenwert überschreitet, gilt ein spezielles umfassendes Bewertungsmodell, um das Kreditrisiko der Gruppe so genau wie möglich zu beurteilen. Für Kunden, die ein geringeres Kreditrisiko für die Gruppe darstellen, gilt eine vereinfachte Bewertungsmethode. 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 beobachten 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 Tabellen dargestellte Gesamtobligo enthält keine Auswirkungen der Mehrwertsteuer oder sonstiger Posten, die keinem Kreditrisiko unterliegen. Es belief sich am 31. Dezember 2023 auf 4.579 Mio. € (zum Vergleich: am 31. Dezember 2022 waren es 6.084 Mio. €).

Individueller Ansatz

		31. Dez. 2023
In Millionen Euro		Individueller Ansatz	Stufe 1: geringes Kreditrisiko	Stufe 2: erhöhtes Kreditrisiko	Stufe 3: wertgeminderte Vermögenswerte	Summe nach Risikostufe
---	---	---	---	---	---	---
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen, netto	Brutto	13.653	12.304	1.248	101	13.653
	Erwartete Kreditausfälle	(909)	(696)	(116)	(97)	(909)
SUMME		12.745	11.609	1.132	4	12.745
Vermögenswerte aus Verträgen mit Kunden	Brutto	4.377	4.374	2	-	4.377
	Erwartete Kreditausfälle	(22)	(22)	-	-	(22)
SUMME		4.354	4.352	2	-	4.354

	31. Dez. 2023
In Millionen Euro	Investment Grade(1)	Sonstige	Summe nach Typ 45
---	---	---	---
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen, netto	11.533	2.121	13.653
	(594)	(315)	(909)
SUMME	10.939	1.806	12.745
Vermögenswerte aus Verträgen mit Kunden	3.299	1.078	4.377
	(15)	(7)	(22)
SUMME	3.284	1.070	4.354

		31. Dez. 2022
In Millionen Euro		Individueller Ansatz	Stufe 1: geringes Kreditrisiko	Stufe 2: erhöhtes Kreditrisiko	Stufe 3: wertgeminderte Vermögenswerte	Summe nach Risikostufe
---	---	---	---	---	---	---
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 Gegenpart ei
---	---	---	---
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

(1) Der Investment Grade bezieht sich auf Gegenparteien, die von Standard & Poor's mindestens mit BBB- eingestuft wurden.

		31. Dez. 2023
In Millionen Euro		Kollektiver Ansatz	0 bis 6 Monate	6 bis 12 Monate	darüber hinaus	Summe der am 31. Dez. 2022 überfälligen Vermögenswerte
---	---	---	---	---	---	---
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen, netto	Brutto	3.953	420	212	199	831
	Erwartete Kreditausfälle	(1.153)	(20)	(40)	(216)	(275)
SUMME		2.800	400	173	(16)	557
Vermögenswerte aus Verträgen mit Kunden	Brutto	5.194	31	85	3	119
	Erwartete Kreditausfälle	(5)	-	(2)	-	(2)
SUMME		5.189	31	83	3	117

		31. Dez. 2022
In Millionen Euro		Kollektiver Ansatz	0 bis 6 Monate	6 bis 12 Monate	darüber hinaus	Summe der am 31. Dez. 2021 überfälligen Vermögenswerte
---	---	---	---	---	---	---
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

15.2.1.2 Commodity-Derivate

Bei den Commodity-Derivaten entsteht das Gegenparteirisiko aus dem positiven beizulegenden Zeitwert. Bei der Berechnung des beizulegenden Zeitwerts dieser derivativen Instrumente basiert das Gegenparteirisiko (CVA) auf Ausfallwahrscheinlichkeiten, für die die Parameter angesichts der Ungewissheit aktualisiert wurden, um ein erhöhtes Ausfallrisiko zu berücksichtigen.

Die Volatilität von Commodity-Preisen und die Auswirkung auf die Bewertung von Derivaten auf der Aktiva-Seite der Bilanz haben die Exposition der Gruppe dank der Kreditqualität ihrer Gegenparteien nicht maßgeblich verändert.

	31. Dez. 2023		31. Dez. 2022
In Millionen Euro	Investment Grade(1)	Summe	Investment Grade(1)	Summe
---	---	---	---	---
Bruttorisiko(2)	15.954	19.324	36.371	46.012
Nettorisiko(3)	6.385	8.050	12.434	16.124
% Kreditrisiko bei Gegenparteien mit "Investment Grade"	79,3%		77,1 %

(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 bei 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, setzte die Gruppe zunehmend auf einen strukturierten rechtlichen Rahmen, der auf Rahmenvereinbarungen (einschließlich Aufrechnungsklauseln) und Besicherungsverträgen (Einschussforderungen) beruht.

Die Kontrolle des Umgangs mit dem Gegenparteirisiko bei 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 hier dargestellte Gesamtobligo enthält keine Auswirkungen der unterliegen. Es belief sich am 31. Dezember 2023 auf 425 Mio. € (zum Mehrwertsteuer oder sonstiger Posten, die keinem Kreditrisiko Vergleich: am 31. Dezember 2022 waren es 547 Mio. €).

	31. Dez. 2023
In Millionen Euro	Stufe 1: geringes Kreditrisiko	Stufe 2: erhöhtes Kreditrisiko	Stufe 3: wertgeminderte Vermögenswerte	Summe nach Risikostufe	Investment Grade(1)	Sonstige
---	---	---	---	---	---	---
Brutto	8.879	285	700	9.865	5.754	4.111
Erwartete Kreditausfälle	(78)	(45)	(1.180)	(1.302)	(174)	(1.128)
SUMME	8.802	240	(479)	8.563	5.580	2.983

	31. Dez. 2023
In Millionen Euro	Summe nach Art der Gegenpartei
---	---
Brutto	9.865
Erwartete Kreditausfälle	(1.302)
SUMME	8.563

	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
---	---	---	---	---	---	---
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
---	---
Brutto	7.591
Erwartete Kreditausfälle	(1.291)
SUMME	6.300

(1) Der Investment Grade bezieht sich auf Gegenparteien, die von Standard & Poor's mindestens mit BBB- eingestuft wurden.

2022 hatte die Gruppe einen wertgeminderten Kredit zur Finanzierung des Pipeline-Projekts Nord Stream 2 in Höhe von insgesamt 987 Mio. € (einschließlich kapitalisierter Zinsen).

15.2.2.2 Gegenparteirisiko bei Investitionstätigkeit und der Verwendung von derivativen Finanzinstrumenten

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

	31. Dez. 2023				31. Dez. 2022
In Millionen Euro	Summe	Investment Grade (1)	Nicht bewertet(2)	Non-Investment-Grade(2)	Summe	Investment Grade(1)
---	---	---	---	---	---	---
Exposition	17.577	89,6 %	3,3 %	7,1 %	15.738	92,3 %

	31. Dez. 2022
In Millionen Euro	Nicht bewertet(2)	Non-Investment-Grade(2)
---	---	---
Exposition	4,5 %	3,2 %

(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) Den Großteil dieser beiden Risiken tragen konsolidierte Unternehmen mit nicht beherrschenden Beteiligungen oder Unternehmen der Gruppe, die in Schwellenländern tätig sind, in denen Zahlungsmittel nicht gepoolt und daher lokal investiert werden.

Zudem ist am 31. Dezember 2023 Crédit Agricole SA mit 31 % 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 das Management des Working-Capital-Bedarfs (WCR) Risiken birgt, sind für bestimmte Marktaktivitäten Einschussforderungen erforderlich, die das Gegenparteirisiko bei Sicherungsinstrumenten durch die Nutzung von Sicherheiten mindern.

Die Gruppe hat einen wöchentlich tagenden Ausschuss eingesetzt, dessen Aufgabe das Management 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 über Clearingstellen zu überwachen und zu optimieren. Die Grundlage bilden Liquiditätsswaps mit den wichtigsten Gegenparteien und die Ausstellung von Akkreditiven. Angesichts der derzeitigen 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, wenn Commodity-, Zins- und Währungsderivate verhandelt 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 FinanzierungsVehikel (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 aufeinander folgenden 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 das Gegenparteirisiko zu beobachten, so dass die Gruppe nötigenfalls sofort auf Entwicklungen am Markt reagieren kann. Folglich waren 89 % der am 31. Dezember 2023 gepoolten Zahlungsmittel in täglich fällige Bankeinlagen und StandardGeldmarktfonds 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-NotesProgramms 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 dem Umfang ihrer Geschäftstätigkeit und dem 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 Finanzierungs- 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) Nettobetrag marktfähiger Commercial Paper.

(3) Zahlungsmittel bedeuten Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente von 16.578 Mio. €, sonstige finanzielle Vermögenswerte von 884 Mio. €, die die Nettofinanzschuld reduzieren, abzüglich Kontokorrentkredite und Transaktionskonten von 455 Mio. €, von denen 76 % in der Eurozone investiert sind.

Per 31. Dezember 2023 erfüllten alle Unternehmen der Gruppe mit Unternehmen, für die Schritte zur Einhaltung umgesetzt werden. Es gibt konsolidierten Schulden die Zusicherungen und Erklärungen in ihrer keine Default-Klauseln, die mit Finanzkennziffern oder Ratingstufen für Finanzdokumentation, mit Ausnahme einiger nicht maßgeblicher verfügbare zentral verwaltete Kreditlinien verbunden sind.

15.3.1 Nicht abgezinste vertraglich vereinbarte Zahlungen für Finanzierungstätigkeiten

Nicht abgezinste vertraglich vereinbarte Zahlungen ausstehender Finanzschulden nach Fälligkeit

In Millionen Euro	2024	2025	2026	2027	2028	mehr als 5 Jahre
Anleiheemissionen	1.039	1.463	2.922	3.130	3.230	18.472
Bankdarlehen	763	485	387	637	245	4.231
Marktfähige Commercial Paper	5.606	-	-	-	-	-
Leasingverbindlichkeiten	510	480	398	365	407	2.552
Sonstiges Fremdkapital	92	22	3	3	2	244
Kontokorrentkredite und Transaktionskonten	455	-	-	-	-	-

In Millionen Euro	Summe per 31. Dez. 2023	Summe per 31. Dez. 2022
Anleiheemissionen	30.256	23.557
Bankdarlehen	6.748	5.476
Marktfähige Commercial Paper	5.606	7.386
Leasingverbindlichkeiten	3.147	2.875
Sonstiges Fremdkapital	366	374
Kontokorrentkredite und Transaktionskonten	455	615

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	2024	2025	2026	2027	2028	mehr als 5 Jahre
Nicht abgezinste vertraglich vereinbarte Zinsströme auf ausstehende Finanzschulden	1.319	1.267	1.230	1.116	1.053	10.915

In Millionen Euro	Summe per 31. Dez. 2023	Summe per 31. Dez. 2022
Nicht abgezinste vertraglich vereinbarte Zinsströme auf ausstehende Finanzschulden	16.900	11.131

Nicht abgezinste vertraglich vereinbarte Zahlungen auf ausstehende Derivate (ohne Commodity-Instrumente) nach Fälligkeit

In Millionen Euro	2024	2025	2026	2027	2028	mehr als 5 Jahre
Derivate (ohne Commodity-Instrumente)	(233)	1	18	17	(20)	743

In Millionen Euro	Summe per 31. Dez. 2023	Summe per 31. Dez. 2022
Derivate (ohne Commodity-Instrumente)	527	239

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 2023 sah sich die Gruppe als Leasingnehmer potenziell mit künftigen Zahlungsmittelabflüssen konfrontiert, die sich nicht in der Bemessung von Leasingverbindlichkeiten in Höhe von 1.045 Mio. € widerspiegeln (von denen etwa 75 % potenzielle Zahlungsmittelabflüsse nach 2028 betreffen). Diese potenziellen künftigen Zahlungsmittelabflüsse beziehen sich auf 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 Rhône-Konzession gegenüber. Diese variablen Leasing-Zahlungen hängen von den Erlösen aus Stromverkäufen ab.

Nicht beanspruchte Kreditfazilitätsprogramme

In Millionen Euro	2024	2025	2026	2027	2028	mehr als 5 Jahre
Bestätigte nicht beanspruchte Kreditfazilitätsprogramme	1.619	738	552	-	8.500	822

In Millionen Euro	Summe per 31. Dez. 2023	Summe per 31. Dez. 2022
Bestätigte nicht beanspruchte Kreditfazilitätsprogramme	12.231	12.511

Von diesen nicht beanspruchten Programmen sind 5.606 Mio. € der Deckung von Commercial Papers zugeordnet.

Per 31. Dezember 2023 repräsentierte keine einzelne Gegenpartei mehr als 10 % der bestätigten, nicht abgerufenen Kreditlinien der Gruppe.

15.3.2 Nicht abgezinste vertraglich vereinbarte Zahlungen für betriebliche Tätigkeit

Die Tabelle analysiert nicht abgezinste beizulegende 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 innerhalb ihres Portfolio-Managements. 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	2024	2025	2026	2027	2028	mehr als 5 Jahre
Derivative Instrumente, passiviert
in Verbindung mit Portfolio-Management	(5.831)	(497)	(9.539)	(2.971)	(1.249)	(994)
in Verbindung mit Handelsgeschäften	(1.787)	-	-	-	-	-
Derivative Instrumente, aktiviert
in Verbindung mit Portfolio-Management	5.624	341	6.682	2.934	681	472
in Verbindung mit Handelsgeschäften	2.766	-	-	-	-	-
SUMME	772	(155)	(2.857)	(37)	(568)	(522)

In Millionen Euro	Summe per 31. Dez. 2023	Summe per 31. Dez. 2022
Derivative Instrumente, passiviert
in Verbindung mit Portfolio-Management	(21.080)	(49.260)
in Verbindung mit Handelsgeschäften	(1.787)	-
Derivative Instrumente, aktiviert
in Verbindung mit Portfolio-Management	16.734	40.975
in Verbindung mit Handelsgeschäften	2.766	5.098
SUMME	(3.366)	(3.187)

15.3.3 Verpflichtungen aus Kauf- und Verkaufskontrakten für Commodities, die im Zuge der gewöhnlichen

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	2024	2025 - 2028	mehr als 5 Jahre	Summe per 31. Dez. 2023	Summe per 31. Dez. 2022
Feste Kaufverpflichtung	(450)	(566)	(1.134)	(2.150)	(1.884)
Feste Verkaufsverpflichtung	617	470	224	1.310	1.243

ANHANG 16 Eigenkapital

16.1 Aktienkapital

	Anzahl der Aktien			Wert (In Millionen Euro)
	Summe	Eigene Anteile	Im Umlauf befindliches	Aktienkapital	Kapitalrücklage	Eigene Anteile
---	---	---	---	---	---	---
PER 31. DEZEMBER 2022	2.435.285.011	(14.530.427)	2.420.754.584	2.435	25.667	(189)
Dividendenauszahlung in bar	-	-	-	-	(1.752)	-
Kauf/Veräußerung eigener Anteile	-	(3.755.821)	(3.755.821)	-	-	(53)
Abgabe eigener Anteile (Bonus)	-	4.450.881	4.450.881	-	-	65
PER 31. DEZEMBER 2023	2.435.285.011	(13.835.367)	2.421.449.644	2.435	23.916	(177)

Änderungen der Anzahl im Umlauf befindlicher Aktien 2023 gingen ausschließlich auf die Veräußerung von 0,7 Millionen eigener Aktien als Teil von Bonusaktienplänen zurück.

16.1.1 Potenzielles Aktienkapital und Instrumente, die ein Recht zur Zeichnung neuer Aktien der ENGIE SA

Seit 2017 hat die Gruppe keine Aktienkaufpläne oder Pläne für Optionen auf die Zeichnung von Aktien 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 26. April 2023 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 2023 hielt die Gruppe 13,8 Millionen eigener Anteile. Bislang wurden alle Aktien zugeteilt, um die Aktienverpflichtungen der Gruppe gegenüber Mitarbeitern und Führungskräften zu erfüllen.

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 55 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 2023 auf 32.507 Mio. €, einschließlich 23.916 Mio. € Kapitalrücklage. Die Kapitalrücklage umfasst einen Teil der Barausschüttung für 2022 in Höhe von 1.752 € 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

Gemäß IAS 32 - Finanzinstrumente - Darstellung werden diese Instrumente wegen ihrer Merkmale im Eigenkapital des Konzernabschlusses angesetzt.

Am 31. Dezember 2023 betrug der ausstehende Nennwert tief nachrangiger, ewig laufender Anleihen 3.393 Mio. €. Seit 31. Dezember 2022 wurde keine Bewegung verbucht.

2023 zahlte die Gruppe den Inhabern dieser Anleihen 80 Mio. €. 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 2023 24.537 Mio. € (im Vergleich zu 27.365 Mio. € per 31. Dezember 2022), einschließlich 23.916 Mio. € als Kapitalrücklage.

16.2.3 Dividenden

Die Hauptversammlung vom 26. April 2023 genehmigte die Zahlung einer Stückdividende von 1,40 € je Aktie für das Geschäftsjahr 2022. Im Einklang mit Artikel 26.2 der Satzung wurde Aktien, die am 31. Dezember 2022 mindestens zwei Jahre lang bis zum Auszahlungstag der Dividenden gehalten und auf diesem Papier ständig auf den Namen desselben Inhabers registriert waren, eine Bonusdividende von 10 %, also 0,14 € je Aktie, zugeteilt. Diese Bonusdividende gilt möglicherweise für eine Zahl von Aktien nicht, wenn sie mehr als 0,5 % des Aktienkapitals eines Aktionärs ausmachen. Am 3. Mai 2023 schüttete die Gruppe eine Dividende von 3.391 Mio. € bar aus, einschließlich einer Dividende von 1,40 € je Aktie für Aktien, für die ein Anspruch auf eine reguläre Dividende besteht, und einen Treuebonus von 36 Mio. €.

Für 2023 vorgeschlagene Dividende

Auf der Hauptversammlung, die einberufen wird, um den Abschluss der ENGIE Gruppe für das am 31. Dezember 2023 beendete Jahr zu billigen, werden die Aktionäre aufgefordert, einer Dividende von 1,43 € je Aktie zuzustimmen. Das entspricht einer Gesamtausschüttung von 3.482 Mio. €, ausgehend von der Zahl der am 31. Dezember 2023 in Umlauf befindlichen Aktien. Sie wird für alle Aktien um 10 % erhöht, die am 31. Dezember 2023 mindestens zwei Jahre und bis zur Dividendenzahlung für 2023 gehalten werden. Ausgehend von der Zahl der am 31. Dezember 2023 umlaufenden Aktien hat diese Erhöhung einen Wert von 38 Mio. €.

Vorbehaltlich der Zustimmung durch die Hauptversammlung am Dienstag, den 30. April 2024 wird diese Dividende am Donnerstag, den 2. Mai 2024 abgetrennt und am Montag, den 6. Mai 2024 gezahlt. Sie wird im Jahresabschluss per 31. Dezember 2023 nicht als Verbindlichkeit angesetzt, da der Jahresabschluss per Ende 2023 vor der Gewinnausschüttung vorgelegt wird.

16.3 Im Eigenkapital (Konzernanteil) angesetzte umgegliederte Gewinne und Verluste

Alle Posten der folgenden Tabelle entsprechen kumulierten Gewinnen und Verlusten (Konzernanteil) am 31. Dezember 2023 und 31. Dezember 2022, die in späteren Perioden in den Ertrag umgegliedert werden können.

In Millionen Euro	31. Dez. 2023	31. Dez. 2022
Schuldinstrumente	(44)	(369)
Sicherungen von Nettoinvestitionen(1)	(238)	(386)
Cashflow-Sicherungen (ohne Commodity-Instrumente)(1)	145	218
Cashflow-Sicherungen für Commodities(1)	(3.998)	(318)
Latente Steuern auf die obigen Posten	786	(112)
Anteil der nach der Equity-Methode bilanzierten Unternehmen an umgliederbaren Posten, nach Steuern(2)	334	300
Umgliederbare Posten aus aufgegebenen Geschäftsbereichen, nach Steuern	-	-
SUMME DER UMGLIEDERBAREN POSTEN VOR UMRECHNUNGSDIFFERENZEN	(3.015)	(668)
Umrechnungsdifferenzen	(1.693)	(1.422)
SUMME UMGLIEDERBARER POSTEN	(4.708)	(2.090)

(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 die wirtschaftliche Nettoschuld und das EBITDA optimal auszubalancieren. 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 nachrangiger 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 bildet eine Rückstellung, 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 das Back End 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 mit maßgeblichem Einfluss auf die Höhe von Rückstellungen, insbesondere beispielsweise für das Back End des Brennstoffkreislaufs und den Abbruch von Kernkraftwerken und von Gasinfrastruktur in Frankreich, gehören:

―	Kostenschätzungen (vgl. Anhang 17.2);
―	der zeitliche Anfall der Ausgaben (vor allem der Zeitplan für den Ausstieg der wichtigsten Gasinfrastrukturunternehmen aus dem Gasgeschäft in Frankreich) (vgl. die 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 des Brennstoffkreislaufs und Abbruch kerntechnischer Anlagen	Abbruch nichtkerntechnischer Anlagen	Sonstige Eventualfälle	Summe
PER 31. DEZEMBER 2022	4.471	19.017	1.330	2.209	27.027
Zuflüsse	264	5.271	107	557	6.198
Verwendungen	(315)	(327)	(75)	(671)	(1.388)
Auflösungen	-	-	-	(36)	(35)
Änderungen des Konsolidierungskreises	(6)	-	15	-	8
Auswirkung von Aufzinsungsanpassungen	161	581	47	14	803
Umrechnungsdifferenzen	1	-	(21)	(3)	(22)
Sonstige	631	(655)	(18)	44	2
PER 31. DEZEMBER 2023	5.208	23.887	1.384	2.114	32.593
Langfristig	5.126	11.948	1.384	334	18.792
Kurzfristig(1)	82	11.939	-	1.780	13.801

(1) Die Klassifizierung von Verbindlichkeiten als lang- oder kurzfristig ist das Ergebnis der Vereinbarung mit dem belgischen Staat vom 29. Juni 2023 (die am 21. Juli 2023 bindend wurde). Ihre Umsetzung ist in den Transaktionsunterlagen vom 13. Dezember 2023 konkretisiert (vgl. Anhang 17.2). Die Gruppe wird einen Großteil dieser Verbindlichkeit (11,5 Mrd. €2022) begleichen, wenn diese Vereinbarung Gesetzeskraft erlangt. Der Restbetrag (3,5 Mrd. €2022) wird beglichen, wenn die Blöcke mit der Laufzeitverlängerung Ende 2025 wieder in Betrieb gehen.

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 2023 im "Sonstigen Gesamtergebnis" sowie Auflösungen von Rückstellungen, die für den Abbruch einer Anlage oder Flächensanierung gebildet worden waren, insbesondere im Ergebnis der endgültigen Stellungnahme der CNP vom 7. Juli 2023 (vgl. Anhang 17.2).

Zuflüsse, Verwendungen, Auflösungen und der Effekt von Aufzinsungsanpassungen werden in der konsolidierten Gewinn- und Verlustrechnung wie folgt dargestellt:

In Millionen Euro	31. Dez. 2023
Nettoergebnis der betrieblichen Tätigkeit	(4.774)
Sonstiges Finanzergebnis	(824)
SUMME	(5.598)

Die verschiedenen Arten von Rückstellungen und die angewandten 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

17.2.1 Der aktuelle rechtliche Kontext und erwartete Entwicklungen nach der mit dem belgischen Staat am 29. Juni 2023 unterzeichneten Vereinbarung, die am 21. Juli 2023 bindend wurde und deren Umsetzung in den Transaktionsunterlagen vom 13. Dezember 2023 konkretisiert ist

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 für verbrauchten Kernbrennstoff.

Zu den Aufgaben der Kommission für Kernenergierückstellungen (CNP), die aufgrund des genannten Gesetzes entstand, gehört 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.

In diesem Kontext gab die CNP am 7. Juli 2023 eine endgültige Stellungnahme zu den von Synatom im September 2022 eingereichten Vorschlägen ab. Die per 31. Dezember 2023 von Synatom angesetzten Rückstellungen berücksichtigen die Kommentare und Annahmen der CNP uneingeschränkt. 2023 bewirkte diese Stellungnahme vor allem eine Verringerung der Rückstellung für den Abbruch um 0,6 Mrd. €, der eine Anpassung des Buchwerts der abzubrechenden Vermögenswerte gegenüberstand, wobei hier zum Teil eine Aufholung der Wertminderung zu verzeichnen war (0,4 Mrd. €). Die Rückstellungen beinhalten also in ihren Annahmen alle bestehenden oder geplanten Umweltschutzvorschriften auf europäischer, nationaler und regionaler Ebene.

Am 29. Juni 2023 unterzeichnete die Gruppe eine Vereinbarung mit der belgischen Regierung, die am 21. Juli 2023 bindend wurde und deren Umsetzung in den Transaktionsunterlagen vom 13. Dezember 2023 konkretisiert ist. Diese Vereinbarung sieht vor:

―	die Verlängerung der Betriebsdauer der Kernreaktoren Doel 4 und Tihange 3 als Teil der 50/50-Partnerschaft des belgischen Staats und der Gruppe in Abhängigkeit von der Umsetzung eines Differenzvertrags, der ENGIE vor Marktrisiken schützt, und
―	den Übergang der finanziellen Verantwortung für das Management des radioaktiven Abfalls und des verbrauchten Kernbrennstoffs an den belgischen Staat, wobei die Gegenleistung die Zahlung einer Entlastungspauschale von 15 Mrd. €2022 im Rahmen eines Volumenkredits ist, der den gesamten radioaktiven Abfall belgischer Kraftwerke während ihrer gesetzlichen Betriebsdauer abdeckt, von der Inbetriebnahme bis zum Abbruch.

Diese Vereinbarung ist für beide Parteien bindend. Auch wenn das die Verabschiedung und das Inkrafttreten von Gesetzesentwürfen, wie sie in der Vereinbarung enthalten sind, und die Zustimmung der Europäischen Kommission zur staatlichen Beihilfe voraussetzt, gilt der Abschluss (nach dem Entbinden von aufschiebenden Bedingungen oder ihrer Erfüllung) als höchstwahrscheinlich. Die Übertragung der finanziellen Verantwortung für das Management des radioaktiven Abfalls und des verbrauchten Kernbrennstoffs im Einklang mit den Kriterien für den Transfer wird bei Abschluss vollzogen sein, es sei denn, die Blöcke nehmen aufgrund grober Fahrlässigkeit auf Seiten von ENGIE bis 1. November 2027 ihren Betrieb nicht wieder auf. In diesem höchst unwahrscheinlichen Fall darf der belgische Staat die Vereinbarung über die Entlastungspauschale kündigen und zum derzeitigen System zurückkehren, wonach der Betreiber des Kernkraftwerks die finanzielle Verantwortung trägt. Die Beträge, die die Gruppe bereits gezahlt hat, kämen entsprechend auf ein Treuhandkonto zugunsten der transferierten Kernenergierückstellungen bis zum Ende des Abbruchprogramms, einschließlich Management des radioaktiven Abfalls und des Back Ends des Brennelementekreislaufs.

Die Gruppe begleicht ihre Verbindlichkeit von 15 Mrd. €2022 durch die Zahlung von 11,5 Mrd. €2022 für Abfall der Kategorie B und C (stark radioaktive Abfälle, die für ein geologisches Tiefenlager gedacht sind) bei Abschluss und den Restbetrag für Abfall der Kategorie A (gering radioaktive Abfälle, für oberirdische Lagerung gedacht), also 3,5 Mrd. €2022, wenn die Blöcke mit verlängerter Laufzeit Ende 2025 ihren Betrieb wieder aufnehmen. Diese Beträge vom 31. Dezember 2022 unterliegen ab 1. Januar 2023 bis zum Zahlungstermin einer Indexierung von 3 %.

Infolgedessen hat die Gruppe ihre Rückstellungen um einen Betrag erhöht, der dem Saldo aus den Verbindlichkeiten, die bereits für die Aufbereitungskosten künftiger radioaktiver Abfälle bereitgestellt wurden, und der Pauschale von 15 Mrd. €2022 entspricht, also einen Betrag von 5,1 Mrd. €2022 (einschließlich der Beteiligung von Partnern von Electrabel an bestimmten Kraftwerken in Höhe von 0,4 Mrd. €). Somit setzte die Gruppe einen Nettoaufwand von 4,8 Mrd. € bei den "Sonstigen Posten des Ergebnisses der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit" an (vgl. Anhang 9).

Am Ende dieser Vereinbarung trägt die Gruppe im Wesentlichen die Verantwortung für die Lagerung von verbrauchtem Kernbrennstoff vor Ort bis Ende der Abbrucharbeiten bis spätestens 2050 sowie für die Konditionierung des gesamten Abfalls wie vertraglich vereinbart (vgl. Anhang 17.2). Die Gruppe bleibt auch für die endgültige Stilllegung der Reaktoren, ihren Abbruch und die Sanierung des Standorts am Ende ihrer Betriebsdauer verantwortlich. Die CNP überprüft den Prozess der Bereitstellung und Verwaltung aller dieser Rückstellungen, für die die Gruppe Verantwortung trägt, weiterhin alle drei Jahre.

17.2.2 Rückstellungen für das Back End des Kernbrennstoffkreislaufs

Wird verbrauchter Kernbrennstoff aus einem Reaktor entfernt und zeitweilig vor Ort gelagert, ist vor dem Verbringen in ein Langzeitlager eine Konditionierung erforderlich.

Als Teil einer letzten Zahlung für die Übertragung der finanziellen Verantwortung für das Management der Lagerung und Entsorgung von radioaktivem Abfall und verbrauchtem Kernbrennstoff laut Vereinbarung sind die Risiken im Zusammenhang mit dieser Verbindlichkeit, wie im Konzernabschluss vom 31. Dezember 2022 beschrieben (vgl. Anhang 17.2 "Verpflichtungen im Zusammenhang mit Kernenergieerzeugung") deutlich verringert. Die Vereinbarung besagt, dass der Staat die finanzielle Verantwortung für das Management des gesamten verbrauchten Kernbrennstoffs trägt, nachdem sie auf die ONDRAF (Nationale Agentur für radioaktiven Abfall und angereichertes spaltbares Material) übergegangen ist. Die Gruppe begleicht einen großen Teil dieser Verbindlichkeit (die in den Büchern als kurzfristig ausgewiesen ist) zuzüglich einer Risikoprämie in Höhe von insgesamt 10,5 Mrd. €2022.

Im Hinblick auf das Abfallmanagement beschränkt sich die Verantwortung der Gruppe im Wesentlichen auf die Lagerung der Brennelemente vor Ort bis zur Beendigung der Abbrucharbeiten, spätestens aber bis 2050, sowie auf die Einhaltung der vertraglich vereinbarten Kriterien für den Transfer des Abfalls an die ONDRAF, deren Verbindlichkeit im Gesetzentwurf zur Umsetzung der Vereinbarung auf 1,7 Mrd. €2022 geschätzt wird.

Rückstellungen, die nicht Inhalt der Vereinbarung sind, werden nach folgenden Grundsätzen und Parametern berechnet:

―	die Kosten für die Lagerung umfassen in erster Linie die Kosten für Bau und Betrieb zusätzlicher Trockenlager und das Betreiben bestehender Anlagen wie auch die Kosten für den Ankauf von Behältern;
―	verbrauchter und nicht wieder aufbereiteter Kernbrennstoff muss 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;
―	der von der CNP angewandte Abzinsungssatz (für den Teil, der nicht durch die Vereinbarung mit der belgischen Regierung abgedeckt ist) 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 aufgrund der dreijährlichen Überprüfung der Kernenergierückstellungen 2022, die noch nicht quantifiziert werden konnten, werden speziell unter der Aufsicht der CNP im Kontext der nächsten dreijährlichen Überprüfung untersucht.

Empfindlichkeit

Hat der belgische Staat alle Verpflichtungen im Zusammenhang mit radioaktivem Abfall nach dem Transfer an die ONDRAF übernommen, sieht sich die Gruppe nur eventuellen Kostenänderungen für die künftige Lagerung und Konditionierung und den entsprechenden Abzinsungen vor dem Transfer gegenüber:

―	die Kosten für den Bau von Trockenlagern und den Kauf von Containern für Brennelemente an den Standorten der Gruppe könnten sich von den in den Rückstellungen angesetzten unterscheiden. Eine Änderung dieser Kosten um 10 %, die durchaus eintreten könnte, würde die Rückstellungen um 60 Mio. € ändern;
―	eine Änderung der jährlichen Betriebskosten für die Lager um 10 % brächte eine veränderte Rückstellung von 30 Mio. € mit sich;
―	eine Veränderung des Abzinsungssatzes um 25 Basispunkte würde eine Anpassung der nicht transferierten Rückstellungen um 40 Mio. € bedeuten. Eine Senkung des Abzinsungssatzes würde zu einer Zunahme offener Rückstellungen führen, während eine Erhöhung des Abzinsungssatzes den Rückstellungsbetrag verringern würde.

Dazu ist anzumerken, dass das Risiko, Volumenkredite zu überschreiten, in dieser Phase als höchst unwahrscheinlich gilt, denn die Volumenkredite, die in der Vereinbarung festgelegt sind, beinhalten ein Eventualvolumen, das als Teil der Überprüfung der Rückstellung 2022 geschätzt wurde.

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 jährlich 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.

Am Ende der Betriebsdauer müssen die Kernkraftwerke über den Zeitraum stillgelegt werden, in dem man verbrauchten Kernbrennstoff aus dem Werk entfernt, bis der Standort außer Betrieb genommen und saniert ist.

Die Abbruchstrategie basiert auf dem Abbruch von Anlagen (i) gleich nach Abschaltung des Reaktors, (ii) in der Masse statt blockweise und (iii) komplett, so dass die Fläche danach bis zur grünen Wiese zurückgebaut wird.

Bis 31. Dezember 2022 beinhalteten die Rückstellungen für den Abbruch Kosten für den Umgang mit Abbruchabfall der Klasse A - schwach- oder mittelaktiv und kurzlebig - und B - schwach- oder mittelaktiv und langlebig -, die aufgrund der von ONDRAF festgelegten Gebühr gebildet und im Mai 2022 vom Aufsichtsrat genehmigt wurden. Infolge der Vereinbarung ist nunmehr der Staat finanziell für das gesamte Abfallmanagement der Kategorien A und B verantwortlich, gemäß den vertraglich festgelegten Transferkriterien entsprechend konditioniert, als Gegenleistung für die Zahlung einer Entlastungspauschale wie unter Punkt 17.2.2 beschrieben. Die Gruppe überträgt diese Verbindlichkeit, wenn diese Vereinbarung Gesetzeskraft hat, in Höhe von insgesamt 1 Mrd. €2022 für Abfall der Kategorie B, und wenn die Blöcke mit der verlängerten Betriebsdauer Ende 2025 wieder in Betrieb gehen, in Höhe von insgesamt 3,5 Mrd. €2022 für Abfall der Kategorie A.

Die Gruppe bleibt nur für die endgültige Stilllegung und den Abbruch verantwortlich, einschließlich der Konditionierung des Abfalls der Kategorie A und B aus diesen Arbeiten, wie in den vereinbarten Transferkriterien festgelegt. Per 31. Dezember 2023 werden Rückstellungen für den Abbruch von kerntechnischen Anlagen wie folgt berechnet:

―	Der Beginn der technischen Abschaltmaßnahmen hängt von dem betreffenden Block und dem zeitlichen Anfall der Arbeiten für den Kernreaktor als Ganzem ab. Nach den Abschaltmaßnahmen beginnen sofort die Abbrucharbeiten;
―	Das akzeptierte Szenario beruht auf einem Abbruchprogramm und Zeitplänen, die die Atomsicherheitsbehörden genehmigen müssen. Die Sicherheitsbedingungen für die Abschaltphasen sind mit der belgischen Atomaufsichtsbehörde (AFCN) für die Reaktoren Doel 3 und Tihange 2 abgestimmt worden, die bereits stillgelegt sind. Die Sicherheitsvorschriften für die Abbruchphase stehen noch nicht fest. 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 Klasse A - schwachoder mittelaktiv und kurzlebig - und B - schwach- oder mittelaktiv und langlebig - hängen von der Gebühr der ONDRAF ab, wie im Mai 2022 vom Aufsichtsrat genehmigt;
―	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 %).

Die Verlängerung der Betriebsdauer von Doel 4 und Tihange 3 um 10 Jahre laut Vereinbarung "deoptimiert" den systematischen Abbruch der verschiedenen Reaktoren. Vom Staat wird erwartet, dass er die damit verbundenen zusätzlichen Rückstellungen bildet, die man derzeit auf 500 Mio. € bis 600 Mio. € schätzt. In Erwartung einer Vereinbarung über den genauen Betrag unter der Aufsicht der CNP ist diese zusätzliche Verbindlichkeit, die der belgische Staat bei Abschluss als Pauschale zahlt, nicht in den Jahresabschluss aufgenommen. Übernimmt der Staat die zusätzlichen Kosten nicht vollständig, muss die Gruppe möglicherweise einen Teil dieser zusätzlichen Verbindlichkeit tragen.

Schließlich bildet die Gruppe Rückstellungen für die Kosten der endgültigen Abschaltphase ihrer Entnahmerechte an Tricastin und Chooz B sowie für die Abbruchdauer, die zur Stilllegung und Sanierung des Standorts Chooz B führen, wie in den entsprechenden Vereinbarungen mit EDF vorgesehen. Sie basieren auf Rückstellungen für belgische Vermögenswerte, die denen dieser Kraftwerke am meisten ähneln, und werden entsprechend den Überprüfungen durch die CNP aktualisiert.

Empfindlichkeit

Mit Blick auf die Vereinbarung bleibt die Gruppe nur für die Stilllegung und den Abbruch verantwortlich, einschließlich der Konditionierung des radioaktiven Abfalls aus diesen Arbeiten, wie in den vertraglich vereinbarten Transferkriterien festgelegt. Die verbleibende Verbindlichkeit der Gruppe wird im Gesetzentwurf über die Vereinbarung auf 6,7 Mrd. €2022 geschätzt.

―	Eine Änderung der Stilllegungskosten für die Einheiten um 10 % hätte eine Änderung der Rückstellungen von ca. 200 Mio. € zur Folge;
―	Eine Änderung der Abbruchkosten für die Einheiten um 10 % hätte eine Änderung der Kernenergierückstellungen von ca. 400 Mio. € zur Folge;
―	Eine Änderung des Abzinsungssatzes um 25 Basispunkte würde eine Anpassung der Rückstellungen um etwa 170 Mio. € mit sich bringen. Eine Senkung des Abzinsungssatzes würde zu einer Zunahme offener Rückstellungen führen, während eine Erhöhung des Abzinsungssatzes 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

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 von verbrauchtem Kernbrennstoff 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 erfüllen.

Die Summe ausstehender Darlehen zwischen Synatom und Kernkraftwerksbetreibern, die den Gegenwert der Rückstellungen für das Management von verbrauchtem Kernbrennstoff darstellen, wird Synatom bis 31. Dezember 2025 erstattet. Electrabel erhält den Gegenwert der Rückstellungen für den Abbruch bis 30. September 2031 zurück.

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.

Synatom investierte 2023 gerade über 3 Mrd. € in diese Anlagen. Synatom hat das Ziel für die Investition in diese Anlagen angesichts der Vereinbarung angepasst. Das Ziel ist:

―	bezogen auf den bei Abschluss zu liquidierenden Teil den Wert des Basiswerts durch Investition vorrangig in Geldmarktinstrumente zu erhalten, die eine Rendite erbringen, die mindestens so hoch wie die Indexierung der mit 3 % angesetzten Gebühren ist;
―	bezogen auf die Investitionen zur Deckung der verbleibenden Verbindlichkeiten der Gruppe eine hinreichende Rendite bei akzeptablem Risiko zu sichern, um die Abbruchkosten und die Kosten für die Lagerung von radioaktivem spaltbarem Material zu decken, und das unter der Bedingung von Diversifizierung, Risikominimierung und Verfügbarkeit, wie im Gesetz vom 12. Juli 2022 vorgeschrieben.

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 Risikokontrolle beaufsichtigt der Investitionsausschuss Investitionsentscheidungen in den Händen eines Teams, an dessen Spitze ein Investment Director steht.

Die finanziellen Vermögenswerte zur Deckung der Rückstellungen für Kernenergie hatten am 31. Dezember 2023 einen Wert von 9.984 Mio. €, die Rendite lag für das Jahr bei 5,01 %. Nach einem Jahr des Abwärtstrends in der Volatilität der globalen Aktien- und Anleihenmärkte war das Jahr 2023 durch eine schrittweise Neuausrichtung des Portfolios auf sich erholende Märkte gekennzeichnet. Diese Neuausrichtung stockte jedoch, weil die Regierung als Teil der Vereinbarung verlangte, dass die im Zusammenhang mit den Kosten für die Aufbereitung des radioaktiven Abfalls festgelegten Gebühren bar und nicht mit speziellen Vermögenswerten bezahlt werden.

17.2.4.1 Bewertung finanzieller Vermögenswerte 2023

Kredite an konzernfremde Unternehmen und sonstige Bareinlagen:

In Millionen Euro	31. Dez. 2023	31. Dez. 2022
Kredite an Dritte	3	5
Kredit an Sibelga	3	5
Sonstige Kredite und Forderungen, zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet	3.777	2.270
Schuldinstrumente - verfügungsbeschränkte OGAW-Gelder	3.777	2.270
Summe Kredite und Forderungen, zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet	3.780	2.276
Eigenkapital- und Schuldinstrumente, zum beizulegenden Zeitwert bewertet	1.640	863
Eigenkapitalinstrumente, bewertet zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis	25	24
Eigenkapitalinstrumente, erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet	1.665	887
Schuldinstrumente, zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis bewertet	1.873	2.418
Schuldinstrumente, erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet	2.663	933
Schuldinstrumente, bewertet zum beizulegenden Zeitwert	4.536	3.350
Summe Eigenkapital- und Schuldinstrumente, zum beizulegenden Zeitwert bewertet	6.201	4.237
Derivative Instrumente	3	113
SUMME(1)	9.984	6.626

(1) Ohne Uranvorräte im Wert von 307 Mio. € am 31. Dezember 2023 (308 Mio. € am 31. Dezember 2022).

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. 2023	31. Dez. 2022
---	---	---
Eigenkapitalinstrumente, bewertet zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis	88	(157)
Schuldinstrumente, zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis bewertet	(101)	(282)
Schuldinstrumente, erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet	122	(52)
SUMME	108	(491)

Der aus diesen Vermögenswerten für die Periode generierte Nettoverlust betrug 2023 184 Mio. € (2022 lag der Verlust bei 217 Mio. €).

	Auswirkungen auf die Rendite gebundener finanzieller Vermögenswerte
In Millionen Euro	31. Dez. 2023	31. Dez. 2022
---	---	---
Veräußerungserlöse	(312)	14
Rendite auf Vermögenswerte	71	66
Änderung des beizulegenden Zeitwerts von Derivaten, die nicht als Sicherung designiert sind	(108)	(15)
Erfolgswirksame Änderung des beizulegenden Zeitwerts gebundener Vermögenswerte	167	(282)
SUMME	(184)	(217)

17.3 Abbruch von nicht mit Kernenergie arbeitenden Anlagen und Flächensanierung

17.3.1 Abbruchverpflichtungen für nicht mit Kernenergie arbeitende 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. Das wichtigste Problem 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 prospektive 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 diese Perspektive 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 2024 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 in die langfristige Planung für Energie (PPE 2024 - 2033) aufgenommen werden muss, die alle in der ersten Hälfte 2024 zu verabschieden sind. Somit geht der nächsten 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 kombiniert die Gruppe in ihrem langfristigen Szenario, mit dem sie ihre Strategie umsetzt, 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 Speicherstätten hauptsächlich in Frankreich und Deutschland, für die sich die Rückstellungen für den Abbruch am 31. Dezember 2023 auf 326 Mio. € und am 31. Dezember 2022 auf 359 Mio. € beliefen.

In Anbetracht des zeitlichen Horizonts und der Entwicklungen der staatlichen Politik in Frankreich und Europa beurteilt die Gruppe weiterhin das langfristige Szenario, das sie in die Lage versetzt, bis 2050 regulär klimaneutral zu werden. Diese Einschätzungen werden mit einer Überprüfung der Bewertung von Rückstellungen für den 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 2023 belief sich der Anteil der Gruppe (72 %) an der Rückstellung für die Verpflichtung zu Abbruch und Flächensanierung des Tagebaus auf 280 Mio. € gegenüber 220 Mio. € am 31. Dezember 2022. Die Aktualisierung bestimmter Angaben für die Rückstellung führten zu einer Erhöhung von etwa 90 Mio. €.

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. Die derzeitigen regulatorischen Verpflichtungen werden wahrscheinlich während der Projektdauer überarbeitet, was sich bei den Rückstellungen bemerkbar machen könnte.

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 von Kerngrößen zu berücksichtigen.

17.4 Sonstige Erfolgsunsicherheiten

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 Höchstgrenze für 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, GRTgaz, 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.

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. Seit 1. September 2023 ist der EGI-Sonderpensionsplan für neue Mitarbeiter geschlossen.

Pensionsleistungsverpflichtungen und sonstige "mutualisierte" Verpflichtungen werden von der CNIEG bewertet.

Per 31. Dezember 2023 belief sich der Anwartschaftsbarwert für den Sonderpensionsplan der Unternehmen des EGI-Sektors auf 2,73 Mrd. €. Die Dauer der Pensionsleistungsverpflichtung aus dem EGI-Pensionsplan beträgt 19 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 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 aufgelegt 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.

Am 31. Dezember 2023 belief sich die versicherungsmathematische "Pensions"-Verbindlichkeit aus diesen Plänen auf 1,22 Mrd. €. Die durchschnittliche Dauer dieser Pläne liegt bei neun Jahren.

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). 2023 lag die Mindestrendite bei 1,75 %.

Die Aufwendung für diese beitragsorientierten Pläne war 2023 mit 42 Mio. € 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 und Belgiens 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,
―	Prämien für Betriebszugehörigkeit.

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 an gegenwärtige und frühere Beschäftigte nach dem Renteneintritt wird als Differenz zwischen dem Energieverkaufspreis und Mitarbeitern gewährten Vorzugstarifen bewertet.

Die für ermäßigte Energiepreise gebildete Rückstellung belief sich am 31. Dezember 2023 auf 2,97 Mrd. €. Die Dauer der Verpflichtung beträgt 19 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 Arbeitsverhältnisses (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 entsteht die in der Bilanz dargestellte Information über Verpflichtungen zu 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 2022	(4.471)	316	208
Wechselkursdifferenzen	6	1	-
Änderungen des Konsolidierungskreises und sonstige	(3)	3	25
Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	(645)	44	-
Periodenbezogener Pensionsaufwand	(403)	(89)	9
Gezahlte Beiträge/Leistungen	308	14	1
PER 31. DEZEMBER 2023	(5.208)	289	244

Planvermögen und Erstattungsansprüche erscheinen in der Bilanz unter "Sonstige langfristige Vermögenswerte" oder "Sonstige kurzfristige Vermögenswerte".

Die für die Periode angesetzten Kosten beliefen sich für 2023 auf 492 Mio. € (2022: 354 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 97 % der Nettoverpflichtung der Gruppe per 31. Dezember 2023 aus (am 31. Dezember 2022 waren es 98 %).

Kumulierte im Eigenkapital angesetzte versicherungsmathematische Gewinne und Verluste beliefen sich per 31. Dezember 2023 auf 1.979 Mio. € gegenüber 1.400 Mio. € am 31. Dezember 2022.

Die in der Periode entstandenen versicherungsmathematischen Nettodifferenzen, die in der Gesamtergebnisrechnung in einer separaten Zeile stehen, stellten einen versicherungsmathematischen Nettoverlust von 601 Mio. € für 2023 und einen Gewinn von 2.774 Mio. € für 2022 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. 2023
In Millionen Euro	Pensionsleistungsverpflichtungen(1)	Sonstige Leistungsverpflichtungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses(2)	Langfristige Leistungsverpflichtungen(3)	Summe
---	---	---	---	---
A - ÄNDERUNG DES ANWARTSCHAFTSBARWERTS
Anwartschaftsbarwert per 1. Januar	(5.565)	(3.308)	(395)	(9.268)
Dienstzeitaufwand	(168)	(48)	(33)	(248)
Zinsaufwand	(245)	(123)	(16)	(384)
Gezahlte Beiträge	(9)			(9)
Änderungen	(82)	27	(1)	(56)
Änderungen des Konsolidierungskreises	-	-	-	-
Plankürzungen/Abgeltungen	8	5	1	14
Finanzielle versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	(163)	(233)	(33)	(430)
Demografische versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	(110)	25		(85)
Gezahlte Leistungen	378	127	43	549
Sonstige (davon Umrechnungsdifferenzen)	(11)	-	(1)	(11)
Anwartschaftsbarwert per 31. Dezember	(5.966)	(3.529)	(433)	(9.928)
B - ÄNDERUNG DES BEIZULEGENDEN ZEITWERTS VON PLANVERMÖGEN
Beizulegender Zeitwert von Planvermögen am 1. Januar	5.181	-	-	5.181
Zinsertrag auf Planvermögen	214	-	-	214
Finanzielle versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	(119)	-	-	(119)
Vereinnahmte Beiträge	91	-	-	91
Änderungen des Konsolidierungskreises	-	-	-	-
Abgeltungen	-	-	-	-
Gezahlte Leistungen	(308)	-	-	(308)
Sonstige (davon Umrechnungsdifferenzen)	9	-	-	9
Beizulegender Zeitwert von Planvermögen am 31. Dezember B	5.067	-	-	5.067
C - FINANZIERUNGSSTATUS A+B	(899)	(3.529)	(433)	(4.861)
Höchstgrenze	(58)			(58)
Nettoleistungsverpflichtung	(957)	(3.529)	(433)	(4.919)
ABGEGRENZTE VORSORGEVERPFLICHTUNGEN	(1.246)	(3.529)	(433)	(5.208)
VORAUSGEZAHLTE VORSORGEAUFWENDUNGEN	289	-	-	289

	31. Dez. 2022
In Millionen Euro	Pensionsleistungsverpflichtungen(1)	Sonstige Leistungsverpflichtungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses(2)
---	---	---
A - ÄNDERUNG DES ANWARTSCHAFTSBARWERTS
Anwartschaftsbarwert per 1. Januar	(7.566)	(4.649)
Dienstzeitaufwand	(229)	(97)
Zinsaufwand	(124)	(60)
Gezahlte Beiträge	(8)	-
Änderungen	-	-
Änderungen des Konsolidierungskreises	10	2
Plankürzungen/Abgeltungen	(87)	-
Finanzielle versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	2.118	1.390
Demografische versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	8	(4)
Gezahlte Leistungen	346	110
Sonstige (davon Umrechnungsdifferenzen)	(33)	-
Anwartschaftsbarwert per 31. Dezember	(5.565)	(3.308)
B - ÄNDERUNG DES BEIZULEGENDEN ZEITWERTS VON PLANVERMÖGEN
Beizulegender Zeitwert von Planvermögen am 1. Januar	5.843	-
Zinsertrag auf Planvermögen	97	-
Finanzielle versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	(739)	-
Vereinnahmte Beiträge	133	-
Änderungen des Konsolidierungskreises	3	-
Abgeltungen	81	-
Gezahlte Leistungen	(260)	-
Sonstige (davon Umrechnungsdifferenzen)	22	-
Beizulegender Zeitwert von Planvermögen am 31. Dezember B	5.181	-
C - FINANZIERUNGSSTATUS A+B	(384)	(3.308)
Höchstgrenze	(68)	-
Nettoleistungsverpflichtung	(452)	(3.308)
ABGEGRENZTE VORSORGEVERPFLICHTUNGEN	(768)	(3.308)
VORAUSGEZAHLTE VORSORGEAUFWENDUNGEN	316	-

	31. Dez. 2022
In Millionen Euro	Langfristige Leistungsverpflichtungen(3)	Summe
---	---	---
A - ÄNDERUNG DES ANWARTSCHAFTSBARWERTS
Anwartschaftsbarwert per 1. Januar	(499)	(12.715)
Dienstzeitaufwand	(45)	(372)
Zinsaufwand	(6)	(190)
Gezahlte Beiträge	-	(8)
Änderungen	-	-
Änderungen des Konsolidierungskreises	-	12
Plankürzungen/Abgeltungen	-	(87)
Finanzielle versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	81	3.590
Demografische versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	34	39
Gezahlte Leistungen	39	495
Sonstige (davon Umrechnungsdifferenzen)	(1)	(34)
Anwartschaftsbarwert per 31. Dezember	(395)	(9.268)
B - ÄNDERUNG DES BEIZULEGENDEN ZEITWERTS VON PLANVERMÖGEN
Beizulegender Zeitwert von Planvermögen am 1. Januar	-	5.843
Zinsertrag auf Planvermögen	-	97
Finanzielle versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	-	(739)
Vereinnahmte Beiträge	-	133
Änderungen des Konsolidierungskreises	-	3
Abgeltungen	-	81
Gezahlte Leistungen	-	(260)
Sonstige (davon Umrechnungsdifferenzen)	-	22
Beizulegender Zeitwert von Planvermögen am 31. Dezember B	-	5.181
C - FINANZIERUNGSSTATUS A+B	(395)	(4.087)
Höchstgrenze	-	(68)
Nettoleistungsverpflichtung	(395)	(4.155)
ABGEGRENZTE VORSORGEVERPFLICHTUNGEN	(395)	(4.471)
VORAUSGEZAHLTE VORSORGEAUFWENDUNGEN	-	316

(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 2023 und 2022 beendeten Jahre angesetzten periodenbezogenen Nettoaufwendungen gliedern sich wie folgt:

In Millionen Euro	31. Dez. 2023	31. Dez. 2022
Laufender Dienstzeitaufwand	248	372
Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste(1)	32	(116)
Gewinne oder Verluste bei Kürzungen, Beendigungen und Abgeltungen von Pensionsplänen(2)	42	6
Bilanzierte Summe im kurzfristigen Betriebsergebnis, einschließlich operativer Marktbewertung, und Anteil am Jahresüberschuss von Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden	322	261
Nettozinsaufwand	170	93
In den Nettofinanzerträgen/(-aufwendungen) bilanzierte Summe	170	93
SUMME	492	354

(1) bei der langfristigen Leistungsverpflichtung.

(2) einschließlich einer Auswirkung der Rentenreform 2023 von 56 Mio. € auf den EGI-Plan.

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 FondsManagements. Wird Planvermögen für französische Unternehmen in ein Versicherungsunternehmen investiert, verwaltet es das InvestmentPortfolio 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	Höchstgrenze	Summe Nettoverpflichtung
Pläne mit Unterdeckung	(4.063)	3.382	(56)	(737)
Pläne mit Überdeckung	(1.365)	1.686	(2)	319
Nicht finanzierte Pläne	(4.501)	-	-	(4.501)
PER 31. DEZEMBER 2023	(9.929)	5.068	(58)	(4.919)
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)

Zuordnung von Planvermögen nach Hauptvermögenswertkategorie:

In %	31. Dez. 2023	31. Dez. 2022
Kapitalbeteiligungen	26	27
Investitionen in Staatsanleihen	26	25
Investitionen in Unternehmensanleihen	33	35
Geldmarktwertpapiere	4	4
Immobilien	3	2
Sonstige Vermögenswerte	8	8
SUMME	100	100

Alle Planvermögenswerte waren am 31. Dezember 2023 in einem aktiven Markt notiert.

Die effektive Rendite auf Vermögenswerte der EGI-Unternehmen lag 2023 bei positiven 7,7 %.

2023 betrug die effektive Rendite auf Planvermögen belgischer Unternehmen etwa positive 6,9 % bei der Versicherung der Gruppe und positive 9,3 % bei Pensionsfonds.

Zuordnung von Planvermögenskategorien nach geografischem Gebiet der Investition:

In %	Europa	Nordamerika	Lateinamerika	Asien - Ozeanien	Rest der Welt	Summe
Kapitalbeteiligungen	45	34	7	12	2	100
Investitionen in Staatsanleihen	74	3	19	1	3	100
Investitionen in Unternehmensanleihen	64	27	1	5	4	100
Geldmarktwertpapiere	29	-	3	-	68	100
Immobilien	68	3	5	-	24	100
Sonstige Vermögenswerte	10	-	-	-	89	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 Leistungsverpflichtungen
		2023	2022	2023	2022	2023
---	---	---	---	---	---	---
Abzinsungssatz
	Eurozone	3,5%	3,8 %	3,5 %	3,8 %	3,5 %
	UK-Zone	5,2%	4,1 %	-	-	-
Inflationsrate
	Eurozone	2,0%	2,1 %	2,0 %	2,1 %	2,0 %
	UK-Zone	3,5%	3,9 %	-	-	-

		Langfristige Leistungsverpflichtungen	Summe Leistungsverpflichtungen
		2022	2023	2022
---	---	---	---	---
Abzinsungssatz
	Eurozone	3,8 %	3,5 %	3,8 %
	UK-Zone	-	-	-
Inflationsrate
	Eurozone	2,1 %	2,0 %	2,1 %
	UK-Zone	-	-	-

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 13 % beim Anwartschaftsbarwert führen.

18.3.6 Für leistungsorientierte Pensionspläne 2024 zu zahlende geschätzte Arbeitgeberbeiträge

Die Gruppe erwartet, 2024 etwa 207 Mio. € als Beiträge in ihre leistungsorientierten Pensionspläne einzuzahlen, einschließlich 103 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

2023 erfasste die Gruppe einen Aufwand von 92 Mio. € für Beträge, die in die beitragsorientierten Pläne der Gruppe eingezahlt wurden, davon 8 Mio. € für gemeinschaftliche Pläne mehrerer Arbeitgeber in den Niederlanden (im Vergleich zu 91 Mio. € 2022, davon 9 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. 2023	31. Dez. 2022
---	---	---
Ausgaben von Mitarbeiteraktien(1)	1	(49)
Bonus-/Performance-Aktienprogramme(2) (3)	(46)	(40)
Pläne sonstiger Unternehmen der Gruppe	-	(3)
SUMME	(45)	(92)

(1) Einschließlich Share Appreciation Rights, die in bestimmten Ländern im Rahmen der Ausgaben von Mitarbeiteraktien aufgelegt wurden.

(2) Aufgrund der überprüften Leistungsbedingungen hat man die Aufwendungen 2023 nicht angepasst (2022 wurde ein zusätzlicher Aufwand von 4,2 Mio. € angesetzt).

(3) Aufgrund der überprüften fortbestehenden Beschäftigung hat man die Aufwendungen 2023 nicht angepasst (2022 wurde eine Auflösung von 9,8 Mio. € angesetzt).

19.1 Performance Shares

19.1.1 Neuzuteilungen 2023

2023 wurden weder dem Geschäftsführenden Vorstand noch dem Senior Management Performance Shares gewährt.

19.1.2 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 sie nicht vollständig erfüllt, reduziert sich die Zahl der den Mitarbeitern gewährten Bonusaktien gemäß den Festlegungen in den Plänen, was zu einer Senkung des Gesamtaufwands führt, der nach IFRS 2 für die Pläne ausgewiesen wird. Leistungsbedingungen werden am Ende jeder Berichtsperiode überprüft.

ANHANG 20 Geschäfte zwischen 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 sich ganz oder teilweise im Besitz des französischen Staats befinden

20.1.1 Beziehungen zum französischen Staat

Der französische Staat war am 31. Dezember 2023 mit 23,64 % - unverändert gegenüber dem Vorjahr - an der Gruppe beteiligt. Damit hat er Anspruch auf drei von vierzehn 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 33,80 % der theoretischen Stimmrechte (33,95 % der ausübbaren Stimmrechte) gegenüber 33,56 % Ende 2022.

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 private Verbraucher und Kleinunternehmen ein. Die regulierten Gaspreise sind am 1. Juli 2023 ausgelaufen.

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 im Verteilungsgeschäft regelt. Das Gesetz vom 7. Dezember 2006 über den Energiesektor organisierte das Verteilungsnetz für Erdgas und Strom neu. Enedis SA als Tochterunternehmen der EDF SA und GRDF SA als 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.

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, die unter den EGI-Sonderpensionsplan fallen, und für die Beschäftigten von EDF und nicht verstaatlichten Unternehmen (Entreprises Non Nationalisées - ENN) regelt, sind in Anhang 18 "Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstige langfristige Leistungen" beschrieben.

ANHANG 21 Vergütung von Führungskräften

Die im Folgenden dargestellte Vergütung von Führungskräften umfasst die Vergütung für den Geschäftsführenden Vorstand und den Aufsichtsrat der Gruppe.

Am 31. Dezember 2023 gehörten dem Geschäftsführenden Vorstand zehn Mitglieder an, wie auch am 31. Dezember 2022.

Ihre Vergütung gliedert sich wie folgt:

In Millionen Euro	31. Dez. 2023	31. Dez. 2022
Kurzfristige Leistungen	23	34
Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses	-	-
Anteilsbasierte Vergütungen	4	4
Leistungen bei Beendigung des Arbeitsverhältnisses	-	-
SUMME	27	37

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 in der Konzernbilanz separat 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 dieser 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.

Eingekaufter Kernbrennstoff verbraucht sich über eine Reihe von Jahren im Prozess der Stromerzeugung. Der Verbrauch dieses Kernbrennstoffvorrats wird auf der Grundlage von Schätzungen der erzeugten Strommenge je Brennstoffeinheit 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. 2023	Änderung des Working- Capital-Bedarfs per 31. Dez. 2022
Vorräte	3.003	(2.115)
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen, netto	12.507	(11.614)
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten, netto	(13.554)	8.521
Steuer- und arbeitnehmerbezogene Forderungen/Verbindlichkeiten	(325)	1.545
Einschussforderungen und derivative Instrumente, die Commodities in Verbindung mit Handelstätigkeit sichern	(1.113)	199
Sonstige	(120)	1.040
SUMME	397	(2.424)

22.2 Vorräte

In Millionen Euro	31. Dez. 2023	31. Dez. 2022
Vorräte an Erdgas, netto	2.218	4.628
Uranbestände(1)	307	308
CO2 -Emissionszertifikate, grüne Zertifikate und Energiesparzertifikate, netto	1.535	1.788
Rohstoffvorräte, ohne Gas, und sonstige Bestände, netto	1.283	1.420
SUMME	5.343	8.145

(1) Diese Uranbestände decken finanzielle Sicherungsinstrumente und stellten am 31. Dezember 2023 einen Negativbetrag von 1 Mio. € dar.

22.3 Sonstige Vermögenswerte und sonstige Verbindlichkeiten

	31. Dez. 2023				31. Dez. 2022
	Vermögenswerte		Verbindlichkeiten		Vermögenswerte
---	---	---	---	---	---	---
In Millionen Euro	Langfristig	Kurzfristig	Langfristig	Kurzfristig	Langfristig	Kurzfristig
---	---	---	---	---	---	---
Sonstige Vermögenswerte und Verbindlichkeiten	990	13.424	(3.614)	(18.118)	766	18.294
zu vereinnahmende Steuern/Steuerverbindlichkeiten	-	9.420	-	(10.415)	-	14.647
arbeitnehmerbezogene Forderungen/Verbindlichkeiten	531	16	(2)	(2.503)	523	22
Dividendenansprüche/-verbindlichkeiten	-	127	-	(20)	-	12
Sonstige	459	3.845	(3.613)	(5.178)	243	3.614

	31. Dez. 2022
	Verbindlichkeiten
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In Millionen Euro	Langfristig	Kurzfristig
---	---	---
Sonstige Vermögenswerte und Verbindlichkeiten	(3.646)	(23.583)
zu vereinnahmende Steuern/Steuerverbindlichkeiten	-	(16.863)
arbeitnehmerbezogene Forderungen/Verbindlichkeiten	(2)	(2.479)
Dividendenansprüche/-verbindlichkeiten	-	(23)
Sonstige	(3.644)	(4.218)

Am 31. Dezember 2023 gehörte zu den sonstigen langfristigen Vermögenswerten eine Forderung an EDF Belgien bezüglich Kernenergierückstellungen von 654 Mio. € (31. Dezember 2022: 162 Mio. €).

Unter die sonstigen Verbindlichkeiten fallen Investitionen von 2.140 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 2022: 1.981 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 bzw. 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 Geist und Buchstaben 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 wurden eingestellt. Der mexikanische Präsident hat auch einen Entwurf für eine Verfassungsänderung vorgelegt, die den regulatorischen Rahmen für die Strombranche grundlegend ändern würde. Der Kongress hat die von der Regierung vorgeschlagenen Verfassungsänderungen jedoch abgelehnt, somit gilt das bestehende Recht weiter.

23.2 Energy Solutions

23.2.1 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 2024 sein.

23.2.2 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 (zu denen Consorzio Innova gehört, dessen Rechtsmittel ENGIE Servizi SpA und ENGIE ESI betreffen) haben am 13. Juni 2022 vor dem Verwaltungsgericht selbst speziell den Beschluss des Verwaltungsgerichts angefochten. Diese Berufung hat keine aufschiebende Wirkung. Dieselben Unternehmen haben am 11. Juli 2022 auch vor dem Obersten Gerichtshof eine weitere Berufung eingelegt, um die Ablehnung durch das Verwaltungsgericht anzufechten. Nachdem Consorzio Innova die Berufung vor dem Obersten Gerichtshof zurückgezogen hat, endete das Verfahren am 4. April 2023. Am 21. Juli 2023 wies das italienische Verwaltungsgericht die Berufung von Consorzio Innova ab. Damit bekräftigte das italienische Verwaltungsgericht seine frühere Entscheidung und blieb bei der Aufhebung der Entscheidung der Behörde zu ENGIE Servizi SpA und ENGIE ESI durch das RAC Lazio. Das Verfahren ist endgültig beendet.

23.2.3 Italien - Manitalidea

2012 bildete ENGIE Servizi eine Bietergemeinschaft ("associazione temporanea di imprese" - "ATI") mit Manitalidea, um bei 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.

Das Verfahren ist noch anhängig.

23.3 Retail

23.3.1 Peru - Antamina

Nach einer Ausschreibung für den Kauf von jährlich 170 MW für den Zeitraum 2015 bis 2032 schloss ENGIE Energía Perú SA 2012 eine langfristige Gasbezugsvereinbarung mit der peruanischen Bergbaugesellschaft Antamina (die "Vereinbarung").

2021 hat Antamina aber das gleiche Jahresvolumen erneut ausgeschrieben und drei Bezugsvereinbarungen mit drei neuen Lieferanten über den Zeitraum von Januar 2022 bis Juni 2024 geschlossen. Das stellte die Exklusivität in Frage, von der ENGIE Energía Perú SA angenommen hatte, dass sie bis 2032 vertraglich garantiert sei. Nach Unterzeichnung dieser neuen Vereinbarungen teilte Antamina den Gasbezug zwischen ENGIE und den drei anderen Parteien auf und weigerte sich ab Januar 2022, ausschließlich von ENGIE die vertraglich vereinbarten Gasmengen zu akzeptieren und somit die entsprechenden Rechnungen zu bezahlen (ca. 50 % des monatlichen Bedarfs von Antamina).

Am 26. April 2022 verklagte ENGIE Energía Perú S.A. Antamina in einem Schiedsverfahren auf Anerkennung der Ausschließlichkeit der Vereinbarung und der Pflicht von Antamina, von Beginn der Vereinbarung (Januar 2015) bis zum Schlusstag (Dezember 2032) nur Gaslieferungen von ENGIE bis zu den vertraglich vereinbarten 170 MW 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 Energía Perú SA die Klagebegründung eingereicht. Das Verfahren läuft, der Spruch wird für Mai 2024 erwartet.

23.3.2 GEMS

Anfang des vierten Quartals 2022 leitete ENGIE ein Schiedsverfahren gegen Gazprom Export LLC ein, um insbesondere (i) die Anerkennung der Nichterfüllung der Gaslieferverpflichtungen aus den langfristigen Gasbezugsvereinbarungen von Gazprom Export LLC ENGIE gegenüber und (ii) die Zahlung der Vertragsstrafen sowie einen Schadensausgleich wegen Nichterfüllung von Gazprom Export LLC zu erreichen.

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.

23.3.3 Chile - TotalEnergies

Am 3. Januar 2023 strengte ENGIE Energía 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. Das Verfahren läuft noch.

23.4 FlexGen

23.4.1 Italien - Vado Ligure

Am 11. März 2014 beschlagnahmte und schloss das Gericht in Savona die kohlebefeuerten 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 zog sich bis 2023, um die Haftung des früheren Vorstands und des Managements festzustellen. Dritte, zu denen auch das italienische Umweltschutzministerium und das Gesundheitsministerium gehörten, traten dem Verfahren bei, um Schadenersatz zu fordern. Am 3. Oktober 2023 sprach das Gericht von Savona alle 26 Geschäftsführer und Manager in allen Anklagepunkten frei. Auch die Tochtergesellschaft, an der ENGIE mit 50 % beteiligt ist, wurde freigesprochen. Die Entscheidung wurde im Januar 2024 verkündet. Im Februar 2024 hat die Staatsanwaltschaft Berufung eingelegt.

23.4.2 Brasilien - Klage gegen Umsatzsteuerberichtigungen

ENGIE Brasil Energia SA erhielt für die Geschäftsjahre 2014, 2015, 2016 und 2018 eine nachträgliche Steuerveranlagung für die bundesstaatlichen Mehrwertsteuern (PIS- und COFINS) aufgrund von Erstattungen für Brennstoffe zur Stromerzeugung in Wärmekraftwerken.

Es geht um den Betrag von insgesamt 693,6 Mio. brasilianische Real, einschließlich einer Hauptforderung von 258,9 Mio.

Das Unternehmen ficht diese nachträglichen Veranlagungen an und hat auf dem Verwaltungsweg Beschwerde eingelegt. Die Verwaltungsbeschwerden bezüglich der Geschäftsjahre 2014, 2015 und 2016 wurden abgewiesen. Das Unternehmen begann eine Erörterung vor Gericht. Die Verwaltungsbeschwerde für 2018 wird geprüft. Hat diese Verwaltungsbeschwerde keinen Erfolg, könnte dieser Fall auch vor ein ordentliches Gericht gebracht werden.

2023 sah sich Diamante Geraçao de Energia (zu der Zeit beherrscht von ENGIE Brasil Energia SA und Eigentümer der Wärmekraftwerke) ebenfalls Nachforderungen wegen der steuerlichen Behandlung vergleichbarer Erstattungen für Brennstoff gegenüber. Die Nachforderungen bezogen sich sowohl auf die Steuern PIS und COFINS (Geschäftsjahre 2019 und 2020) als auch auf die Körperschaftsteuer (Geschäftsjahr 2018). Es geht um den Betrag von insgesamt 542 Mio. brasilianische Real, einschließlich einer Hauptforderung von 260,5 Mio. Wenngleich die ENGIE Brasil Energia SA das Unternehmen 2021 verkauft hat, haftet sie doch gemäß der Gewährleistung des Verkäufers finanziell für die Jahre vor dem Verkauf. Das Unternehmen ficht diese Nachforderungen an und hat Verwaltungsbeschwerde eingelegt, die gegenwärtig geprüft wird und möglicherweise vor ein ordentliches Gericht geht.

23.4.3 Italien - Sondersteuer im Energiesektor

Im Dezember 2022 verklagte ENGIE die Steuerbehörden auf Erstattung der im Juli und November 2022 gezahlten Steuer von insgesamt über 308 Mio. € aufgrund zweier Gesetzesdekrete (Nr. 21 und 50/2022), 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 (EU-Recht). Im Dezember 2023 forderte das Mailänder Gericht erster Instanz das italienische Verfassungsgericht zu einem Urteil über die Verfassungsmäßigkeit der Steuer als Teil des von ENGIE angestrengten Verfahrens auf.

23.4.4 Flémalle - 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 Flémalle (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 einer Entschädigung für erlittenen Schaden ein.

SEPCO III reichte eine Gegenklage gegen Electrabel auf Schadenersatz für den angeblichen Verlust ein, den das Unternehmen wegen der Kündigung des Vertrags erlitten habe.

23.5 Nuclear

23.5.1 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 Anlagen 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 droht, und dann auch nur für den Zeitraum, der absolut notwendig ist, um diese Gefahr abzuwenden. In seinem Beschluss 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 erforderliche Umweltverträglichkeitsprüfung, einschließlich einer grenzüberschreitenden öffentlichen Anhörung, durchgeführt wurde.

Der belgische Staat hat die Umweltverträglichkeitsprüfung und die grenzüberschreitende öffentliche Anhörung 2021 durchgeführt. 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.

23.5.2 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 Antragsteller in dieser Sache zogen ihre Klage in der Hauptsache zurück. Im zweiten Fall in der Hauptsache wurde am 30. Juni 2023 ein Urteil gesprochen, das die beantragten Interimsmaßnahmen ablehnte, einschließlich des Antrags, Electrabel zu untersagen, im Zusammenhang mit der Stilllegung von Doel 3 und Tihange 2 unumkehrbar zu handeln. Der Fall wird in der Hauptforderung fortgeführt, ohne dass es zum jetzigen Zeitpunkt einen konkreten Zeitplan gäbe.

23.5.3 Einspruch gegen die Entscheidung der belgischen Regulierungsbehörde für Energie, das Gesetz vom 16. Dezember 2022 mit einer Obergrenze für Markterlöse von Stromproduzenten umzusetzen

Am 29. März 2023 legte Electrabel beim belgischen Marktgericht (Cour des Marchés) Einspruch gegen die Entscheidung der belgischen Regulierungsbehörde für Energie (CREG) ein, das Gesetz vom 16. Dezember 2022 mit einer Obergrenze für Markterlöse von Stromproduzenten umzusetzen. Electrabel reichte eine zweite Klage auf Aufhebung der Entscheidung dieser Regulierungsbehörde hinsichtlich der Einnahmen für 2023 beim selben Gericht ein.

Electrabel bestreitet die Rechtmäßigkeit dieser Erlösobergrenze und argumentiert, dass sie der EU-Verordnung, mit der sie eingeführt wurde, zuwiderlaufe, weil sie fälschlich Markterlöse ausgehend von Vermutungen und nicht auf der Grundlage tatsächlich vereinnahmter Erlöse festlege, wie es die Verordnung vorsieht, und weil sie rückwirkend ab 1. August 2022, also außerhalb des Zeitraums in der Verordnung, umgesetzt wird. Das Marktgericht verkündete sein Urteil im ersten Fall am 18. Oktober 2023 und befand, dass die Klage zulässig und prima facie begründet sei und verwies drei Fragen für ein Vorabentscheidungsverfahren an den Gerichtshof der Europäischen Union. Der zweite Fall wurde am 10. Januar 2024 verhandelt. Das am 31. Januar verkündete Urteil setzt die Entscheidung aus, bis der Gerichtshof der Europäischen Union im ersten Fall geurteilt hat.

Im Juni 2023 wurde auch Beschwerde beim Verfassungsgericht eingereicht.

Zusätzlich zu den beiden oben genannten Beschwerden wurde eine Forderung nach Erstattung der Steuer für 2022 geltend gemacht wie auch eine Beschwerde zur Aufhebung der Steuer beim Gericht erster Instanz eingereicht.

23.5.4 Schiedsverfahren zur Anwendung der Vereinbarungen zu Tihange 1 und Doel 1 und 2 nach Verabschiedung des Gesetzes vom 16. Dezember 2022, das eine Obergrenze für Markterlöse von Stromproduzenten einführt

Am 17. Oktober 2023 strengte Electrabel ein Schiedsverfahren gegen den belgischen Staat wegen Verletzung der Vereinbarungen an, die am 12. März 2014 zur Verlängerung der Betriebsdauer von Tihange 1 und am 30. November 2015 zur Verlängerung der Betriebsdauer von Doel 1 und Doel 2 unterzeichnet wurden. Insbesondere wegen der gezahlten Entgelte schlossen diese Vereinbarungen weitere Belastungen zugunsten des Staates (mit Ausnahme der allgemein geltenden Steuern) im Zusammenhang mit dem Eigentum an oder dem Betreiben von Tihange 1 oder Doel 1 und Doel 2, den Einnahmen, der Produktion oder Produktionskapazität dieser Werke oder ihrer Nutzung von Kernbrennstoff aus. Ausgehend von diesen Vereinbarungen fordert Electrabel die Erstattung der für 2022 gezahlten Steuer und der Abgabe für diese Werke für 2023.

23.6 Sonstige

23.6.1 Quellensteuer

In ihrer Steuernachforderung vom 22. Dezember 2008 beanstandeten die französischen Steuerbehörden die steuerliche Behandlung des regresslosen Verkaufs einer strittigen Quellensteuer(précompte)-Forderung durch SUEZ (heute ENGIE) als Dailly-Abtretung 2005 in Höhe von 995 Mio. € (die Forderung bezieht sich auf die précompte, die für die Steuerjahre 1999 - 2003 gezahlt wurde). Das Verwaltungsgericht Montreuil urteilte 2019 zugunsten von ENGIE, was die französischen Steuerbehörden veranlasste, gegen die Entscheidung vor dem Berufungsgericht Versailles Rechtsmittel einzulegen, das das frühere Gerichtsurteil 2021 aufhob. Am 14. April 2023 hob der Conseil d'État das Urteil des Gerichts auf, denn die abgetretene Forderung hätte als vorzeitige Rückzahlung einer nicht abzugsfähigen Steuer deklariert werden müssen, ungeachtet der Tatsache, dass der Staat die Rückzahlung durch die Bank, die die Forderung abgetreten hat, nicht genehmigt hatte und dass die Rückzahlung nur teilweise geleistet wurde. Der Conseil d'État verwies den Fall an das Verwaltungsberufungsgericht Versailles zurück, das auf der Grundlage eines Verfahrens urteilen möge, wonach die steuerliche Behandlung der strittigen Abtretung von Forderungen 2005 vom Ergebnis des précompte-Streits selbst abhängig sei. Das Urteil des Berufungsgerichts wird für 2024 erwartet.

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 der 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. Am 27. März 2023 wies der Conseil d'État die Beschwerde von ENGIE mit Blick auf die Entscheidung des Conseil Constitutionnel von Oktober 2022 ab. Am 30. Juni 2023 bestätigte der Conseil d'État den Urteilsspruch des Gerichts und wies den Einspruch des Ministers bezüglich der Forderung für 2002 ab. Entsprechend verwies er die Angelegenheit an das Verwaltungsberufungsgericht Versailles zurück und beauftragte es, die Höhe der précompte-Forderung für 2003 zu beziffern, die angesichts der verkündeten Urteile zu erstatten ist, und dabei die zuvor vom Gerichtshof der Europäischen Union und des Conseil Constitutionnel gefassten Beschlüsse zu berücksichtigen. Am 9. Januar 2024 bewertete das Gericht die Berechnung der erstattbaren précompte auf Vorschlag der Steuerbehörden, ohne auf die Argumente von ENGIE einzugehen. Letztere will Beschwerde vor dem Conseil d'État einlegen.

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 eines 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 die précompte verkündet, wie solche, die ENGIE betreffen. Am 10. Juli 2017 verwies die Europäische Kommission die Angelegenheit wegen der Nichteinhaltung durch Frankreich an den Gerichtshof der Europäischen Union. Am 4. Oktober 2018 entschied der Gerichtshof der Europäischen Union teilweise zugunsten der Europäischen Kommission. Danach muss Frankreich sein Vorgehen bei der Festlegung von précompte-Rückzahlungen für abgeschlossene und anhängige Gerichtsverfahren überprüfen. Wegen der parallel laufenden Streitverfahren auf der Grundlage der Richtlinie 90/435/EWG wurden bisher keine Klagen eingereicht.

23.6.2 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. Am 5. Dezember 2023 entschied das Gericht zugunsten des Staates Luxemburg und von ENGIE und hob sowohl das Urteil des Gerichts der ersten Instanz als auch die Entscheidung der Kommission aufgrund von Fehlern im Referenzrahmen auf. ENGIE forderte im Januar 2024 die 123 Millionen auf dem Treuhandkonto zurück und beendete somit den Rechtsstreit.

23.6.3 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 der UOKiK zur Offenlegung von Unterlagen 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. Am 7. November 2023 setzte das Gericht die Strafe auf etwa 100.000 € herab. Die UOKiK hat gegen dieses Urteil Berufung vor dem Appellationsgericht in Warschau (2. Instanz) eingelegt. Das Verfahren ist anhängig.

Im Zusammenhang mit dem Hauptverfahren ordnete die UOKiK am 6. Oktober 2020 an, dass EEMHS eine Geldbuße von 55,5 Mio. polnischen Zloty (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. Am 16. Oktober 2023 bestätigte das Appellationsgericht in Warschau (2. Instanz) die vorangegangenen Gerichtsentscheidungen, was den Beschluss der UOKIK in seiner Gesamtheit kippte. Die UOKiK kann Beschwerde vor dem Kassationsgericht einlegen.

23.6.4 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 weder nach niederländischem noch nach europäischem Recht 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. Im November 2023 fand die Verhandlung vor dem Gerichtshof der Europäischen Union statt. Das Urteil wird für die erste Hälfte 2024 erwartet.

23.6.5 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 Vergleich gestellt, den Frankreich und Belgien im Mai 2018 akzeptiert haben. Das Verfahren zwischen den beiden Staaten läuft weiter. Sie haben ihre jeweiligen Positionen Ende 2022/Anfang 2023 vorgetragen, wobei das Problem Ende Dezember 2023 noch nicht gelöst war.

ANHANG 24 Ereignisse nach der Berichtsperiode

Nach dem Rechnungsschluss am 31. Dezember 2023 sind keine maßgeblichen Ereignisse eingetreten.

ANHANG 25 Honorare für Abschlussprüfer und die Mitglieder ihrer Netze

Gemäß Artikel 222-8 der Verordnung der französischen Finanzmarktaufsichtsbehörde (AMF) informiert die folgende Tabelle 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 der ENGIE SA 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 & Associés	Netzwerk	Summe	EY & sonstige	Netzwerk	Summe
---	---	---	---	---	---	---
Abschlussprüfung und Prüfung des Konzernabschlusses und des Jahresabschlusses der Muttergesellschaft	5,0	6,8	11,8	5,7	9,5	15,1
ENGIE SA	2,5	-	2,5	2,9	-	2,9
Beherrschte Unternehmen	2,5	6,8	9,3	2,8	9,5	12,2
Nichtprüfungsleistungen	0,7	0,7	1,4	1,5	2,2	3,7
• ENGIE SA	0,6	-	0,6	1,0	-	1,1
davon Leistungen im Zusammenhang mit rechtlichen und regulatorischen Anforderungen	0,4	-	0,4	0,6	-	0,6
davon sonstige Prüfungsleistungen	0,1	-	0,1	0,5	-	0,5
davon Überprüfungen interner Kontrollen	-	-	-	-	-	-
davon Due Diligence-Leistungen	-	-	-	-	-	-
davon steuerliche Leistungen	0,1	-	0,1	-	-	-
• Beherrschte Unternehmen	0,1	0,7	0,8	0,5	2,2	2,6
davon Leistungen im Zusammenhang mit rechtlichen und regulatorischen Anforderungen	-	0,4	0,4	0,4	0,5	0,9
davon sonstige Prüfungsleistungen	0,1	0,1	0,2	-	0,2	0,2
davon Überprüfungen interner Kontrollen	-	-	-	-	-	-
davon Due Diligence-Leistungen	-	-	-	-	1,1	1,1
davon steuerliche Leistungen	-	0,1	0,1	-	0,4	0,4
SUMME	5,6	7,5	13,1	7,1	11,7	18,8

In Millionen Euro	Summe
Abschlussprüfung und Prüfung des Konzernabschlusses und des Jahresabschlusses der Muttergesellschaft	26,9
ENGIE SA	5,4
Beherrschte Unternehmen	21,5
Nichtprüfungsleistungen	5,1
• ENGIE SA	1,6
davon Leistungen im Zusammenhang mit rechtlichen und regulatorischen Anforderungen	0,9
davon sonstige Prüfungsleistungen	0,6
davon Überprüfungen interner Kontrollen	-
davon Due Diligence-Leistungen	-
davon steuerliche Leistungen	0,1
• Beherrschte Unternehmen	3,4
davon Leistungen im Zusammenhang mit rechtlichen und regulatorischen Anforderungen	1,3
davon sonstige Prüfungsleistungen	0,4
davon Überprüfungen interner Kontrollen	-
davon Due Diligence-Leistungen	1,1
davon steuerliche Leistungen	0,5
SUMME	31,9

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.

6.1 BESTÄTIGUNGSVERMERK DER ABSCHLUSSPRÜFER FÜR DEN KONZERNABSCHLUSS

Das am 31. Dezember 2023 beendete Jahr

An die Hauptversammlung der Aktionäre von Engie

Prüfungsurteil

In Erfüllung des uns von Ihrer Hauptversammlung übertragenen Auftrags haben wir den beigefügten Konzernabschluss von ENGIE für das am 31. Dezember 2023 beendete Jahr geprüft.

Nach unserer Beurteilung vermittelt der Konzernabschluss ein zutreffendes Bild der Vermögens- und Finanzlage der Gruppe per 31. Dezember 2023 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 2023 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.821-53 und R. 821-180 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" und 13.4 "Werthaltigkeitstest von Goodwill, immateriellen Vermögenswerten und Sachanlagen" zum Konzernabschluss]

Besonders wichtiger Prüfungssachverhalt

Am 31. Dezember 2023 belief sich der Nettobuchwert von Goodwill, immateriellen Vermögenswerten und Sachanlagen auf 79,3 Mrd. € (nach Ansatz von Wertminderungsaufwendungen von 1,3 Mrd. € für 2023) bzw. 40,7 % der Gesamtvermögenswerte und gliedert sich wie folgt:

―	Goodwill: 12,9 Mrd. €;
―	Immaterielle Vermögenswerte: 8,4 Mrd. €;
―	Sachanlagen: 58,0 Mrd. €.

Um sicherzustellen, dass die Vermögenswerte mit einem Wert angesetzt werden, der ihren erzielbaren Betrag nicht übersteigt, führt Ihre Gruppe Werthaltigkeitstests nach IAS 36 "Wertminderung von Vermögenswerten" durch. Werthaltigkeitstests des Goodwill werden jährlich auf der untersten Stufe durchgeführt, auf der der Goodwill für die Zwecke des internen Managements überwacht wird, und, soweit es die Vermögenswerte betrifft, auf der Ebene der Zahlungsmittel generierenden Einheiten (CGUs), wie von Ihrer Gruppe definiert, sollte es einen Hinweis auf Wertminderung geben. Am 31. Dezember 2023 verteilt sich daher der Goodwill wie folgt auf die verschiedenen Geschäftssegmente:

―	Infrastructure: 5,4 Mrd. €;
―	Renewables 2,2 Mrd. €;
―	Energy supply: 1,8 Mrd. €;
―	Energy Solutions: 1,2 Mrd. €;
―	Thermal: 1,1 Mrd. €;
―	Nuclear: 0,8 Mrd. €;
―	Sonstige: 0,3 Mrd. €.

Unsere Reaktion

Wir

―	haben die Definition von CGUs geprüft wie auch die Zuordnung von Goodwill zu den Geschäftssegmenten;
―	beurteilten die Maßnahmen der Gruppe, mit denen Anzeichen für Wertminderungen oder Aufholungen von Wertminderungen identifiziert werden, wie auch die Verfahrensweisen des Managements zur Billigung von Schätzungen.
―	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.

Im Hinblick auf den Goodwill und CGUs, für die ein besonderes Risiko der Wertminderung besteht, das wir für wesentlich ansehen, befassten wir uns hinsichtlich der Nutzungswerte hauptsächlich mit:

―	den Annahmen für das langfristige Referenz-Szenarium der Gruppe (Trends bei Strom- und Gaspreisen und Nachfrage, Preis für CO2 , Inflation), dessen Konsistenz mit externen Studien von internationalen Organisationen oder Energieexperten wir insbesondere mit dem Blick auf den Klimawandel und den Energiemix beurteilt haben;

Besonders wichtiger Prüfungssachverhalt

Bei Vermögenswerten, die Ihre Gruppe nach dem Fortführungsprinzip halten möchte, entspricht der erzielbare Betrag in den meisten Fällen dem Nutzungswert, der ermittelt wurde:

―

mit Cashflow-Projektionen auf der Grundlage des Haushalts 2024 und des vom Geschäftsführenden Vorstand und dem Aufsichtsrat genehmigten mittelfristigen Businessplans 2025 - 2026;

―

über diesen zeitlichen Horizont hinaus mit extrapolierten künftigen Cashflow-Projektionen, ermittelt aufgrund makroökonomischer Annahmen (Inflation, Wechselkurse und Wachstumsraten) und Preisprojektionen aus dem Referenz-Szenarium Ihrer Gruppe nach Überarbeitung und Bestätigung durch den Geschäftsführenden Vorstand und von Ihrer Gruppe auf der Grundlage von Modellen des fundamentalen Gleichgewichts von Angebot und Nachfrage für den Zeitraum 2027 - 2050 erarbeitet. Die Resultate kommen denen der International Energy Agency mit ihrem APS-Modell (Announced Pledges Scenario) oder der ADEME nahe ("grüne Technologie"). Die betrachteten Annahmen zu Klima und Energiemix beinhalten hauptsächlich:

―	langfristige Projektionen für CO2 -Preise mit Blick auf die Ziele einer um 55 % verringerten Emission bis 2030 und der Klimaneutralität bis 2050, die die Europäische Kommission als Teil des im Dezember 2019 und Juli 2021 verkündeten "European Green Deal" festgelegt hat,
―	eine mittel- und langfristige Strompreisentwicklung aus dem Bericht Ihrer Gruppe als Teil der Initiative Task Force on Climate-Related Financial Disclosures (TCFD), die einen ausgewogenen Mix anstrebt, zu dem erneuerbare Gase wie auch das Abscheiden und Speichern von Kohlendioxid gehören, um ein Energiesystem von höchster Effizienz und Resilienz zu gewährleisten.

Die speziellen Verpflichtungen Ihrer Gruppe im Hinblick auf die Klimaproblematik, wie in Anhang 1.3.3 dargestellt, insbesondere der vollständige Kohleausstieg bis 2027, wie im Ausblick für jeden Vermögenswert betrachtet, spiegeln sich in den Nutzungswerten wider. Diese Werte beruhen auch 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 jeweiligen Nutzungswerte haben.

Für den Goodwill, für den nach unserer Beurteilung die größte Gefahr einer Wertminderung bestand, beruhen die Bewertungen primär auf folgenden entscheidenden Annahmen:

―

im Hinblick auf die Geschäftstätigkeit von Nuclear: Ihre Gruppe berücksichtigte insbesondere

―	die Verlängerung des Betriebs der Blöcke Doel 4 und Tihange 3 um 10 Jahre über 2025 hinaus nur innerhalb einer speziellen rechtlichen Struktur, die der belgische Staat und Ihre Gruppe auf der Grundlage eines Wirtschaftsmodells zu gleichen Teilen besitzen, das auf einem Differenzvertrags-Mechanismus beruht, der den Wert der Investitionen in die Verlängerung mit einem begrenzten Anreiz für den industriellen Betreiber gewährleistet, eine günstige technische und wirtschaftliche Leistung der Werke zu erzielen;
―	bis 2025 für belgische Reaktorblöcke und für die Dauer der Entnahmerechte an Kernkraftwerken in Frankreich die Werte, die dem Preis für Brennstoffe und CO2 , Trends bei der Stromnachfrage und den Strompreisen, der Verfügbarkeit von Kraftwerken, künftigen Marktaussichten sowie Änderungen des regulatorischen Rahmens zugewiesen wurden,
―	die Verlängerung der Vereinbarungen über Entnahmerechte an französischen Kernkraftwerken über die gegenwärtigen Betriebszeiten hinaus;

―

im Hinblick auf die Geschäftstätigkeit von Infrastructure in Frankreich berücksichtigte Ihre Gruppe:

―	die Aufrechterhaltung des Gasinfrastrukturnetzes bzw. die Umstellung auf die Belieferung mit grünen Gasen (Biomethan, Wasserstoff usw.) bis 2050, die das Erdgas schrittweise ersetzen, wegen der zentralen Rolle von Gas als zuverlässiger Energiequelle, die erneuerbare Energieträger ergänzen kann, die naturgemäß unregelmäßig, nicht steuerbar und schwer zu speichern sind,
―	Cashflow-Projektionen, die mit Hilfe der mit der Regulierungsbehörde ausgehandelten Tarifen entstanden, und Endwerte, die dem erwarteten Wert der regulatorischen Kapitalbasis (RAB) entsprechen, zur Bewertung der Geschäftstätigkeit in Frankreich.

Schließlich beruht der erzielbare Betrag für Vermögenswerte ohne strategische Bedeutung, die Ihre Gruppe zu verkaufen beabsichtigt, auf dem Marktwert, abzüglich der Veräußerungskosten.

Wir sahen die Bemessung des erzielbaren Betrags für Goodwill, immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen als besonders wichtigen Prüfungssachverhalt an:

―	wegen ihrer Wesentlichkeit für den Konzernabschluss Ihrer Gruppe;
―	wegen der Empfindlichkeit von Bewertungen für makroökonomische, branchenbezogene und finanzielle Annahmen;
―	wegen der daraus abgeleiteten Ermessensentscheidungen und Schätzungen des Managements in einem unsicheren ökonomischen und finanziellen Umfeld, das insbesondere mit der hohen Volatilität der Commodity-Märkte, den geopolitischen Spannungen und der Klimaproblematik verbunden ist, und dessen Konsequenzen die Bewertung des mittelfristigen wirtschaftlichen Ausblicks erschweren.

Unsere Reaktion

―

den 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;

―

den Methoden zur Bestimmung von Cashflow-Prognosen, für die wir beurteilt haben:

―	die Konsistenz der Referenzdaten mit dem Haushalt, dem mittelfristigen Business-Plan und darüber hinaus mit dem Referenz-Szenarium Ihrer Gruppe;
―	die Konsistenz mit früheren Geschäftsergebnissen und Marktaussichten;

―

den Abzinsungssätzen, deren Ermittlungsmethoden und Konsistenz mit den zugrunde liegenden Annahmen für den Markt wir mit Hilfe interner Wertermittlungsspezialisten überprüft haben;

―

der Sensitivitätsanalyse des Managements für die wichtigsten operativen, regulatorischen und Preisannahmen, deren Relevanz wir beurteilt haben.

Bezüglich der kerntechnischen Anlagen in Belgien analysierten wir die von Ihrer Gruppe und der belgischen Regierung am 29. Juni 2023 unterzeichnete Vereinbarung, die am 21. Juli bindend wurde und deren Umsetzung in den am 13. Dezember 2023 unterzeichneten Abwicklungsvereinbarungen festgehalten ist, und beurteilten deren direkte oder indirekte Auswirkungen auf die Bewertung von Vermögenswerten und aller Verpflichtungen im Zusammenhang mit radioaktivem Abfall.

Bezüglich der Vermögenswerte, 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 Klassifizierungsprozess 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 Sensitivitätsanalysen Ihrer Gruppe.

Bewertung von Rückstellungen für das Back End 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" zum Konzernabschluss]

Besonders wichtiger Prüfungssachverhalt

Als Betreiber von Kernkraftwerken hat Ihre Gruppe Verpflichtungen aus dem Management von verbrauchtem Kernbrennstoff und dem Abbruch 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 Tochtergesellschaft der Gruppe, die der Kommission für Kernenergierückstellungen (CNP) alle drei Jahre einen Bericht vorlegt, der die Kerngrößen und die wichtigsten Annahmen 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 und finanziellen Parameter des Berichts prüft.

Unsere Reaktion

Als Teil der 3-jährlichen Überprüfung der Rückstellungen 2022 betrachteten wir (i) die Schlussfolgerungen, Anmerkungen und Empfehlungen in den Stellungnahmen von ONDRAF und CPN näher wie auch die überarbeitete Darstellung Ihrer Gruppe für die CPN vom 14. Februar 2023, in der die Gründe dafür erläutert werden, dass sie einige der Kommentare nicht nachvollziehen kann. Wir beurteilten (ii) die Maßnahmen Ihrer Gruppe zur Bewertung der Rückstellungen für die Verpflichtungen im Zusammenhang mit den Kernkraftwerken und überprüften die Grundlagen für die Bewertung der Rückstellungen, und wir beurteilten (iii) die Empfindlichkeit der Wertermittlungen auf die technischen Annahmen, Industrieszenarien und Annahmen in Bezug auf Kosten, Zeitplan der Arbeiten und Inflationsraten und Abzinsungssätze für Cashflows.

Für 2023, das durch die Beendigung der 3-jährlichen Überprüfung 2022 und das Schließen einer Gesamtvereinbarung mit der belgischen Regierung über die Verlängerung der Betriebsdauer der Kernreaktoren Doel 4 und Tihange 3 und die Übertragung von Verpflichtungen bezüglich der Kosten für das Management verbrauchten Kernbrennstoffs und radioaktiven Abfalls als Gegenleistung für eine pauschale Entlastungszahlung von 15 Mrd. € gekennzeichnet war, prüften wir (i) die Schlussfolgerungen der CPN in ihrer endgültigen Stellungnahme vom 7. Juli 2023 und beurteilten wir (ii) die Auswirkung der mit der belgischen Regierung unterzeichneten Vereinbarung auf den Abschluss.

Unsere Handlungen bestanden hauptsächlich in folgenden Prüfungen:

―	Grundlagen, auf denen die Rückstellungen per 31. Dezember 2023 beurteilt wurden, einschließlich der endgültigen und vorläufigen Vereinbarungen zwischen Ihrer Gruppe und der belgischen Regierung sowie der Auswirkungen der Entscheidung der CPN vom 7. Juli 2023;
―	Unterscheidung zwischen den auf den belgischen Staat übertragenen Verpflichtungen gemäß der mit der Regierung unterzeichneten Vereinbarung als Gegenleistung für eine pauschale Entlastungszahlung und den bei Ihrer Gruppe verbliebenen Verpflichtungen, insbesondere im Hinblick auf die Lagerung von verbrauchtem Kernbrennstoff vor Ort, die endgültige Stilllegung und den Abbruch von Kernkraftwerken sowie die Aufbereitung von verbrauchtem Kernbrennstoff und Abfall und die Einhaltung der vertraglich vereinbarten Kriterien für den Transfer an die ONDRAF dabei;
―	der praktischen Sicherheit der Forderung von 0,4 Mrd. € an Partner von Electrabel bei bestimmten Kraftwerken für ihren Anteil an den zusätzlichen 5,1 Mrd. €, die in der pauschalen Entlastungssumme enthalten sind;
―	mögliche Kollateralauswirkungen auf andere Vermögenswerte und Verbindlichkeiten im direkten Zusammenhang mit dem Betreiben von Kernkraftwerken in Belgien;
―	Konsistenz der Industrieszenarien, die mit Blick auf das derzeitige rechtliche und regulatorische Umfeld angenommen wurden, wie auch die Konsistenz solcher prognostizierten Kostenannahmen ihrem Wesen nach und die Zahlungspläne.

Schließlich bewerteten wir die Eignung der Angaben in den Anhängen 1.3, 17 und 17.2 zum Konzernabschluss vor allem hinsichtlich der Auswirkung der mit der belgischen Regierung unterzeichneten Vereinbarung sowie die Empfindlichkeit der Rückstellungen für die Ihrer Gruppe verbliebenen Verpflichtungen für Änderungen der wichtigsten Annahmen, die ihrer Beurteilung zugrunde liegen.

Besonders wichtiger Prüfungssachverhalt

Per 31. Dezember 2023 wurden diese Kernenergierückstellungen, die sich auf 23,9 Mrd. € beliefen, ausgehend von dem derzeitigen rechtlichen und vertraglichen Rahmen und den Kommentaren und Annahmen der CPN in ihrer endgültigen Stellungnahme vom 7. Juli 2023 geschätzt, die am Ende des 3-jährlichen Überprüfungsprozesses abgegeben wurde und für 2023 im Wesentlichen zu einer Verringerung der Rückstellung für den Abbruch um 0,6 Mrd. € führte. Die Kernenergierückstellungen per 31. Dezember 2023 beinhalten auch den zusätzlichen Betrag von 5,1 Mrd. € (einschließlich 0,4 Mrd. € für die Beteiligung von Partnern von Electrabel an bestimmten Kraftwerken), der der Differenz zwischen den bereits gebildeten Verbindlichkeiten für Verpflichtungen bezüglich der Kosten für Management verbrauchten Kernbrennstoffs und radioaktiven Abfalls und der pauschalen Entlastungssumme von 15 Mrd. € aus der Vereinbarung entspricht, die Ihre Gruppe und die belgische Regierung am 29. Juni 2023 unterzeichnet haben und die am 21. Juli bindend wurde. Ihre Umsetzung wurde in am 13. Dezember 2023 unterzeichneten Abwicklungsvereinbarungen festgehalten.

Außer der Verlängerung der Betriebsdauer der Reaktoren Doel 4 und Tihange 3 um 10 Jahre sieht die Vereinbarung die Übertragung der finanziellen Verantwortung für das Management des radioaktiven Abfalls und des verbrauchten Kernbrennstoffs auf den belgischen Staat in den Grenzen eines Volumenkredits vor, der den gesamten radioaktiven Abfall abdeckt, den belgische Kraftwerke im Laufe ihrer gesetzlichen Betriebsdauer von ihrer Inbetriebnahme bis zu ihrem Abbruch produzieren, als Gegenleistung für eine pauschale Entlastungszahlung von 15 Mrd. €. Ihre Gruppe hat das Schließen dieser Vereinbarung, die die Erfüllung von Vorbedingungen voraussetzt, die sich (i) auf die Abstimmung über die im Vertrag enthaltenen Gesetzesentwürfe im Parlament und ihr Inkrafttreten und (ii) auf die Zustimmung der Europäischen Kommission zu der staatlichen Beihilfe beziehen, als wahrscheinlich angesehen.

Ihre Gruppe wird die pauschale Entlastung in Höhe von 15 Mrd. € in zwei Raten begleichen, d. h. eine erste Zahlung für Abfall der Kategorie B und C von 11,5 Mrd. € bei Abschluss, dann eine zweite Zahlung von 3,5 Mrd. € für Abfall der Kategorie A bei der Wiederaufnahme des Betriebs der Blöcke mit verlängerter Laufzeit Ende 2025. Nach Zahlung dieser beiden Raten verbleibt Ihrer Gruppe primär die Verantwortung (i) für die Lagerung von Brennstoff vor Ort bis zum Ende der Abbrucharbeiten, spätestens aber bis 2050, sowie für die Einhaltung der vertraglich vereinbarten Kriterien für den Transfer von Abfall an die ONDRAF und (ii) für die endgültige Stilllegung und den Abbruch der Kernkraftwerke, einschließlich der Aufbereitung des Abfalls der Kategorie A und B aus diesen Arbeiten, wie es die vertraglich vereinbarten Transferkriterien vorsehen.

Schließlich wird vom belgischen Staat auch erwartet, dass er die Mehrkosten für die Ent-Optimierung der Abbrucharbeiten an den verschiedenen Betriebsstätten aufgrund der Verlängerung der Betriebsdauer für Doel 4 und Tihange 3 um 10 Jahre trägt, die nach einer Einschätzung Ihrer Gruppe 500 Mio. € bis 600 Mio. € erreichen könnten. In Erwartung einer Vereinbarung mit dem belgischen Staat über die genaue Höhe der Kompensationsforderung unter der letztendlichen Kontrolle der CPN wurde keine zusätzliche Verbindlichkeit in die per 31. Dezember 2023 angesetzten Kernenergierückstellungen aufgenommen.

Wir sahen die Bemessung dieser Rückstellungen ihrer jeweils wesentlichen Höhe und ihrer Empfindlichkeit für die angewandten makroökonomischen Annahmen (Inflation und Abzinsungssätze) sowie die benutzten Industrieszenarien und die zugehörigen Kostenschätzungen wegen als besonders wichtigen Prüfungssachverhalt an.

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" zum Konzernabschluss]

Besonders wichtiger Prüfungssachverhalt

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 (ii) speziell in dem am 31. Dezember 2023 beendeten Wirtschaftsjahr von Gas- und Stromverkäufen 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 Messung 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 2023 beliefen sich Forderungen für Erlöse auf dem Zähler (Strom und Gas, geliefert, aber nicht abgelesen und nicht abgerechnet) auf 5,3 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 Gas- und Stromverkäufe in Frankreich mit dem "Tarifschutz"-Mechanismus der französischen Regierung

Die in den Energiemärkten zu beobachtende enorme Volatilität und die daraus resultierende erhebliche Preiserhöhung für Erdgas und Strom veranlasste die französische Regierung, 2021 "Tarifschutz"-Maßnahmen für Erdgas und 2022 für Strom einzuführen. Das Finanzgesetz für 2023 (Gesetz Nr. 2022-1726 vom 30. Dezember 2022) verlängerte und änderte die Tarifschutzmaßnahmen für Gas (bis 30. Juni 2023) und Strom (bis 31. Januar 2024).

Die Einnahmeverluste Ihrer Gruppe bedeuten Aufwendungen, die den Verpflichtungen zu öffentlicher Dienstleistung zuzuordnen sind und deren Kompensation durch den französischen Staat garantiert ist. Sie berechnen sich nach den von der französischen Energieregulierungskommission herausgegebenen Anwendungsmethoden. In diesem Kontext hat Ihre Gruppe im eigenen Ermessen festgelegt, wie die Kompensationsforderung anzusetzen ist.

Im Hinblick auf die Höhe der Erlöse, um die es geht, und die Empfindlichkeit der Schätzungen für Annahmen zu durchschnittlichen Energievolumen und -preisen und der Ermessensentscheidung betrachteten wir (i) die Schätzung des Anteils nicht abgelesener, gelieferter Erlöse und (ii) die Kompensationsforderung am Jahresende aufgrund des Tarifschutzes als besonders wichtigen Prüfungssachverhalt.

Unsere Reaktion

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 Vorgehensweisen, um eine zuverlässige Schätzung zur Bilanzierung der Energie auf dem Zähler zu sichern;
―	in der Beurteilung der Relevanz der von Ihrer Gruppe benutzten Modelle und in der Untersuchung der Berechnungsmethoden für die geschätzten Volumen. Dafür haben wir einen Experten für Algorithmen in unser Prüfungsteam aufgenommen;
―	im Vergleich der Information über die gelieferten und von der Gruppe ermittelten Volumen mit den von den Netzbetreibern übermittelten Messdaten;
―	in der Prüfung der Berechnungsmethoden des Durchschnittspreises für den nicht abgelesenen gelieferten Strom, die das Alter auf dem Zähler und die verschiedenen Arten von Kunden berücksichtigen;
―	in der Analyse der Konsistenz der Volumen für die betriebliche Tätigkeit (Verkäufe, Einspeisungen und Bestände) mit den Energieressourcen (Einkäufe, Entnahmen und Bestände) im Netz;
―	in der Beurteilung der regelmäßigen Begleichung der abgelesenen Energie über das am 31. Dezember 2023 beendete Jahr;
―	in der Beurteilung des Alters der Energie auf dem Zähler am Jahresende.

Kompensation für Gas- und Stromverkäufe 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 gesetzlichen Bestimmungen, die mit dem Finanzgesetz 2023 ("Loi de Finance 2023") verabschiedet wurden, sowie die Entscheidungen der Energieregulierungskommission über die Methoden zur Anwendung der "Tarifschutz"-Mechanismen zu untersuchen;
―	die finanziellen Konsequenzen zu analysieren, die Ihre Gruppe aus der Anwendung der verschiedenen Bestimmungen des "Tarifschutzes" gezogen hat, und die Kompensationsforderung für das am 31. Dezember 2023 beendete Jahr zu bewerten;
―	die bilanzielle Behandlung und die Darstellungsmethoden des in der Gewinn- und Verlustrechnung auszuweisenden Jahresüberschusses zu beurteilen.

Bezüglich der Erlöse aus nicht abgelesenen und nicht in Rechnung gestellten gelieferten Strom- und Gasverkäufen ("Energie auf dem Zähler") und der Kompensation für Gas- und Stromverkäufe in Frankreich als Teil des "Tarifschutz"-Mechanismus der Regierung beurteilten wir die Angemessenheit 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 beinhalten unsere Prüfungshandlungen 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 & ASSOCIÉS als Abschlussprüfer für ENGIE bestellt.

Per 31. Dezember 2023 wurde uns sechzehn 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 Aufsichtsrat hat den Konzernabschluss genehmigt.

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, 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. 821-55 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 zusammenhängenden 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. 821-27 bis L. 821-34 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, 5. März 2024

**Die Abschlussprüfer

Das französische Original wurde unterzeichnet von

DELOITTE & ASSOCIES

ERNST & YOUNG et Autres**

Patrick E. Suissa

Nadia Laadouli

Charles-Emmanuel Chosson

Guillaume Rouger