EnBW Energie Baden-Württemberg AG

Karlsruhe

Integrierter Geschäftsbericht 2019

Zusammengefasster Lagebericht über das Geschäftsjahr 2019

des EnBW-Konzerns und der EnBW AG

Grundlagen des Konzerns

Geschäftsmodell

Geschäftsgrundlagen

Die EnBW ist als integriertes Energieunternehmen in den vier Segmenten Vertriebe, Netze, Erneuerbare Energien sowie Erzeugung und Handel tätig und entwickelt sich zu einem nachhaltigen und innovativen Infrastrukturpartner weiter. Mit unseren unternehmerischen Aktivitäten nehmen wir verschiedene Ressourcen in Anspruch von Finanzen bis hin zu Know-how. Durch den effizienten Einsatz dieser Ressourcen schaffen wir einen Mehrwert für uns und unsere Stakeholder. Ausgelöst durch die Energiewende in Deutschland haben wir 2013 unsere Strategie EnBW 2020 mit dem Leitmotiv "Energiewende.Sicher.Machen." entwickelt. Im Mittelpunkt dieser Strategie steht der Umbau des Geschäftsportfolios. Der Ergebnisrückgang im Segment Erzeugung und Handel soll durch Wachstum in den drei anderen Segmenten Vertriebe, Netze und Erneuerbare Energien kompensiert werden. Die konsequente Umsetzung der Strategie EnBW 2020 ist auf der Zielgeraden und hat die Zukunftsfähigkeit des Unternehmens wesentlich gestärkt.

Mit der permanenten Veränderung der Rahmenbedingungen für die Energiewirtschaft setzt sich die strategische Weiterentwicklung der EnBW und ihres Geschäftsportfolios fort. Neuer Zielhorizont ist das Jahr 2025 mit der Vision eines nachhaltigen und innovativen Infrastrukturpartners für unsere Kunden und weitere Stakeholder zu sein. Mit der Strategie EnBW 2025 rückt zunehmend der Infrastrukturaspekt bestehender Geschäftsfelder in den Fokus. Zudem wollen wir uns neue Wachstumschancen auch jenseits des Energiesektors erschließen. Unser verändertes Geschäftsportfolio wird ab 2021 in drei strategische Geschäftsfelder gebündelt: Aus dem Segment "Vertriebe" mit den neuen Infrastrukturgeschäften auch jenseits von Energie wird das neue strategische Geschäftsfeld "Intelligente Infrastruktur für den Kunden", aus dem Segment "Netze" die "Systemkritische Infrastruktur". Aus den bisherigen Segmenten "Erneuerbare Energien" und "Erzeugung und Handel" entsteht das strategische Geschäftsfeld "Nachhaltige Erzeugungsinfrastruktur". Ziel ist ein ausgewogenes Geschäftsportfolio mit vielfältigen Wachstumspotenzialen, einem hohen Anteil an stabilem reguliertem Geschäft und einem attraktiven Rendite-Risiko-Profil. Mehr zur Weiterentwicklung der EnBW-Strategie findet sich im Kapitel "Strategie, Ziele und Steuerungssystem".

Ein wichtiger Baustein bei der Weiterentwicklung unseres Geschäftsportfolios ist die Digitalisierung, sie gewinnt zunehmend Einfluss auf das Denken und Handeln in unserem Unternehmen. Wir treiben zahlreiche Digitalisierungsinitiativen voran. Mit der Digitalisierung verfolgen wir drei Stoßrichtungen: Produkte und Prozesse, Technologien sowie Menschen und Organisation. Im Jahr 2019 lag der Schwerpunkt auf der Stoßrichtung Produkte und Prozesse, hier insbesondere auf der Entwicklung neuer, digitaler Ansätze für das bestehende Geschäft und neuer, digitaler Geschäftsmodelle.

Das Jahr 2019 war geprägt von politischen und gesellschaftlichen Debatten zum Klimawandel. Die EU will mit dem Green Deal umfangreiche Maßnahmen und gesetzliche Verpflichtungen einführen, um bis zum Jahr 2050 Klimaneutralität zu erreichen. Auch die deutsche Bundesregierung verkündete 2019, bis zur Mitte des Jahrhunderts klimaneutral zu werden. Der im Oktober 2019 von der Bundesregierung verabschiedete Klimaschutzplan 2050 weist mit entsprechenden Zwischen- und Sektorzielen in diese Richtung. In diesem Zusammenhang haben wir uns intensiv mit der Bedeutung von Nachhaltigkeits- und Klimaschutzthemen für unser Geschäftsmodell auseinandergesetzt und wollen mit der Ausrichtung unserer künftigen Maßnahmen und Ziele die internationalen und nationalen Zielsetzungen für ein klimaneutrales Wirtschaften unterstützen.

Beurteilung der Robustheit unseres Geschäftsmodells hinsichtlich Klimaschutz

Wir analysieren seit Jahren die Robustheit unseres Geschäftsmodells - in den letzten Jahren auch verstärkt vor dem Hintergrund der Empfehlungen der Task Force on Climate-related Financial Disclosures (TCFD). Die besonderen Anforderungen der Energiewende und ihrer Effekte auf den Ausbau erneuerbarer Energien, Versorgungssicherheit, Stromverbrauch, Netzstabilität und Wärmeversorgung berücksichtigen wir in unseren strategischen Überlegungen. Insbesondere überprüfen wir die Anforderungen an den Klimaschutz und die Auswirkungen auf das Geschäftsmodell. Entsprechend bildet die Bewertung möglicher Entwicklungspfade der Energiewende einschließlich der Chancen und Risiken für unser Geschäft in den kommenden Jahren einen Schwerpunkt der Marktanalysen.

Die künftige Entwicklung der europäischen Strom- und Gasmärkte spielt dabei eine große Rolle. Wir entwerfen konsistente Zukunftsszenarien bezogen auf alle erwähnten Teilaspekte der Energiewende. Wesentliche Treiber dieser Szenarien sind die Höhe des langfristig erreichten Wirtschaftswachstums und die politischen und unternehmerischen Ambitionen des Klimaschutzes für die Energiemärkte. Innerhalb der Szenarien werden verschiedene Risiken des Übergangs zu einer CO ₂-armen Wirtschaft abgebildet. Zu den relevanten Einflussgrößen zählen Annahmen zur Nachfrageentwicklung, Veränderungen im Kraftwerkspark, die Entwicklung der Übertragungsnetze oder Preise und Preisstrukturen der Brennstoffe - aber auch weitere relevante Markttrends, beispielsweise im Bereich der erneuerbaren Energien oder der Elektromobilität. Auf dieser Grundlage werden für die Szenarien mögliche Pfade für die langfristige Entwicklung unter anderem von Großhandelsmarktpreisen für Strom und Gas sowie von CO ₂-Preisen mit Simulationsrechnungen durch Computermodelle bestimmt. In Simulationen werden auch physische Risiken wie die Unsicherheiten über die künftigen meteorologischen Einflüsse auf den Strommarkt durch das Wind- und Solarangebot berücksichtigt.

Zur Beurteilung der Robustheit des Geschäftsmodells hinsichtlich Klimaschutz werden verschiedene Parameter und Annahmen verwendet. Dazu zählen die internationalen Klimaschutzziele, insbesondere die Begrenzung des Temperaturanstiegs auf ein für die globalen Ökosysteme verträgliches Niveau, sowie die Ziele bezüglich der zu erreichenden maximalen Treibhausgaskonzentration, zum Beispiel das IEA-450-ppm(parts per million)-Szenario. Die naturwissenschaftlich begründeten Ziele lassen sich in globale Mengenbudgets für die hinnehmbaren CO ₂-Emissionen überführen und bestimmen so einen Rahmen für die künftige Größe der Märkte für fossile Brennstoffe. Diese Szenarien geben nicht nur Aufschluss über die Marktpreise für Strom und Gas, sondern erlauben auch eine Einschätzung der Robustheit unserer strategischen Planungen wie zum Beispiel hinsichtlich der Größe relevanter Märkte für erneuerbare Energien oder Infrastrukturen für Elektromobilität. Die Szenarien und die ihnen zugrundeliegenden Prämissen werden in regelmäßigen Abständen überarbeitet. Dabei spielt die Debatte um ambitionierte Klimaschutzziele eine prägende Rolle.

Wertschöpfung

Wertschöpfung für die EnBW und ihre Stakeholder

Ziel unseres unternehmerischen Handelns ist die kurz-, mittel- und langfristige Wertschöpfung. Diese steht für unternehmerischen Erfolg sowie Wettbewerbs- und Zukunftsfähigkeit und hängt nicht nur vom Unternehmen selbst ab, sondern auch vom Unternehmensumfeld, von den Beziehungen zu den Stakeholdern und von der Nutzung verschiedener Ressourcen. Durch den effizienten Einsatz dieser Ressourcen im Rahmen unserer Aktivitäten schaffen wir Werte für uns und unsere Stakeholder. Mit nachhaltigem Wirtschaften verbinden wir den Anspruch, alle unsere Geschäftsaktivitäten verantwortungsvoll zu gestalten. In engem Zusammenhang damit steht auch die Reputation, also die öffentliche Meinung unserer Stakeholdergruppen gegenüber der EnBW. Informationen zu den Wirkungszusammenhängen der Top-Leistungskennzahlen finden sich auf Seite 46 f.

Wertschöpfungsrechnung

Die Wertschöpfungsrechnung zeigt für die Ressource Finanzen, in welchem Umfang wir zur wirtschaftlichen Weiterentwicklung der Gesellschaft beziehungsweise unserer Stakeholder beitragen. Weitere Informationen zum Austausch mit unseren Stakeholdern sind im Kapitel "Im Dialog mit unseren Stakeholdern" zusammengefasst.

Wir definieren die Wertschöpfung als unsere zahlungswirksame Unternehmensleistung im abgelaufenen Geschäftsjahr abzüglich der zahlungswirksamen Aufwendungen. Die Wertschöpfung wird aus der Kapitalflussrechnung abgeleitet und um die Mittelverwendung korrigiert. Im Berichtsjahr lag unsere Wertschöpfung bei 22,7 % (Vorjahr angepasst: 19,2 %). Neben der Verwendung für aktive und ehemalige Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter in Form von Löhnen und Gehältern sowie Pensionszahlungen entfällt ein weiterer Anteil auf Zahlungen an den Staat in Form von Ertragsteuern, Strom- und Energiesteuern. Nach Berücksichtigung aller Stakeholdergruppen ergibt sich der Retained Cashflow, der dem Unternehmen für Investitionen ohne zusätzliche Fremdkapitalaufnahme zur Verfügung steht.

Unsere operativen Segmente

Segment Vertriebe

Das Segment Vertriebe umfasst den Vertrieb von Strom und Gas sowie die Erbringung energiewirtschaftlicher Dienstleistungen wie Abrechnungsservices, Energieliefer-, Energieeinsparcontracting und neue Energielösungen. Dabei nutzen wir unser breites energiewirtschaftliches und prozessuales Know-how sowie die bestehenden Beziehungen zu unseren Kunden. Im Zuge der fortschreitenden Digitalisierung optimieren wir unter anderem Kundenprozesse und bauen unser digitales Produktportfolio weiter aus. Der Ausbau der Schnellladeinfrastruktur für Elektromobilität sowie der Aktivitäten im Telekommunikationsgeschäft ist Teil unserer Strategie, uns zu einem intelligenten und nachhaltigen Infrastrukturanbieter zu entwickeln.

Segment Netze

Im Segment Netze sind der Transport und die Verteilung von Strom und Gas, die Erbringung von netznahen Dienstleistungen sowie die Wasserversorgung durch unsere Netztöchter zusammengefasst. Die Wertschöpfung im Segment Netze basiert auf der bestehenden Infrastruktur und dem Prozess-Know-how. Darüber hinaus ist die Wertschöpfung in den vielfach engen Beziehungen zu Kommunen und deren Bürgern verankert. Das Netzgeschäft wird im Zuge der Energiewende weiter ausgebaut und trägt damit zur Versorgungssicherheit bei. Auf Ebene der Transportnetze betrifft dies den Bau der zwei leistungsstarken Nord-Süd-Verbindungen SuedLink und ULTRANET durch die TransnetBW gemeinsam mit Partnern. Auch im Verteilnetz werden Partnerschaften künftig eine stärkere Rolle spielen, indem unsere Netzgesellschaften die Netzbetriebsmittel unserer Kunden effizient bewirtschaften und auf die neuen Anforderungen vorbereiten.

Segment Erneuerbare Energien

Die Aktivitäten im Bereich der Erzeugung aus erneuerbaren Energien werden im Segment Erneuerbare Energien gebündelt. Wir bauen die erneuerbaren Energien vor allem in den Bereichen Wind onshore und Wind offshore sowie Photovoltaik und Biogas erheblich aus. Partnerschaftlichkeit spielt dabei eine zentrale Rolle. So bieten wir möglichen Investoren, unter anderem Kommunen und Bürgern, die Beteiligung an Projekten für erneuerbare Energien gezielt mithilfe geeigneter Modelle an. Unsere Wertschöpfung umfasst die Projektentwicklung, den Bau, den wirtschaftlichen Betrieb sowie in Zukunft das Repowering der Anlagen.

Segment Erzeugung und Handel

Das Segment Erzeugung und Handel umfasst die Stromerzeugung, die Speicherung von Gas sowie den Handel mit Strom und Gas, das Gas-Midstream-Geschäft, die Bereitstellung von Systemdienstleistungen für die Betreiber von Übertragungsnetzen, den Betrieb von Reservekraftwerken, Fernwärme, Umweltdienstleistungen sowie den Rückbau von Kraftwerken. Das Geschäft basiert vor allem auf der Strom- und Wärmeerzeugung aus unseren Kohle-, Gas-, Pumpspeicher- und Kernkraftwerken sowie auf unserer Betriebs- und Optimierungskompetenz. Die Stromerzeugung aus fossilen Kraftwerken steht weiterhin unter Druck. Dabei leisten die am Markt befindlichen Kraftwerke sowie die in die Netzreserve überführten Kraftwerke einen maßgeblichen Beitrag zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit in Deutschland. Wir unterstützen unsere Kunden bei der Integration ihrer Anlagen in den Markt mit unseren Dienstleistungen und unserem Know-how, zum Beispiel im Bereich der Direktvermarktung.

Konzernstruktur und geschäftlicher Radius

Die EnBW ist nach dem Modell eines integrierten Unternehmens aufgestellt. Die EnBW AG wird über Geschäftseinheiten und Funktionaleinheiten geführt: In den Geschäftseinheiten werden die operativen Kernaktivitäten entlang der energiewirtschaftlichen Wertschöpfungskette abgebildet. Die Funktionaleinheiten nehmen konzernweite Unterstützungs- und Governance-Aufgaben wahr. Der EnBW-Konzern umfasst die EnBW AG als Konzernmutter sowie 192 vollkonsolidierte Unternehmen, 22 at equity bewertete Unternehmen und 3 gemeinschaftliche Tätigkeiten. Weitere Informationen zur Organisationsstruktur finden sich im Kapitel "Corporate Governance" unter "Leitung und Überwachung".

Baden-Württemberg

Wir haben unsere Wurzeln in Baden-Württemberg. Hier nehmen wir eine marktführende Position ein. Dabei stützen wir uns auf die EnBW AG, die Netze BW und eine Reihe weiterer wesentlicher Tochterunternehmen.

Deutschland und Europa sowie Märkte in Entwicklung

Außerdem sind wir in ganz Deutschland und darüber hinaus aktiv. Mit der Übernahme des französischen Wind- und Solarprojektierers und Anlagenbetreibers Valeco im Juni 2019 setzen wir weiterhin auf eine selektive Internationalisierung im Bereich der erneuerbaren Energien. Mit unserem Tochterunternehmen Connected Wind Services sind wir in Dänemark und über EnBW Sverige in Schweden vertreten. In der Türkei sind wir mit unserem türkischen Partner Borusan im Bereich erneuerbare Energien aktiv. Erste Aktivitäten in Taiwan und den USA vervollständigen unsere Strategie der selektiven Internationalisierung.

Durch den Erwerb des Kölner Telekommunikationsdienstleisters Plusnet im Juni 2019 konnten wir unser Portfolio im bundesweiten Breitbandgeschäft weiter ausbauen. Unsere Tochtergesellschaft NetCom BW wird ihren Schwerpunkt in diesem Bereich weiterhin in Baden-Württemberg haben.

Zu unseren bedeutendsten Beteiligungen in Bezug auf die Wertschöpfungskette und den Beitrag zum Ergebnis des EnBW-Konzerns zählen folgende Unternehmensgruppen:

Die in Laufenburg, Schweiz, ansässige Energiedienst (ED) mit rund 900 Mitarbeiterinnen und Mitarbeitern ist eine regional in Südbaden und der Schweiz tätige ökologisch ausgerichtete deutsch-schweizerische börsennotierte Aktiengesellschaft mit diversen Tochtergesellschaften. Die ED erzeugt ausschließlich Ökostrom, vorwiegend aus Wasserkraft. Neben der Stromversorgung bietet die Unternehmensgruppe ihren Kunden intelligent vernetzte Produkte und Dienstleistungen, darunter Photovoltaikanlagen, Wärmepumpen, Stromspeichersysteme, Elektromobilität und E-Car-Sharing an.

Die Kerngeschäftstätigkeiten der in Prag, Tschechien, ansässigen Pražská energetika (PRE) mit knapp 1.600 Mitarbeiterinnen und Mitarbeitern umfassen den Strom- und Gasvertrieb, die Stromverteilung in Prag, die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien und die Erbringung von Energiedienstleistungen. Die PRE ist der drittgrößte Stromversorger Tschechiens und Betreiber eines zuverlässigen Verteilnetzes. Im Rahmen ihrer Tätigkeit fördert die PRE den Einsatz von modernen technologischen Lösungen und bietet Beratung im Bereich Implementierung von innovativen Technologien und Energieeinsparung an.

Die Stadtwerke Düsseldorf (SWD) sind eines der größten kommunalen Versorgungsunternehmen Deutschlands. Mit rund 3.200 Mitarbeiterinnen und Mitarbeitern versorgen die SWD und ihre Mehrheitsbeteiligungen Kunden in Düsseldorf und der Region mit Strom, Erdgas, Fernwärme sowie Trinkwasser und stellen die Abfallentsorgung und Straßenreinigung im Stadtgebiet von Düsseldorf sicher. Der Fokus liegt zudem auf der bedarfsgerechten Entwicklung vernetzter urbaner Infrastrukturen in den Arbeitsfeldern Energie, Mobilität und Immobilien.

Die VNG mit Hauptsitz in Leipzig und rund 1.200 Mitarbeiterinnen und Mitarbeitern ist ein horizontal und vertikal integrierter Unternehmensverbund mit mehr als 20 Gesellschaften in sechs Ländern und einem breiten Leistungsportfolio in den Bereichen Gas und Infrastruktur. Entlang der Gaswertschöpfungskette konzentriert sich die VNG auf die Geschäftsbereiche Gashandel und -vertrieb, Gastransport sowie Gasspeicherung. Ausgehend von dieser Kernkompetenz richtet die VNG ihren Fokus zunehmend auf neue Geschäftsfelder. Dazu zählen unter anderem Biogas, digitale Infrastruktur und Quartierslösungen. Die ONTRAS Gastransport betreibt und vermarktet als unabhängiger Fernleitungsnetzbetreiber das zweitgrößte deutsche Ferngasnetz.

Kunden und Vertriebsmarken

Wir beliefern insgesamt rund 5,5 Millionen Kunden mit Energie und erbringen für sie Energielösungen sowie energiewirtschaftliche Dienstleistungen. In Deutschland gehören wir zu den führenden Anbietern im Bereich Energie- und Umweltdienstleistungen. Ein weiterer Schwerpunkt liegt auf dem Ausbau der Kooperationen mit Stadtwerken und Kommunen. Auch die Fernwärme- und Trinkwasserversorgung zählt zu unserem Angebotsspektrum. Wir unterscheiden zwei Kundengruppen: Zur Kundengruppe B2C zählen Privatkunden, kleine Gewerbebetriebe, Wohnungswirtschaft und Landwirtschaft. Die Kundengruppe B2B umfasst große Gewerbebetriebe, Industriekunden sowie Weiterverteiler, Stadtwerke, Kommunen und öffentliche Einrichtungen.

Mit unseren Vertriebsmarken sind wir nahe am Kunden und konsequent auf seine Bedürfnisse ausgerichtet. Im B2C-Bereich vermarkten wir als aktiver Partner für die Energiezukunft unter der Marke EnBW (www.enbw.com) Strom, Gas, Fernwärme, energiewirtschaftliche Dienstleistungen, Energielösungen und Trinkwasser. Das Angebot konzentriert sich dabei auf Baden-Württemberg. Mit der Marke Yello (www.yello.de) vertreiben wir bundesweit vor allem Strom, Gas sowie Lösungen und digitale Services rund um Energie an Privat- und Gewerbekunden.

Darüber hinaus treten einige unserer Tochtergesellschaften im B2B-Bereich mit der Marke GVS auf, im B2C- und B2B-Bereich mit den Marken Erdgas Südwest,ODR und ZEAG.

Unter der Marke NaturEnergie (www.naturenergie.de) vertreibt die ED deutschlandweit Ökostrom sowie Gas an Privatkunden in Südbaden. In der Schweiz bietet die Unternehmensgruppe Strom für Geschäftskunden an. Die PRE vertreibt unter der gleichnamigen Marke PRE (www.pre.cz) Strom, Gas, Energiedienstleistungen und Mobilfunkangebote an Privat- und Gewerbekunden in Prag und Umgebung. Landesweit werden unter dieser Marke Industriekunden mit Strom, Gas und Energiedienstleistungen beliefert. Unter der Marke Yello (www.yello.cz) werden in Tschechien Strom und Gas vorwiegend über Onlinekanäle an Haushalts- und Gewerbekunden vertrieben. Unter der Marke Stadtwerke Düsseldorf (www.swd-ag.de) versorgen die SWD im B2C-Bereich Privat- und Gewerbekunden sowie die Landwirtschaft mit Strom, Gas, Wärme und Trinkwasser. Im B2B-Bereich richtet sich das Angebot an Geschäfts- und Industriekunden. Die Vermarktung erfolgt bundesweit mit dem Schwerpunkt Nordrhein-Westfalen. Die goldgas, eine Tochtergesellschaft der VNG, vertreibt unter der Marke goldgas (www.goldgas.de) Gas und Strom insbesondere an Privathaushalte, Gewerbekunden und Hausverwaltungen in Deutschland.

Ausgewählte Gesellschaften

Strategie, Ziele und Steuerungssystem

Strategie

Unternehmensumfeld

Der Energiesektor befindet sich in einem tief greifenden Umbruch. Der Veränderungsprozess unterliegt einer Vielzahl von Einflussfaktoren, verläuft häufig nicht geradlinig und ist daher nur schwer vorhersehbar. Ein wesentliches Element der Energiewende in Deutschland ist das Auslaufen der nuklearen Stromerzeugung bis 2022. Das Ziel der Dekarbonisierung der Wirtschaft bestimmt die politisch-regulatorische Agenda. Die Bundesregierung möchte die Kohleverstromung in Deutschland bis spätestens 2038 beenden. Erneuerbare Energien und intelligente Netze bilden die Schwerpunkte des künftigen dezentralen Energiesystems. Über die Energiewirtschaft hinaus wächst in allen Lebensbereichen der gesellschaftliche Wille, die Emission von Treibhausgasen zu vermeiden. Das erfordert sektorenübergreifende Konzepte wie die Verknüpfung von Energie- und Infrastrukturthemen, beschleunigt durch die Digitalisierung und neue Technologien. Neue Wertschöpfungsketten und ein verändertes Kundenverhalten schaffen Raum für innovative Geschäftsmodelle und neue Akteure am Markt. Die Energieversorger sind gefordert, rasch und flexibel ein zukunftsfähiges Geschäftsportfolio für ihr Unternehmen zu entwickeln.

Strategie EnBW 2020 weitestgehend umgesetzt

Die Strategie EnBW 2020 steht unter dem Leitmotiv "Energiewende. Sicher. Machen." Sie beschreibt unsere Positionierung und Differenzierung im Wettbewerb. Dabei ist die Nachhaltigkeit integraler Bestandteil der Konzernstrategie, womit die Schaffung von wirtschaftlichem, ökologischem und gesellschaftlichem Mehrwert für unsere Stakeholder gewährleistet wird. Mit nachhaltigem Wirtschaften verbinden wir den Anspruch, unsere Geschäftsaktivitäten verantwortungsvoll zu gestalten.

Wir werden den Anteil der erneuerbaren Energien an unserer Erzeugungskapazität von 19 % (Basisjahr 2012) auf über 40 % im Jahr 2020 mehr als verdoppeln. Unsere Kapazitäten aus Onshore-Windparks haben sich in Deutschland und ausgewählten Auslandsmärkten deutlich erhöht, ebenso im Wachstumsfeld Offshore-Windkraft. Durch umfangreiche Investitionen in den Netzausbau leisten wir einen materiellen Beitrag zur erforderlichen Infrastruktur des Energiesystems und damit zur Versorgungssicherheit. Der Gesamtanteil des regulierten Netzgeschäfts und der erneuerbaren Energien am Adjusted EBITDA hat sich von rund 40 % (Basisjahr 2012) auf über 70 % im Jahr 2019 erhöht und damit den Zielwert für 2020 bereits erreicht. Dadurch verbessert sich das Rendite-Risiko-Profil unseres Unternehmens. Innovative Produkte und Dienstleistungen sollen zu einem weiteren wichtigen Standbein des Unternehmens werden. Mit einem Adjusted EBITDA von 2,4 Mrd. € haben wir das Ergebnisziel für 2020 bereits 2019 erreicht.

Zur Umsetzung unserer Strategie waren bis 2020 Gesamtinvestitionen von 14,1 Mrd. € (Basisjahr 2012) geplant. Um den für diese umfangreichen Investitionen erforderlichen finanziellen Spielraum zu gewinnen, haben wir mit unserer Strategie EnBW 2020 unser Desinvestitionsprogramm- mit klassischen Desinvestitionen und Mittelzuflüssen aus Beteiligungsmodellen, Anlagenabgängen und Zuschüssen - auf rund 5,1 Mrd. € (Basisjahr 2012) erheblich ausgeweitet. Bis einschließlich 2019 haben wir 14,8 Mrd. € Investitionen beziehungsweise 5,1 Mrd. € Desinvestitionen realisiert. Die Übererfüllung des Investitionsziels resultiert im Wesentlichen aus vorgezogenen Wachstumsinvestitionen aus dem Erwerb von Valeco und Plusnet.

Wir entwickelten unsere Strategie EnBW 2020 im Jahr 2013 unter dem Eindruck der tief greifenden Veränderungen in der Energiewirtschaft im Zuge der Energiewende. Seither setzen wir diese Strategie konsequent und nachhaltig um. Angesichts des bevorstehenden Zielhorizonts ist festzuhalten: Die Effizienzanstrengungen, der Umbau des Geschäftsportfolios und die Wachstumsinitiativen, mit denen das Unternehmen auf eine neue zukunftsfähige Basis gestellt werden soll, sind weitestgehend umgesetzt oder befinden sich auf der Zielgeraden. Mit der Strategie EnBW 2025 werden wir von "Neuausrichtung und Umbau" auf "Wachstum" umschalten.

Strategie EnBW 2025: auf dem Weg zum nachhaltigen und innovativen Infrastrukturpartner

Nachdem die erste Phase der Energiewende vor allem von politischen und regulatorischen Maßnahmen bestimmt war, werden die Veränderungen im Energiesektor nun zunehmend von Marktentwicklungen getrieben sowie von Kostendegression und technischem Fortschritt geprägt sein. Unter dem Motto "Macher und Gestalter der Infrastrukturwelt von morgen" richtet die Strategie EnBW 2025 den Fokus des Unternehmens zunehmend auf den Infrastrukturaspekt bestehender Geschäftsfelder - beispielsweise die Verknüpfung kleiner, dezentraler Energieerzeugungsanlagen zu virtuellen Kraftwerken oder die Vernetzung des Energiesektors mit benachbarten Sektoren wie der Verkehrs- oder Kommunikationsinfrastruktur. Darüber hinaus erschließen wir uns neue Wachstumschancen, auch jenseits des Energiesektors, die sich an unseren Kernkompetenzen orientieren. Unsere Kernkompetenzen - was wir gut und besser als viele andere können- sind der sichere und zuverlässige Bau sowie Betrieb und Management kritischer Infrastruktur im Bereich Energie, wie effiziente, CO ₂-arme Kraftwerke oder Transport- und Verteilnetze, die die Anforderungen einer auf erneuerbaren Energien beruhenden Energiewirtschaft erfüllen. Diese ausgeprägten Kompetenzen lassen sich auch auf andere Infrastrukturbereiche übertragen. Im Breitbandgeschäft, beim Ausbau der Schnellladeinfrastruktur als Grundlage der Elektromobilität und bei der urbanen Infrastruktur beispielsweise sind wir bereits mit großem Engagement erheblich vorangekommen. Urbane Infrastruktur, wie wir sie verstehen, umfasst dabei die intelligente Verknüpfung von Energieversorgung, Heizung, Telekommunikation, Mobilität, Verkehrssteuerung und Parkraummanagement sowie Sicherheit für öffentliche Räume. Unser Unternehmen entwickeln wir zu einer modernen und flexiblen Organisation weiter. Leistungsorientierung, Kreativität, Freiräume für eigenverantwortliches Handeln, schnelle und möglichst geschäftsnahe Entscheidungen sowie eine konsequente Ausrichtung am Kunden und an seinen Bedürfnissen umreißen die Anforderungen für die Zukunft.

Wir wandeln uns zu einem nachhaltigen und innovativen Infrastrukturpartner für unsere Kunden und weitere Stakeholder. Nach der erfolgreichen Umsetzung der Strategie EnBW 2020 werden wir unser Geschäftsportfolio ab dem Jahr 2021 - der Logik der Strategie EnBW 2025 folgend - in drei strategische Geschäftsfelder bündeln:

- Im strategischen Geschäftsfeld Intelligente Infrastruktur für den Kunden werden wir neue, auch digitale Geschäftsmodelle entwickeln, auf den Markt bringen und skalieren - auch über die traditionelle energiewirtschaftliche Wertschöpfungskette hinaus. Hier liegen die Schwerpunkte im Wesentlichen auf dem Ausbau der Schnellladeinfrastruktur, Aktivitäten im Bereich Telekommunikation und Breitband sowie weiteren Feldern wie urbaner Infrastruktur.

- Im strategischen Geschäftsfeld Systemkritische Infrastruktur werden unsere Netztöchter bei Strom und Gas die Transportnetze zu einer wesentlichen Ergebnissäule neben den Verteilnetzen weiter ausbauen. Daneben werden wir die Stromverteilnetze für die Anforderungen der Zukunft ertüchtigen und sie optimal auf die Anforderungen der Elektromobilität vorbereiten. Das Geschäft mit netznahen Dienstleistungen- der Betrieb von Netzen für Dritte, Zähl- und Abrechnungsservices oder Ladenetze für die Elektromobilität- wollen wir insbesondere in Partnerschaft mit Kommunen und Stadtwerken deutlich weiterentwickeln und ausbauen.

- Im strategischen Geschäftsfeld Nachhaltige Erzeugungsinfrastruktur werden die erneuerbaren Energien - angeführt von Wind offshore und onshore - dominieren. Dies umfasst auch eine weitere selektive Internationalisierung und den Aufbau eines Portfolios an Photovoltaikgroßprojekten. Damit wird die CO ₂-arme Erzeugung gezielt weiter ausgebaut. Daneben werden wir unsere starke Stellung im Gasgeschäft weiter ausbauen, insbesondere auch im Bereich grüner und synthetischer Gase. Aus der kohlebasierten konventionellen Erzeugung werden wir uns dagegen schrittweise und wertschonend zurückziehen. Die Außerbetriebnahme des letzten Kernkraftwerks der EnBW erfolgt 2022.

Mit der erfolgreichen Umsetzung der Strategie 2020 gestaltet sich der Übergang der Strategieperioden fließend: Bereits 2019 haben wir unsere Geschäftsaktivitäten im Bereich erneuerbare Energien durch den Erwerb des französischen Wind- und Solarprojektierers und Anlagenbetreibers Valeco gestärkt. Ebenfalls 2019 machten wir durch den Erwerb von Plusnet einen maßgeblichen Schritt zum Aufbau einer starken Position auf dem bundesweiten Telekommunikationsmarkt. Beide Transaktionen stützen die Wachstumsstrategie EnBW 2025.

Zentrales Ziel der Strategie EnBW 2025 ist eine Steigerung des Adjusted EBITDA auf 3,2 Mrd. €. Zu dieser Ergebnissteigerung sollen alle drei strategischen Geschäftsfelder wesentlich beitragen.

Im Zeitraum 2021 bis 2025 plant die EnBW Gesamtinvestitionen von rund 12 Mrd. €. Schwerpunkte bilden der Netzausbau, vor allem die für die künftige Energieversorgung in Deutschland zentralen Projekte SuedLink und ULTRANET unserer Tochtergesellschaft TransnetBW, der Ausbau der erneuerbaren Energien wie beispielsweise die Realisierung des Offshore-Windparks EnBW He Dreiht sowie die Weiterentwicklung der intelligenten Infrastruktur für Kunden, zum Beispiel in den Bereichen Breitband, Telekommunikation und Elektromobilität. Gemäß der Wachstumsstrategie EnBW 2025 entfallen 80 % der Gesamtinvestitionen auf Wachstumsprojekte.

Diese Wachstumsstrategie soll durch den Retained Cashflow sowie erforderlichenfalls auch durch die Inanspruchnahme von Fremdmitteln finanziert werden. Mit der Nutzung nachhaltiger Finanzinstrumente tragen wir dabei unserem veränderten Geschäftsportfolio Rechnung und erschließen uns neue Investorenkreise, die auf nachhaltige Verwendungszwecke ihrer Investments Wert legen. Wir streben weiterhin eine ausgewogene Finanzierungsstruktur, ein solides Finanzprofil und damit solide Investmentgrade-Ratings an.

Ziele und Steuerungssystem

Performance-Management-System

Die Unternehmenssteuerung enthält finanzielle, strategische und nichtfinanzielle Ziele und umfasst neben Finanzen und Strategie auch die Dimensionen Kunden und Gesellschaft, Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter sowie Umwelt. Im Zentrum dieser integrierten Unternehmenssteuerung steht das Performance-Management-System (PMS). Die wesentlichen finanziellen und nichtfinanziellen Konzernziele werden in Zielvereinbarungen hinterlegt, soweit sie für den jeweiligen Bereich als sinnvolle Steuerungsgröße betrachtet werden. In quartalsweisen Performance-Reviews auf Vorstandsebene werden die Werttreiber für die wesentlichen operativen Steuerungsgrößen, die auf die Zielerreichung der Top-Leistungskennzahlen (Zieldimensionen Finanzen, Strategie und Umwelt) einzahlen, berichtet. In der externen Kommunikation mündet das PMS in eine integrierte Berichterstattung über die finanzielle und nichtfinanzielle Unternehmensleistung, die auf dem Rahmenkonzept des International Integrated Reporting Council (IIRC) beruht. Der vorliegende Integrierte Geschäftsbericht 2019 verzahnt die finanziellen und nichtfinanziellen Aspekte unserer Geschäftstätigkeit. Mit den Top-Leistungskennzahlen messen wir den Grad der Zielerreichung und steuern unser Unternehmen.

Definition und Zielwerte der Top-Leistungskennzahlen

Die Umsetzung unserer Strategie stellen wir durch ein ganzheitliches Ziel- und Steuerungssystem sicher. Dieses System ist Ausdruck einer gesamtheitlichen Betrachtung der Unternehmensperformance und stärkt das integrierte Denken in unserem Unternehmen. Zugleich untermauert es unsere umfassende und transparente Performance- und Stakeholderorientierung. Unser Zielsystem umfasst die fünf Dimensionen Finanzen, Strategie, Kunden und Gesellschaft, Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter sowie Umwelt. In jeder Zieldimension sind mehrere konkrete Ziele festgelegt, deren Erreichen jeweils mittels Top-Leistungskennzahlen kontinuierlich gemessen wird. Das daran anknüpfende Performance-Management-System (PMS) steht im Zentrum der Unternehmenssteuerung. Derzeit sind für die Top-Leistungskennzahlen quantitative Zielwerte für die Strategiehorizonte 2020 und erstmals auch für 2025 definiert. Die Top-Leistungskennzahlen des Geschäftsjahres 2019 sind im Vorjahresvergleich unverändert, für den LTIF werden ab 2019 zwei Kennzahlen berichtet.

Die finanziellen und strategischen Top-Leistungskennzahlen innerhalb des PMS sind das Adjusted EBITDA sowie die Anteile der Segmente am Adjusted EBITDA, die Innenfinanzierungskraft und der ROCE.

- Das Adjusted EBITDA ist das um neutrale Effekte bereinigte Ergebnis vor Beteiligungs- und Finanzergebnis, Ertragsteuern und Abschreibungen. Aus dieser Top-Leistungskennzahl der Zieldimension Finanzen leiten sich unmittelbar die Top-Leistungskennzahlen der Zieldimension Strategie ab, die den Anteil der einzelnen Segmente am Adjusted EBITDA beschreiben. Das operative Ergebnis 2020 wird wieder das vor der Energiewende durchschnittlich erzielte Niveau erreichen. Der Gesamtanteil des regulierten Netzgeschäfts und der erneuerbaren Energien trägt zusammen rund 70 % zu diesem Ergebnis bei. Im Jahr 2025 soll das operative Ergebnis bei 3,2 Mrd. € liegen.

- Die Innenfinanzierungskraft ist die wesentliche Kennzahl für die Finanzierungsfähigkeit des Konzerns aus eigener Kraft: Der bereinigte Retained Cashflow wird ins Verhältnis zu den bereinigten zahlungswirksamen Nettoinvestitionen gesetzt. Der bereinigte Retained Cashflow steht dem Unternehmen nach Deckung der laufenden Kosten und Dividendenzahlungen für Nettoinvestitionen ohne zusätzliche Fremdkapitalaufnahme zur Verfügung. Seit dem Geschäftsjahr 2017 bereinigen wir den Retained Cashflow um den Einmaleffekt der Rückerstattung der Kernbrennstoffsteuer (bereinigter Retained Cashflow) und im Geschäftsjahr 2019 bereinigen wir zusätzlich die zahlungswirksamen Nettoinvestitionen um die vorgezogenen Wachstumsinvestitionen aus dem Erwerb von Valeco und Plusnet, die bereits zur Wachstumsstrategie EnBW 2025 beitragen. Da die Wachstumsphase nicht ausschließlich mit eigenen Mitteln aus der Innenfinanzierungskraft heraus finanziert werden kann, werden wir die Bonität ab 2021 über das Schuldentilgungspotenzial (Verhältnis des Retained Cashflows zu den Nettoschulden) steuern. Bis 2020 wird die Top-Leistungskennzahl Innenfinanzierungskraft beibehalten.

- Der ROCE (Return on Capital Employed) bildet das Verhältnis von Adjusted EBIT inklusive des angepassten Beteiligungsergebnisses und dem durchschnittlich eingesetzten Kapital. Er liegt über den Kapitalkosten und dient der Ermittlung des Wertbeitrags, der die Entwicklung des Unternehmenswerts aus finanzieller Sicht abbildet. Durch die signifikant gesunkenen Zinsen haben sich die Kapitalkosten (WACC) von 8,7 % im Jahr 2012 auf 5,2 % im Jahr 2019 reduziert. Wir gehen von einem unveränderten Zinsumfeld bis 2025 aus.

Neben den finanziellen Top-Leistungskennzahlen enthält das PMS auch nichtfinanzielle Top-Leistungskennzahlen:

Die Zieldimension Kunden und Gesellschaft umfasst den Reputationsindex, den Kundenzufriedenheitsindex und den SAIDI (System Average Interruption Duration Index).

- Zur Bestimmung des Reputationsindex werden im Verlauf des Geschäftsjahres insgesamt circa 5.000 Personen - aus den für die Marke EnBW relevanten Stakeholdergruppen Kunden, breite Öffentlichkeit, Industrieunternehmen, Meinungsführer und Investoren - zu ihrer Einstellung zur Marke EnBW durch ein externes Marktforschungsinstitut befragt. Dabei werden pro Stakeholdergruppe Ergebnisse zur Unterscheidungskraft sowie zur Bewertung der Kompetenz und zur emotionalen Einstellung zur Marke EnBW gewonnen und zu einem Reputationsindex zusammengeführt. Die einzelnen Reputationsindizes pro Stakeholdergruppe werden gleich gewichtet zu dem berichteten Reputationsindex verdichtet. Wir streben eine kontinuierliche Verbesserung der Reputation an.

- Die Top-Leistungskennzahl Kundenzufriedenheitsindex betrachtet die Zufriedenheit der privaten Stromendkunden im Jahresdurchschnitt, die in einem unmittelbaren Verhältnis zur Kundenbindung steht. Sie wird aus Kundenbefragungen durch einen externen Anbieter für die beiden Marken EnBW und Yello erhoben. Die Kundenzufriedenheit lässt Rückschlüsse zu, wie gut wir die Bedürfnisse und Wünsche der befragten Kunden mit maßgeschneiderten Lösungen und Produkten erfüllen. Maßnahmen zum Klimaschutz werden in den nächsten Jahren den Energiebezug der Kunden verteuern. Trotz neuer Fähigkeiten, Angebote und Services der EnBW wird dies die Wahrnehmung der Energiebranche aller Voraussicht nach insgesamt belasten. Die Zielwerte für den Kundenzufriedenheitsindex 2025 liegen daher unter dem Niveau 2020.

- Als Top-Leistungskennzahl zur Versorgungszuverlässigkeit dient der SAIDI. Die Kennzahl gibt die durchschnittliche Dauer der Versorgungsunterbrechung im Stromverteilnetz je angeschlossenen Kunden im Jahr an. Der SAIDI berücksichtigt alle ungeplanten Versorgungsunterbrechungen von mehr als drei Minuten beim Endverbraucher. Die Definition und Berechnung dieser Kennzahl basiert auf den Vorgaben des Forums Netztechnik / Netzbetrieb (FNN) im Verband der Elektrotechnik Elektronik Informationstechnik e. V. (VDE). Die Beibehaltung der Versorgungsqualität unserer Kunden ist für uns von zentraler Bedeutung für die Weiterentwicklung der Netze unserer Netztöchter. Die Versorgungszuverlässigkeit in den Netzgebieten unserer Netztöchter basiert auf umfangreichen Investitionen in Netze und Anlagen sowie auf unserer Systemkompetenz.

In der Zieldimension Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter werden der Mitarbeitercommitmentindex (MCI) und der LTIF (Lost Time Injury Frequency) als Steuerungskennzahlen herangezogen.

- Der MCI bringt den Grad der Verbundenheit (= Commitment) der Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter mit der EnBW zum Ausdruck. Er wird im Rahmen der Mitarbeiterbefragung erhoben und beruht auf standardisierten Fragen, die den Grad der Verbundenheit der Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter mit dem Unternehmen thematisieren: Zufriedenheit mit dem Arbeitsverhältnis, Arbeitgeberattraktivität, Identifikation mit dem Unternehmen, Motivationsklima, Wettbewerbsfähigkeit und Zukunftsfähigkeit. Der MCI wird in der Regel alle zwei bis drei Jahre grundsätzlich für alle Gesellschaften mit mehr als 100 Mitarbeiterinnen und Mitarbeitern (ohne ITOs) im Rahmen einer Vollbefragung durch einen externen, unabhängigen Dienstleister erhoben. In den Zeiträumen dazwischen erfolgt eine repräsentative Stichprobenbefragung - so auch 2019. Die Verbundenheit unserer Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter mit der EnBW und ihr Vertrauen in die Zukunftsfähigkeit des Unternehmens wollen wir weiter stärken.

- Die Berechnungsgrundlage für den LTIF ist der LTI (Lost Time Injuries), das heißt die Zahl der Unfälle während der Arbeitszeit, die sich ausschließlich durch den Arbeitsauftrag durch das Unternehmen ereignet haben, mit mindestens einem Ausfalltag. Der LTIF gibt wieder, wie viele LTI sich bezogen auf eine Million geleisteter Arbeitsstunden ereignet haben. In die Berechnung des LTIF gesamt werden grundsätzlich alle Gesellschaften mit mehr als 100 Mitarbeiterinnen und Mitarbeitern einbezogen. Für die Berechnung des LTIF steuerungsrelevante Gesellschaften werden Unternehmen im Bereich Abfallwirtschaft ausgeschlossen, da die Unfallzahlen deutlich vom energiewirtschaftlichen Kerngeschäft abweichen. Beide Kennzahlen berücksichtigen keine externen Leiharbeiter und Kontraktoren. Die Zahl der Arbeitsunfälle und die dadurch entstandenen Ausfalltage sollen nachhaltig stabil bleiben oder sinken.

In der Zieldimension Umwelt sind die Top-Leistungskennzahlen "Installierte Leistung erneuerbare Energien (EE) und Anteil EE an der Erzeugungskapazität" und die CO ₂-Intensität festgelegt.

- Die Installierte Leistung erneuerbare Energien (EE) und Anteil EE an der Erzeugungskapazität sind ein Maß für den Ausbau der erneuerbaren Energien und beziehen sich auf die installierte Leistung der Anlagen, nicht auf deren wetterabhängigen Erzeugungsbeitrag. Der Anteil der erneuerbaren Energien an der Erzeugungskapazität soll sich bis 2020 gegenüber 2012 (19 %) verdoppeln und bis 2025 weiter erhöhen.

- Berechnungsgrundlagen der Top-Leistungskennzahl CO ₂-Intensität sind die Emissionen an CO ₂ aus der Eigenerzeugung Strom des Konzerns sowie die eigenerzeugte Strommenge ohne nuklearen Beitrag. Die Kennzahl ergibt sich als Quotient aus den Emissionen bezogen auf die Erzeugungsmenge und beschreibt somit das spezifisch je Kilowattstunde freigesetzte CO ₂. Durch das Ausblenden der nuklearen Erzeugung bleibt die Kennzahl unbeeinflusst vom Wegfall der Kernenergie in den kommenden Jahren. Wir tragen aktiv zum Klimaschutz bei, indem wir die CO ₂-Intensität unserer Eigenerzeugung Strom (exklusive nuklearer Erzeugung) bis 2020 um 15 % bis 20 % gegenüber dem Basisjahr 2015 verringern.

Wirkungszusammenhänge der Zieldimensionen, Ziele und Top-Leistungskennzahlen

Wir sind der Überzeugung, dass zur Vermittlung eines umfassenden Bildes des Unternehmens neben der Darstellung des ökonomischen, ökologischen und gesellschaftlichen Kontexts auch eine Betrachtung und Analyse der Wirkungszusammenhänge dieser Bereiche gehört. Die Verknüpfung der verschiedenen Zieldimensionen ist ein wesentliches Element einer integrierten Berichterstattung. Gleichzeitig fördert eine solche Darstellung den Ansatz einer ganzheitlichen Unternehmenssteuerung innerhalb der EnBW. Zur Darstellung der Wirkungszusammenhänge werden die Top-Leistungskennzahlen des Ziel- und Steuerungssystems genutzt. Die Grundannahme bei der Darstellung der Wirkungszusammenhänge besteht darin, dass eine Änderung einer Top-Leistungskennzahl vielfach auch zu Änderungen bei einer oder mehreren anderen Top-Leistungskennzahlen führen kann. Es bestehen somit wechselseitige Beziehungen zwischen den Top-Leistungskennzahlen- im Extremfall können sich sogar alle Top-Leistungskennzahlen gegenseitig beeinflussen.

Für die Darstellung der Wirkungszusammenhänge im Jahr 2019 haben wir die zwei Themen Ausbau der Offshore-Windenergie am Beispiel der Windparks EnBW Hohe See und EnBWAlbatros sowie Ausbau des Telekommunikationsgeschäfts am Beispiel des Erwerbs von Plusnet gewählt. Die Inbetriebnahme der Offshore-Windparks EnBW Hohe See 2019 und EnBW Albatros im Januar 2020 wirkt sich auf die Top-Leistungskennzahlen in der Zieldimension Umwelt unmittelbar positiv aus. Der Erwerb von Plusnet führt zu einem direkten Effekt auf die Top-Leistungskennzahl "Ergebnisanteil Vertriebe am Adjusted EBITDA" in der Zieldimension Strategie. Darüber hinaus sind für beide Beispiele direkte beziehungsweise potenzielle Auswirkungen auf andere Top-Leistungskennzahlen zu erwarten.

Die direkt beeinflussten Top-Leistungskennzahlen stehen im Mittelpunkt der Grafiken und sind perspektivisch überwiegend direkt messbar. Die Zusammenhänge hinsichtlich der finanziellen und strategischen Top-Leistungskennzahlen sind im Wesentlichen ebenfalls direkt messbar und in den folgenden Beispielgrafiken anhand orangefarbener Pfeile dargestellt. Die Zusammenhänge mit den weiteren nichtfinanziellen Top-Leistungskennzahlen sind schwerer messbar und in der Regel eher potenzieller beziehungsweise langfristiger Natur. Sie werden anhand grauer Pfeile dargestellt. Im Geschäftsjahr 2019 wurden diese Zusammenhänge im Einzelnen nicht gemessen. Ihre Abbildung basiert auf internen Diskussionen mit den jeweiligen Fachbereichen und den Kennzahlenverantwortlichen. Die nach oben gerichteten Pfeile zeigen einen positiven Einfluss auf die Top-Leistungskennzahlen, die nach unten gerichteten Pfeile einen negativen Einfluss.

Corporate Governance

Unternehmensführung

Gute Corporate Governance ist bei der EnBW wesentlicher Bestandteil der Unternehmenskultur. Wir sind davon überzeugt, dass eine verantwortungsvolle und transparente Unternehmensführung das Vertrauen von Kunden, Kapitalgebern, Mitarbeiterinnen und Mitarbeitern und der Öffentlichkeit in das Unternehmen stärkt und zum langfristigen Unternehmenserfolg beiträgt. Vorstand und Aufsichtsrat haben den Anspruch, die Unternehmensleitung und -überwachung über die bloße Erfüllung gesetzlicher Vorgaben hinaus an anerkannten Maßstäben guter Unternehmensführung auszurichten und im Einklang mit den Prinzipien der sozialen Marktwirtschaft für den Bestand des Unternehmens und seine nachhaltige Wertschöpfung zu sorgen. Daher entsprechen wir auch sämtlichen Empfehlungen des Deutschen Corporate Governance Kodex (DCGK) in der Fassung vom 7. Februar 2017 (www.enbw.com/corporate-governance).

Als Corporate Governance Verantwortlicher im Vorstand überwachte bis 30. Juni 2019 Dr. Bernhard Beck und ab 1. Juli 2019 Colette Rückert-Hennen die Einhaltung des Kodex bei der EnBW. Colette Rückert-Hennen berichtete in Vorstand und Aufsichtsrat ausführlich über aktuelle Corporate Governance Themen. Beide Organe nahmen ihren Bericht zur Kenntnis und haben sich mit den Empfehlungen und Anregungen des Kodex befasst. Sie verabschiedeten daraufhin am 4. Dezember 2019 die jährliche Entsprechenserklärung gemäß § 161 Aktiengesetz (AktG). Die aktuelle Entsprechenserklärung sowie die Erklärungen der Vorjahre sind unter www.enbw.com/entsprechenserklaerung veröffentlicht. Der Entsprechenserklärung liegt der Kodex in der Fassung vom 7. Februar 2017 und nicht in der von der Regierungskommission DCGK beim Bundesministerium der Justiz und für Verbraucherschutz zur Prüfung und Veröffentlichung eingereichten Fassung vom 23. Januar 2020 zugrunde, da diese erst nach Abgabe der jährlichen Erklärung in Kraft treten wird. Der Vergütungsbericht ist im Lagebericht enthalten.

Leitung und Überwachung

Vorstand

Der Vorstand führt die Geschäfte des Konzerns in gemeinschaftlicher Verantwortung. Neben dem Ressort des Vorstandsvorsitzenden gliedern sich die Aufgaben des Vorstands in die Ressorts "Finanzen", "HR, Recht und Compliance, Revision" sowie "Technik". Zum 31. Dezember 2019 bestand der Vorstand der EnBW AG aus vier Mitgliedern. Am 1. März 2019 trat Colette Rückert-Hennen als Nachfolgerin von Dr. Bernhard Beck in den Vorstand ein und übernahm ab diesem Zeitpunkt das Personal- und Führungskräfte- sowie das Gesundheitsmanagement. Seit dem Ende der Bestellung von Dr. Bernhard Beck zum 30. Juni 2019 verantwortet Colette Rückert-Hennen zusätzlich die Aufgaben Recht, Revision, Compliance-Management / Datenschutz, Regulierungsmanagement und Gremien / Aktionärsbeziehungen. Das Beteiligungsmanagement wird seit diesem Zeitpunkt von Thomas Kusterer verantwortet.

Aufsichtsrat

Der Aufsichtsrat der EnBW AG besteht gemäß § 8 Abs. 1 der Satzung aus 20 Mitgliedern. Gemäß dem deutschen Mitbestimmungsgesetz ist er paritätisch mit Vertretern der Anteilseigner und der Arbeitnehmer besetzt, wobei die Gewerkschaft ver.di drei Arbeitnehmervertreter nominiert. Der Aufsichtsrat bestellt die Mitglieder des Vorstands und berät diese bei der Leitung des Unternehmens. Gemeinsam mit dem Vorstand erörtert er regelmäßig Geschäftsentwicklung, Planung und Strategie des Unternehmens und stellt den Jahresabschluss fest. Bei Entscheidungen von grundlegender Bedeutung für das Unternehmen ist der Aufsichtsrat stets eingebunden. Rechtsgeschäfte und Maßnahmen, die der Zustimmung durch den Aufsichtsrat bedürfen, sind in seiner Geschäftsordnung festgelegt. Der Aufsichtsrat hat zur optimalen Wahrnehmung seiner Aufgaben als ständige Ausschüsse einen Personalausschuss, einen Finanz- und Investitionsausschuss, einen Prüfungsausschuss, einen Nominierungsausschuss und einen Vermittlungsausschuss gemäß § 27 Abs. 3 Mitbestimmungsgesetz (MitbestG), einen Digitalisierungsausschuss sowie einen Ad-hoc-Ausschuss gebildet.

Weitere Informationen zu Vorstand und Aufsichtsrat finden sich in diesem Bericht unter "Organe der Gesellschaft" und in der Erklärung zur Unternehmensführung 2019 des EnBW-Konzerns und der EnBW AG einschließlich Corporate Governance Bericht 2019 sowie im Bericht des Aufsichtsrats (www.enbw.com/corporate-governance).

Hauptversammlung

In der Hauptversammlung üben die Aktionäre ihre Rechte in den Angelegenheiten der Gesellschaft aus. Die Hauptversammlung beschließt über die Entlastung der Mitglieder des Vorstands und des Aufsichtsrats, die Gewinnverwendung und die Wahl des Abschlussprüfers. Die Beschlüsse der Hauptversammlung bedürfen in den meisten Fällen einer einfachen Stimmenmehrheit. Jede Stückaktie gewährt eine Stimme. Weitere Informationen zur Hauptversammlung finden sich unter http://hv.enbw.com.

Die Aktien der börsennotierten EnBW AG sind im General Standard der Deutschen Börse gelistet. Das Land Baden-Württemberg hält über seine 100-prozentige Tochtergesellschaft NECKARPRI GmbH und diese wiederum über ihre 100-prozentige Tochtergesellschaft NECKARPRI-Beteiligungsgesellschaft mbH ebenso wie der Zweckverband Oberschwäbische Elektrizitätswerke (Zweckverband OEW) über seine 100-prozentige Tochtergesellschaft OEW Energie-Beteiligungs GmbH jeweils 46,75 % am Grundkapital der EnBW AG.

Insgesamt ist die Aktionärsstruktur zum 31. Dezember 2019 im Vergleich zum Vorjahr unverändert.

Aktionäre der EnBW

Anteile in % (1)
OEW Energie-Beteiligungs GmbH	46,75
NECKARPRI-Beteiligungsgesellschaft mbH	46,75
Badische Energieaktionärs-Vereinigung	2,45
Gemeindeelektrizitätsverband Schwarzwald-Donau	0,97
Neckar-Elektrizitätsverband	0,63
EnBW Energie Baden-Württemberg AG	2,08
Sonstige Aktionäre	0,39

(1) Abweichung zu 100 % aufgrund von Rundungen.

Compliance

Compliance-Management-Systeme

Die selbstverständliche Einhaltung relevanter gesetzlicher Vorgaben und innerbetrieblicher Regeln bildet die Basis unseres unternehmerischen Handelns, ist Bestandteil unserer Unternehmenskultur und im Verhaltenskodex niedergelegt. Die bei der EnBW vorhandenen Compliance-Management-Systeme (CMS) und -Funktionen sind jeweils individuell ausgestaltet: Sie basieren auf unternehmens- und branchenspezifischen Prioritäten und Risiken, der Unternehmensgröße und anderen Faktoren. Sie sollen die jeweiligen Gesellschaften- und somit den Gesamtkonzern- dabei unterstützen, Risiken, Haftungs- und Reputationsschäden zu vermeiden.

Für die Umsetzung werden die personalführenden compliance-relevanten Gesellschaften je nach gesellschaftsrechtlicher Beherrschung unmittelbar beziehungsweise mittelbar in das CMS der EnBW eingebunden.

Das CMS wird kontinuierlich intern durch die Revision oder durch die Compliance-Organisation selbst überprüft und weiterentwickelt. Es umfasst unmittelbar eingebundene Gesellschaften. Im Fokus der Tätigkeit der Abteilung stehen die Prävention, Aufdeckung und Sanktionierung von Korruption, die Prävention von Verstößen gegen das Wettbewerbs- und Kartellrecht, die Geldwäscheprävention sowie der Datenschutz, der bei der EnBW Teil des Bereichs Compliance und Datenschutz ist. Im Berichtsjahr waren bei der EnBW 29 Gesellschaften aus Compliance-Sicht unmittelbar in das CMS eingebunden. Neu zu integrierende Gesellschaften werden auf Grundlage eines risikobasierten Ansatzes in das CMS eingebunden.

Auch in die CMS der mittelbar eingebundenen Gesellschaften sind relevante Beteiligungen dieser Gesellschaften einbezogen. In das CMS der Energiedienst (ED) waren zwei Gesellschaften aus der ED-Gruppe eingebunden, vier Tochtergesellschaften steuern die Compliance eigenverantwortlich. Bei der Pražská energetika (PRE) waren sieben personalführende Gesellschaften in das CMS integriert, bei den Stadtwerken Düsseldorf (SWD) drei, bei der ZEAG zwei und bei der Unternehmensgruppe VNG 19. Mit der Bekämpfung von Compliance-Risiken- insbesondere hinsichtlich Bestechung und Korruption- möchten wir unseren Geschäftserfolg absichern. Bei der EnBW und den compliancerelevanten Gesellschaften sowie den ITOs (Independent Transmission Operator) sind präventiv Risikoerhebungsmethoden, Beratungsangebote sowie Schulungskonzepte eingerichtet.

Jahresaktivitäten

Im Jahr 2019 wurden in relevanten Bereichen Präsenztrainings durchgeführt. Im Fokus stand dabei konzernweit die Schulung der großen Gruppe von Mitarbeiterinnen und Mitarbeitern in Assistenz- beziehungsweise Sekretariatsfunktionen sowie der EnKK. Daneben wurden Präsenztrainings zum Kartellrecht in weiteren sensiblen Bereichen durchgeführt. Für neue EnBW-Mitarbeiterinnen und -Mitarbeiter ist die Durchführung eines E-Learnings oder die Teilnahme an einführenden Präsenztrainings obligatorisch. Alle mittelbar einbezogenen Gesellschaften führten Schulungen zur Stärkung der Sensibilisierung der Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter durch. Hierbei bedienten sich die Gesellschaften der Möglichkeiten, entweder Präsenz- oder Online-Schulungsangebote zu nutzen.

Die EnBW führt jährlich einen Compliance-Day durch. Die Veranstaltung am 27. November 2019 in Karlsruhe bot den rund 110 Teilnehmern ein breit gefächertes Programm mit Impulsvorträgen und Workshops. Rund um das Motto "Verantwortung" wurde die Bedeutung des eigenverantwortlichen Handelns für die Compliance eines Unternehmens herausgestellt.

Die Einbindung von im Berichtsjahr neu erworbenen Gesellschaften befindet sich in Umsetzung.

Die jährlichen Compliance-Risk-Assessments bei der EnBW betrachten das Korruptions-, Kartellrechts-, Betrugs- und Datenschutzrisiko und bilden die Basis für die Compliance- und Datenschutzarbeit. Sie wurden 2019 bei den unmittelbar und eng in das CMS einbezogenen Gesellschaften durchgeführt. Die Zusammenfassung der wesentlichen Compliance-Risiken ist im Chancen- und Risikobericht enthalten. In den mittelbar einbezogenen Gesellschaften sowie den ITOs werden solche Risiken ebenfalls systematisch erhoben.

Das Beratungsangebot des EnBW-Compliance-Bereichs ist für unmittelbar in das CMS eingebundene Unternehmen verfügbar und stellt ein weiteres Kernelement der Prävention dar. Es wurde auch 2019 stark genutzt. Zu diesem Angebot gehört eine Compliance-Hotline, die persönlich, per E-Mail oder telefonisch erreichbar ist. Bei dieser gingen 2019 rund 1.250 Anfragen zu den Schwerpunktthemen Zuwendungen, Spenden und Sponsoring sowie zu weiteren Themen wie Interessenkonflikten und Geschäftspartnerprüfungen ein. Bei den mittelbar einbezogenen Gesellschaften wird das Beratungsangebot in diesen Gesellschaften rund um Compliance-Themen ebenfalls angenommen.

Compliance-Verstöße

Die EnBW und die unmittelbar eingebundenen Gesellschaften haben Meldewege etabliert, über die unternehmensinterne und unternehmensexterne Hinweisgeber unter Wahrung der Anonymität Meldungen zu Verdachtsfällen geben können. Ein Hinweisgebersystem ist- neben der EnBW- ebenfalls bei ED, PRE, den SWD und TransnetBW eingerichtet.

Im Berichtsjahr gab es neun Verstöße bei unmittelbar eingebundenen Gesellschaften, jedoch keinen wesentlichen. Bei der terranets bw und TransnetBW gab es im Berichtsjahr jeweils einen Compliance-Verstoß, bei der VNG hat sich ein Verdachtsfall als begründet erwiesen. Bei der PRE gab es zwei Compliance-Verstöße. Hinweise auf Korruptionsfälle gingen nicht ein.

Im Geschäftsjahr 2019 wurde der EnBW-Konzern weder mit kartellrechtlichen Bußgeldverfahren noch mit kartellrechtlich begründeten Klagen Dritter konfrontiert. Die Ermittlungsverfahren der Strafverfolgungsbehörden gegen einzelne Mitarbeiter beziehungsweise frühere Organmitglieder wegen der sogenannten Russlandgeschäfte und wegen des Umsatzsteuerkarussells im CO ₂-Zertifikate-Handel dauerten auch 2019 an. Ein konkretes Ende dieser Verfahren ist aktuell nicht abzusehen.

Datenschutz

Die EU-Datenschutz-Grundverordnung (DSGVO) hat eine hohe Sensibilität zu Datenschutzfragen bewirkt. Der entstehende Beratungsbedarf wird durch die Abteilung abgedeckt. Das im Jahr 2018 etablierte neue E-Training war auch 2019 für alle Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter mit Zugang zu den E-Trainings obligatorisch. Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter in sensiblen Bereichen wurden in Präsenztrainings gezielt geschult. Darüber hinaus wird das Online-Informationsangebot kontinuierlich verbessert. Aufgrund der Stärkung der Rechte der Betroffenen durch die DSGVO ging 2019 eine Vielzahl von Auskunftsersuchen ein.

Im Dialog mit unseren Stakeholdern

Unsere Stakeholder

Der kontinuierliche und systematische Austausch mit unseren internen und externen Stakeholdern ist ein wichtiges Element bei der Bestimmung von Schwerpunkten im Rahmen unserer Unternehmensaktivitäten. Zu den wichtigen Stakeholdergruppen zählen unter anderem Aktionäre und Kapitalmarkt, Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter, Kunden, Kommunen und Stadtwerke, Gesellschaft und Umwelt, Lieferanten und Geschäftspartner sowie Politik und Medien. Eine Grundlage des Stakeholderdialogs bilden die Identifizierung und Priorisierung der Anspruchsgruppen zu strategisch bedeutenden und aktuellen Themen, insbesondere im Hinblick auf die Energie- und Mobilitätswende.

Die Umsetzung erfolgt über verschiedene Kommunikationskanäle- von Konferenzen bis Social-Media-Plattformen. Im direkten Austausch mit unseren Stakeholdern nehmen wir deren Interessen und Erwartungen an die EnBW auf. Diese fließen bei der strategischen Ausrichtung des Unternehmens und bei geschäftlichen Entscheidungen in den Entscheidungsprozess ein. Gleichzeitig informieren wir wesentliche Stakeholder über die Bedürfnisse des Unternehmens und die Voraussetzungen für eine effiziente, zuverlässige und nachhaltige Energieversorgung. Im Rahmen dieses Dialogs ist uns auch die Auseinandersetzung mit kritischen Meinungen wichtig, zum Beispiel bei Veranstaltungen unserer Stiftung Energie & Klimaschutz. Nach unserer Überzeugung nehmen durch den zielgerichteten Austausch von Erkenntnissen und Perspektiven wechselseitiges Verständnis, gesellschaftliche Akzeptanz und Vertrauen weiter zu. Darüber hinaus können auch zentrale Entwicklungen und Schlüsselthemen frühzeitig identifiziert werden.

Wesentlichkeitsanalyse

Wir haben in den vergangenen Jahren die Identifizierung wesentlicher Themen und die gleichzeitige Verknüpfung mit dem Prozess der Strategieentwicklung kontinuierlich ausgebaut. Wesentliche Aspekte werden auf Grundlage des Rahmenwerks des International Integrated Reporting Council (IIRC) sowie gemäß den GRI-Standards für die Nachhaltigkeitsberichterstattung der Global Reporting Initiative (GRI) bestimmt. Weitere aktuelle Entwicklungen fließen bei der Bestimmung künftiger Schwerpunktthemen mit ein, wie die Arbeiten der Arbeitsgruppe Task Force on Climate-related Financial Disclosures (TCFD) zur klimabezogenen Risikoberichterstattung.

Einerseits werden Themen als wesentlich erachtet, die einen maßgeblichen Einfluss auf die langfristige Wertschöpfung und damit auf die Performance und Zukunftsfähigkeit unseres Unternehmens haben. Von besonderer Bedeutung sind hier Beiträge zur strategischen Ausrichtung als nachhaltiger und innovativer Infrastrukturpartner. Andererseits werden Aspekte berücksichtigt, die die wichtigen ökonomischen, ökologischen und gesellschaftlichen Auswirkungen der Organisation widerspiegeln und die Einschätzungen von Stakeholdern maßgeblich beeinflussen.

Die wesentlichen Themen werden in den Funktional- und Geschäftseinheiten sowie in den einzelnen Gesellschaften der EnBW kontinuierlich umgesetzt. Darüber hinaus fließen die Erkenntnisse aus der Wesentlichkeitsanalyse beispielsweise in den Strategieprozess und das Stakeholdermanagement mit ein.

Der Prozess der Wesentlichkeitsanalyse umfasst drei Schritte: die Erstellung einer Übersicht jeweils zu strategischen und kommunikativ relevanten Themen, die Erarbeitung einer Themenliste unter Nachhaltigkeitsaspekten sowie die Ableitung wesentlicher Themen aus der Reputationsanalyse. Parallel dazu findet kontinuierlich ein Abgleich mit den Themenschwerpunkten statt, mit denen sich der Aufsichtsrat im Berichtsjahr befasst hat. Jeder Prozessschritt führt zu einer ausgeprägten Priorisierung der Themen und schließlich zu einer Ergebnisliste an Top-Themen, die sich den Kategorien Portfolioumbau, Wachstum und Nachhaltigkeit zuordnen lassen.

Der Portfolioumbau wird durch folgende Themen bestimmt:

- Ausbau der erneuerbaren Energien: Fertigstellung und Inbetriebnahme der Offshore-Windparks EnBW Hohe See im Jahr 2019 und EnBW Albatros im Januar 2020 mit insgesamt 609 MW. Darüber hinaus ist die finale Investitionsentscheidung für den Bau des Solarparks Weesow-Willmersdorf in Brandenburg gefallen - damit realisieren wir das erste Solar-Großprojekt mit einer installierten Leistung von mehr als 180 MW ohne EEG-Förderung.

- Versorgungszuverlässigkeit: Durch die schrittweise Modernisierung der Verteilnetze für Strom stellen die Netztöchter der EnBW weiterhin eine hohe Versorgungszuverlässigkeit in ihrem Netzgebiet und für ihre Kunden sicher.

- Infrastrukturanbieter: Durch den weiteren Ausbau der Ladeinfrastruktur, unter anderem mit nationalen und internationalen Kooperationspartnern, expandieren wir kontinuierlich im Bereich Elektromobilität.

- Rückbau Kernkraftwerke: Der umweltschonende Rückbau der Kernkraftwerke wird schrittweise umgesetzt. Das Kernkraftwerk Philippsburg wurde am 31. Dezember 2019 endgültig abgeschaltet. Unsere Stakeholder werden über die Entwicklungen regelmäßig informiert.

Im Bereich Wachstum sind in den drei strategischen Geschäftsfeldern folgende Themen wesentlich:

- Intelligente Infrastruktur für den Kunden:

- Mit dem Kauf von Plusnet haben wir einen maßgeblichen Schritt zum Ausbau des Telekommunikationsgeschäfts vollzogen.

- Mit dem Digitalisierungsprojekt EnPower haben wir unsere vertriebliche IT- und Prozesslandschaft neu aufgestellt und sie an den individuellen Anforderungen der Kunden ausgerichtet.

- Systemkritische Infrastruktur:

- Der Ausbau der Verteilnetze zur Integration erneuerbarer Energien stellt für uns und unsere Netztöchter einen zentralen Aspekt einer erfolgreichen Energiewende dar.

- Der Übertragungsnetzbetreiber TransnetBW entwickelt mit den zwei Netzausbauprojekten SuedLink und ULTRANET die Transportnetze für Windstrom von Nord nach Süd.

- Nachhaltige Erzeugungsinfrastruktur:

- Mit dem Erwerb des französischen Wind- und Solarprojektierers und Anlagenbetreibers Valeco verfolgen wir das Ziel, künftig die erneuerbaren Energien in Frankreich auszubauen und Wachstumschancen zu nutzen.

- Im Zuge der selektiven Internationalisierung eröffneten wir 2019 eine Repräsentanz in Taiwan und zwei Büros in den USA. Im Mittelpunkt steht dabei jeweils der Ausbau der Offshore-Windkraft.

Nachhaltigkeit ist integraler Bestandteil unserer Konzernstrategie. Das Nachhaltigkeitskonzept steht im Einklang mit den strategischen Leitplanken des Unternehmens und legt Handlungsfelder, Ziele und Maßnahmen fest. Handlungsfelder sind unter anderem der Ausbau erneuerbarer Energien, die Gewährleistung der Versorgungszuverlässigkeit sowie die Steigerung des Mitarbeitercommitments. Das Konzept berücksichtigt die externen Anforderungen an nachhaltiges unternehmerisches Handeln, das sich aus führenden Nachhaltigkeitsstandards und -ratings ableitet, ebenso wie die Integration ökologischer und sozialer Aspekte in das operative Geschäft. Wir orientieren uns an folgenden strategischen Leitplanken mit Nachhaltigkeitsbezug:

- Nachhaltiges Wirtschaften: Wir sind bestrebt, alle unsere Aktivitäten nachhaltig zu gestalten, angefangen bei der verantwortungsvollen Beschaffung von Rohstoffen bis hin zum Angebot intelligenter Energielösungen für unsere Kunden. Darüber hinaus betätigen wir uns aktiv im Bereich Sustainable Finance, was unter anderem durch die Mitgliedschaft unseres Finanzvorstands Thomas Kusterer in der Technical Expert Group on Sustainable Finance (TEG) und in der Task Force on Climate-related Financial Disclosures (TCFD) unterstrichen wird. Als Teil dieser Mitarbeit in den genannten Klimaschutzinitiativen berichtet er regelmäßig in internen Gremien über klimabezogene Chancen und Risiken.

- Klima- und Umweltschutz: Wir setzen uns weiterhin für die Festsetzung eines nationalen CO ₂-Mindestpreises im europäischen Emissionshandel mit einem moderaten Steigerungspfad ein. Das würde Planungssicherheit für alle Betroffenen schaffen, insbesondere für den Ausbau der erneuerbaren Energien. Durch unsere signifikanten Investitionen in klimafreundliche Projekte und Geschäftsmodelle leisten wir einen wichtigen Beitrag zum Klimaschutz.

- Stakeholderorientierung und Bereitschaft zum Dialog: Wir binden unsere Stakeholder aktiv in die Energiewelt der Zukunft ein- durch umfassende Informationen und durch Dialogangebote, beispielsweise über die Stiftung Energie & Klimaschutz.

- Kundennähe: Um die Bedürfnisse unserer Kunden noch besser zu erfüllen, entwickeln wir innovative Produkte, beispielsweise im Bereich der Telekommunikation oder bei der Versorgung mit klimafreundlichem Gas.

- Mitarbeiterorientierung: Wir wollen Wachstum, Entfaltung und Zukunft für die Menschen bei der EnBW und zugleich für unser Unternehmen ermöglichen. Wir machen unseren Mitarbeiterinnen und Mitarbeitern attraktive Angebote, zum Beispiel in den Bereichen Gesundheit, Altersvorsorge und klimafreundliche Mobilität.

- Regionale Verankerung: Wir haben unsere Wurzeln in Baden-Württemberg und übernehmen in dieser Region in besonderer Weise Verantwortung - durch Investitionen in bestehende Infrastrukturen, aber auch durch unser ehrenamtliches Engagement.

Nachhaltigkeitsratings

Wir pflegen einen intensiven Austausch mit führenden Nachhaltigkeitsratingagenturen und beziehen deren Analysen und Bewertungen zu Unternehmensstrategie, -situation und -aussichten in unsere Entscheidungsfindung mit ein. Bei der Auswahl von Agenturen stehen unter anderem transparente und nachvollziehbare Bewertungen sowie effiziente Arbeitsprozesse zwischen Ratingagenturen, Unternehmen, Investoren und Nachhaltigkeitsanalysten im Vordergrund. Die EnBW ist bestrebt, ihre Ratings von anerkannten Agenturen im Bereich Nachhaltigkeit kontinuierlich zu verbessern. Wir wollen dadurch unsere Positionierung als verantwortungsbewusst und nachhaltig agierendes Unternehmen stärken und auch diejenigen Finanzinvestoren ansprechen, deren Anlageentscheidungen ganz oder teilweise auf Nachhaltigkeitskriterien basieren. Wir konnten im Jahr 2019 unsere überdurchschnittlichen Ergebnisse innerhalb der Energiebranche bei bedeutenden Nachhaltigkeitsratings beibehalten.

Aktuelle Ergebnisse bei Nachhaltigkeitsratings

	CDP	ISS ESG	MSCI	Sustainalytics
Ergebnis	B / Management (2019)	B- (2019) / Prime (1)	AA (2019)	77 (2019) / Outperformer
Skala	A bis D-	A+bis D-	AAA bis CCC	0 bis 100
Relative Position	Sektor "Electric Utilities" weltweit: Die EnBW erreicht einen Platz unter den Top 25 %.	Sektor "Utilities / Multi Utilities" weltweit: Die EnBW erreicht einen Platz unter den Top 10 %.	Sektor "Utilities" weltweit: Die EnBW erreicht einen Platz unter den Top 24 %.	Sektor "Utilities" weltweit: EnBW erreicht einen Platz unter den Top 14 %.
Bewertungsfokus	Klimaaspekte	Sozial-, Governance- und Umweltaspekte	Sozial-, Governance- und Umweltaspekte	Sozial-, Governance- und Umweltaspekte

(1) Die letzte Aktualisierung des Ratings fand am 21.12.2018 statt. Zum 31.12.2019 war die EnBW weiterhin mit der Note B- und dem Primestatus bewertet.

Weitere Informationen zu Nachhaltigkeitsratings finden sich unter www.enbw.com/nachhaltigkeit. Weitere Ausführungen zu den nichtfinanziellen Kennzahlen sind auf Seite 81 ff. zu finden, Informationen zu den finanziellen Ratings durch die Ratinggesellschaften Moody's, Standard & Poor's und Fitch auf Seite 72 f.

Soziales Engagement

Wir sind uns unserer gesellschaftlichen Verantwortung bewusst. Unser Engagement für gesellschaftliche Belange richten wir auf die Zielgruppen Endkunden, Geschäftspartner und Kommunen innerhalb unseres überwiegenden unternehmerischen Wirkungskreises in Baden-Württemberg aus. Die Unterstützung für übergeordnete gesellschaftliche Themen konzentriert sich auf die Kernbereiche Breitensport, Bildung und Soziales, Umwelt sowie Kunst und Kultur.

Die Konzernrichtlinie zu Corporate Sponsoring, Mitgliedschaften, Spenden und Hochschulengagements regelt die Ziele, Verantwortlichkeiten, Standards, Prinzipien und Prozesse für alle Gesellschaften, an denen die EnBW AG die Mehrheit der Anteile oder Stimmrechte hält. Die Spendenaktivitäten werden dem Vorstand jährlich in einem Spendenbericht vorgelegt. Im Jahr 2019 beliefen sich die Spenden des EnBW-Konzerns auf 3,6 Mio. €, nach 2,2 Mio. € im Jahr zuvor. Davon entfielen auf die EnBW AG 1,8 Mio. € (2018: 604.000 €). Der Anstieg sowohl bei der EnBW AG als auch im Konzern geht im Wesentlichen auf Spendenzahlungen an Stiftungen zurück, die im Bereich unserer aktuellen, aber auch künftigen Geschäftsfelder tätig sind. Darüber hinaus ruft die Netze BW seit 2018 dazu auf, den Stand des Stromzählers nicht mehr postalisch, sondern auf elektronischem Weg mitzuteilen. Das eingesparte Porto wurde 2019 an zahlreiche gemeinnützige Organisationen in den jeweiligen Kommunen gespendet.

Die Pražskáenergetika ( PRE) unterstützte 2019 die Stiftung der Charta 77 - Barrieren-Konto - und das Jedlička-Institut, das Ausbildungsplätze und soziale Dienstleistungen für körperlich behinderte junge Menschen bereitstellt. Die StadtwerkeDüsseldorf (SWD) helfen seit vielen Jahren Schulen bei ihrer Aufgabe, junge Menschen an die Arbeitswelt heranzuführen. Daneben beteiligen sie sich an schulübergreifenden Wettbewerben, wie beispielsweise dem "Düsseldorfer Schulpreis" für herausragende Schülerprojekte in den Bereichen Soziales, Gesundheit oder Kultur. Die Weihnachtsspende der SWD geht an jeweils vier gemeinnützige Düsseldorfer Vereine, die jährlich ausgewählt werden. Die VNG unterstützt über die VNG-Stiftung das Netzwerk "Verbundnetz der Wärme" zur Förderung des gemeinnützigen Engagements in Deutschland und das international renommierte Kindermusikprojekt "OPEN WORLD" in Leipzig für einen deutsch-russischen Kulturaustausch. Die VNG-Tochtergesellschaft ONTRAS Gastransport fördert über das Programm "ONTRAS.Stadtbekannt" gemeinnützige Projekte von Vereinen und Initiativen und beteiligt sich seit 2018 an der Stiftung für Ehrenamt und bürgerschaftliches Engagement in Mecklenburg-Vorpommern.

Der EnBW-Vorstand verzichtet seit vielen Jahren auf Weihnachtsgeschenke an Geschäftspartner. Stattdessen spenden wir für soziale Projekte in Baden-Württemberg. Im Rahmen der Weihnachtsspendenaktion wurden 2019 insgesamt 32.000 € an acht karitative Spenden- / Leseraktionen regionaler Tageszeitungen in Baden-Württemberg gespendet.

Im Rahmen der EnBW-Kampagne "Wir machen das schon" (www.enbw.com/wir-machen-das-schon) leistete die EnBWAG auch 2019 mit dem Macher-Bus einen Beitrag zu sozialen oder gemeinnützigen Vorhaben. Mehr Informationen hierzu finden sich unter www.enbw.com/macherbus.

Die EnBW AG stellt regelmäßig jungen Künstlern Räume in ihren Gebäuden für Ausstellungen zur Verfügung. Die Ausstellung "Jahresgaben" von release Stuttgart e. V. ist seit 20 Jahren bei uns zu Gast. Konzept dieser Verkaufsausstellung ist, dass junge und bekannte Künstlerinnen und Künstler ihre Kunstwerke zur Verfügung stellen. Vom Verkaufserlös der Arbeiten erhalten sie 50 %; die andere Hälfte kommt der Arbeit von release Stuttgart e. V. zugute. Der Stuttgarter Verein ist eine angesehene Institution zur Hilfe und Beratung bei Drogenproblemen.

Die Zuwanderung von Flüchtlingen nach Deutschland bleibt eine große gesellschaftliche, politische und wirtschaftliche Herausforderung. Bereits 2015 entwickelten wir ein Ausbildungskonzept für Flüchtlinge mit dem Ziel, eine nachhaltige Hilfe mit Blick auf die Zukunft der betroffenen Menschen zu leisten. Seit 2016 gibt es ein mehrstufiges Berufsintegrationsprogramm. Ab Anfang 2019 wurden in der ersten Stufe 74 Teilnehmer mittels Schnuppertagen und Praktika an technische Berufe herangeführt. An der anschließenden Einstiegsqualifizierung als zweiter Stufe nahmen ab September 2019 41 Personen teil. In der dritten Stufe erlernen seit September 2019 17 Teilnehmer aus dem Vorjahresprogramm im Rahmen einer dualen Berufsausbildung einen IHK-zertifizierten technischen Ausbildungsberuf.

2019 wurde die "Aktion Ehrenamt" ins Leben gerufen. Die Initiative unterstützt Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter, die in ihren Kommunen ehrenamtlich tätig sind, indem jeden Monat zwei Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter eine Spende für einen gemeinnützigen Verein in Höhe von 1.000 € erhalten.

Wir verweisen außerdem auf unsere Ausführungen im Chancen- und Risikobericht.

Bürgerdialoge

Der Ausbau der erneuerbaren Energien ist ein wichtiges Ziel, das wir mit Engagement verfolgen. Wir planen, bauen und betreiben Windparks und Photovoltaikanlagen in direkter Partnerschaft mit und unter Beteiligung von Kommunen und Bürgern. An verschiedenen Standorten bieten wir das ganze Jahr über kostenlose Führungen für Besucher und Besuchergruppen an.

Beim Ausbau des Übertragungsnetzes zur Anbindung der erneuerbaren Energien stehen die zentralen Infrastrukturprojekte SuedLink und ULTRANET durch unsere Tochtergesellschaft TransnetBW im Mittelpunkt des öffentlichen Interesses. Bei beiden Projekten bestehen umfassende Möglichkeiten der Bürgerbeteiligung, zum Beispiel durch öffentliche Veranstaltungen in den von der Planung betroffenen Bundesländern und Landkreisen.

Zu den Ausbauplänen für das Pumpspeicherkraftwerk in Forbach informierten wir im Oktober 2019 die Bürger im Rahmen einer Bürgersprechstunde. Die Netze BW lud im April zu einer Bürgerinformationsveranstaltung zum geplanten Neubau eines 110-kV- Umspannwerks in Tiefenbronn ein und nahm an den vom Regierungspräsidium verantworteten Erörterungsterminen zu 110-kV- Netzausbauprojekten in Ellwangen und Rot am See teil.

Im Jahr 2020 beendeten wir die betriebliche Nutzung des Stöckach-Areals im Osten Stuttgarts und schafften damit Raum für die Stadtentwicklung. Als mehrheitlich öffentlich getragenes Unternehmen mit langjähriger Stuttgarter Geschichte will die EnBW einen Beitrag zu bezahlbarem und innovativem Wohnen leisten. Sie möchte den neuen Stöckach (www.der-neue-stoeckach.de) selbst entwickeln. Es sollen bis zu 800 Wohnungen mit insgesamt mindestens 60.000 m ² Wohnfläche entstehen, davon bis zu 40 % als geförderter Wohnungsbau. Wir planen, Angebote für soziales Miteinander, Freizeit, Nahversorgung, Gesundheit, Energieversorgung und Mobilität- gepaart mit technologischen Lösungen- zu schaffen. Eine zentrale Rolle nimmt nach wie vor die Beteiligung der Bürgerinnen und Bürger ein: In den Ende 2019 abgeschlossenen städtebaulichen Wettbewerb wurden Ideen aus mehreren Bürger-Werkstätten aufgegriffen.

Die Energiewende und der damit verbundene Ausstieg aus der Kernenergie umfassen neben wirtschaftlichen und technischen Aspekten auch Elemente der gesellschaftlichen Verantwortung. Wir übernehmen ausdrücklich die Verantwortung für den sicheren Rückbau der von uns betriebenen Kernkraftwerke. Für den Dialog mit der Bevölkerung sind beispielsweise die jährlichen Infotage zum Rückbau eine etablierte Plattform, die wir 2019 bereits zum siebten Mal angeboten haben. Zu den Veranstaltungen an den Standorten Philippsburg, Neckarwestheim und Obrigheim waren alle interessierten Bürgerinnen und Bürger eingeladen. Darüber hinaus standen die Verantwortlichen beispielsweise bei öffentlichen Gemeinderatssitzungen, Erörterungsterminen und Informationsveranstaltungen Rede und Antwort. Hinzu kommt der Austausch mit den zahlreichen Bürgerinnen und Bürgern sowie Funktionsträgern, die 2019 an Besucherführungen an den Kernkraftwerksstandorten teilgenommen haben.

Stakeholderdialog

Forschung, Entwicklung und Innovation

Forschung und Entwicklung: Ziele, Leitlinien und Prozesse

Ziel unserer Forschung und Entwicklung ist, Technologietrends frühzeitig zu erkennen, ihr wirtschaftliches Potenzial zu bewerten und Know-how zusammen mit den Geschäftseinheiten auszubauen. Zu diesem Zweck führen wir gemeinsam mit Partnern oder Kunden Pilot- und Demonstrationsprojekte direkt am Ort ihres späteren Einsatzes durch. So werden erfolgreiche Forschungsprojekte zu Innovationen für unser Unternehmen.

Forschung, Entwicklung und Innovation führen vielfach auch zu Erfindungen und Patenten. So wuchs das Patentportfolio im Jahr 2019 um 36 Patente (Vorjahr: 25); zum Jahresende hielt der EnBW-Konzern 244 Patente (Vorjahr: 208). Der Schwerpunkt der Patente liegt in den Bereichen smarte Lösungen und Elektromobilität.

Forschung und Entwicklung: ausgewählte Aktivitäten

Windenergie: Offshore-Windanlagen mit festem Fundament sind auf Flachwassergebiete bis circa 50 m Wassertiefe beschränkt. Mit schwimmenden Plattformen- der sogenannten Floating-Technologie- kann das Windkraftpotenzial in tieferen Gewässern gehoben werden. Gemeinsam mit Partnern untersuchen wir mehrere Konzepte für schwimmende Offshore-Windpark-Projekte, die sich für die Erschließung neuer internationaler Offshore-Windenergie-Regionen eignen. Ende 2019 schlossen wir eine Technologiepartnerschaft mit dem norddeutschen Ingenieurunternehmen aerodyn. Gemeinsam werden die Partner eine neuartige Konstruktion für schwimmende Windturbinen verwirklichen, die aufgrund ihrer Bauweise Kosteneinsparpotenziale in Aussicht stellt. Der 2020 beginnende Test im Kleinformat in Deutschland mündet unmittelbar in einen Test unter Realbedingungen, der von dem chinesischen Erneuerbaren-Technologieunternehmen Ming Yang aus Shanghai durchgeführt wird. Ein weiteres Schwimmplattformkonzept möchten wir mit europäischen Partnern untersuchen und in Europa eine Pilotanlage errichten. Mit den beiden Demonstrationsprojekten gewinnen wir Erkenntnisse darüber, welche Art von Schwimmplattform sich für künftige Projekte besonders eignet.

Darüber hinaus sind wir Mitglied eines Konsortiums, das mit Förderung der EU den Prototyp einer Offshore-Anlage mit über 10 MW Leistung konzipiert und in einer Vorserienanordnung aufbauen will. Nach der Insolvenz von Senvion ist General Electric in das Konsortium eingestiegen, und das Projekt wird fortgesetzt.

Photovoltaik: Die Universität Stuttgart hat Laserprozesse entwickelt, mit denen schadstofffreie Silizium-Solarzellen mit hohem Wirkungsgrad kostengünstig hergestellt werden können. Seit August 2017 beteiligen wir uns an diesem durch die Bundesregierung geförderten Forschungsprojekt und gründeten im Dezember 2017 unsere Tochtergesellschaft EnPV, die die Kommerzialisierung der Ergebnisse vorbereiten soll. 2019 untersuchte die EnPV zusammen mit Fabrikausrüstern die Industrialisierbarkeit des Prozesses. Danach wird erwartet, schadstofffreie PV-Module zu Kosten produzieren zu können, die bei den aktuellen Marktpreisen wirtschaftlich sind. Noch offene Fragen zu Teilschritten des patentgesicherten Verfahrens werden 2020 evaluiert, damit es in einer Pilotfertigung auf Industriemaschinen demonstriert werden kann.

Geothermie: Geothermie hat zusätzlich zur Stromproduktion das Potenzial, in Wärmenetzen den Einsatz fossiler Brennstoffe abzusenken. Wir unterstützen unsere Partner, wie etwa Kommunen, ihre Wärmenetze mittels Geothermie zu dekarbonisieren. In Bruchsal ist man schon heute so weit: Am 4. Dezember 2019 wurde die Wärmeversorgung einer Polizeikaserne aus dem nahe gelegenen Geothermiekraftwerk eingeweiht. Die Erfahrungen, Wärme aus Geothermie nutzbar zu machen, gewannen wir in Partnerschaften, in denen wir die Geothermiekraftwerke Bruchsal (seit 2012) und Soultz, Frankreich (seit 2016) gemeinsam planten, errichteten und bis heute betreiben.

Grüne Gase und Wasserstoff: Langfristig wollen wir unseren Kunden auch gasförmige Energieträger CO ₂-frei zur Verfügung stellen. Die Erfahrungen aus diversen Pilot- und Demonstrationsprojekten helfen uns dabei. Seit Anfang 2020 gewinnt unsere Tochtergesellschaft ZEAG mit Landesförderung grünen Wasserstoff. Eingesetzt wird eine 1-MW-PEM-Elektrolyse (PEM = Proton Exchange Membrane), die Strom aus dem Windpark "Harthäuser Wald" direkt in grünen Wasserstoff umwandelt. Schon im November 2018 eröffnete unsere Tochtergesellschaft Energiedienst (ED) eine alkalische Wasserstoffelektrolyseanlage mit 1 MW elektrischer Leistung in Wyhlen- betrieben mit Ökostrom aus Wasserkraft. 2019 wurde die ED im Zuge der Förderausschreibung "Reallabore" des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie (BMWi) ausgewählt, die Anlage um bis zu 5 MW zu erweitern, um Quartiere, Industrie und Kunden in der Mobilität mit strombasiertem Wasserstoff zu versorgen. Das Projekt soll 2020 starten.

Neue Technologien für die Ladeinfrastruktur:Nach Voruntersuchungen werden wir 2020 eine neue Möglichkeit des berührungslosen Ladens während der Fahrt demonstrieren und ihre Alltagstauglichkeit testen. Dazu sind wir im Dezember 2019 eine Partnerschaft mit dem jungen israelischen Unternehmen ElectReon eingegangen, das ein Induktionssystem für die Straße entwickelt hat. Es soll erstmals auf einer Teststrecke in Baden-Württemberg eingesetzt werden. Wie konventionelles Laden noch weiter beschleunigt werden kann, ohne die Batterie zu beeinträchtigen, untersuchen wir mit einem speziellen Fahrzeug an einer Ladesäule mit bis zu 320 kW.

Lastmanagement Elektromobilität: Im Oktober 2019 endete das Projekt "E-Mobility-Allee" der Netze BW in Ostfildern bei Stuttgart. Ziel war es, die Auswirkungen einer breiten Nutzung von Elektromobilität auf das Stromnetz zu untersuchen. Zehn Haushalten eines Straßenzugs wurden dafür E-Autos und die notwendige Ladeinfrastruktur zur Verfügung gestellt. Das Ergebnis zeigt aus Sicht der Netze BW, dass die Herausforderungen des Hochlaufs der Elektromobilität für die Verteilnetzbetreiber zu bewältigen sind. Großes Potenzial haben demnach vor allem das intelligente Lademanagement zur Vermeidung von Engpässen sowie der vorübergehende Einsatz verschiedener Typen von Batteriespeichern, um das Netz zu entlasten. Darüber hinaus wurden wertvolle Erkenntnisse über das Lade- und Nutzungsverhalten von Elektroautofahrern gewonnen. Folgeprojekte in Tamm ("E-Mobility-Carré") sowie ein Testfeld im ländlichen Raum ("E-Mobility-Chaussee") sind angelaufen.

Innovationsmanagement: Ziele, Leitlinien und Prozesse

Mit dem zentralen Innovationsmanagement entwickeln wir neue Geschäftsmodelle außerhalb unseres Kerngeschäfts, um kurzfristig neue Erlösquellen zu identifizieren und an den Markt zu bringen. Die Innovationsstrategie konzentriert sich auf zwei wesentliche Stoßrichtungen: die interne Generierung und Skalierung neuer Geschäftsmodelle in internen und externen Projekten und die Beteiligung an externen Start-ups durch die EnBW New Ventures.

Neben der Entwicklung neuer Geschäftsmodelle und der Betreuung von Start-up-Projekten in der Inkubationsphase begleitet das Innovationsmanagement auch reifere Projekte mit dem Company Builder bei ihrem Wachstum. Im Berichtsjahr lag der Fokus vor allem auf der Professionalisierung des Prozesses und der Skalierung bestehender Projekte. Nach erfolgreicher Entwicklung neuer Geschäftsmodelle entstehen weitere Herausforderungen für die Start-up-Teams in der Wachstums- und Skalierungsphase. Um die Teams wirksam zu begleiten und das Wachstum zu unterstützen, stellt der Company Builder den Start-ups zusätzliche Kompetenzen über Experten aus Controlling, Vertrieb und Marketing zur Seite.

Die EnBW New Ventures beteiligt sich an Start-ups, die digitale Lösungen für Infrastrukturen umsetzen. Im Fokus stehen Unternehmen, die mit skalierbaren Geschäftsmodellen und neuen Technologien Mehrwert realisieren. Mit einem Gesamtinvestitionsvolumen von 100 Mio. € werden Minderheitsbeteiligungen zwischen 10 % und 30 % an bis zu 20 Start-ups angestrebt bei einem jeweiligen Investitionszeitraum von vier bis acht Jahren. Die EnBW New Ventures nimmt dabei die Rolle eines aktiven Investors ein, unterstützt die Start-ups als Sparringspartner und ist in deren Gremien vertreten. Die Start-ups erhalten über die EnBW New Ventures Zugang zu professioneller Investorexpertise. Darüber hinaus ist eine kommerzielle Zusammenarbeit mit den operativen Einheiten der EnBW möglich.

Künftig wird sich die EnBW auch an stark wachsenden reifen Unternehmen über Mehrheitsbeteiligungen engagieren, um substanzielles Wachstum zu erzielen.

Innovation: ausgewählte Aktivitäten

Ein erfolgreiches frühes Start-up aus unserer Ideenschmiede ist ChargeHere, das zum weiteren Ausbau der Elektromobilität kostengünstige Ladeinfrastrukturlösungen für Parkhäuser und große Parkflächen anbietet. Statt jeden Parkplatz mit einer eigenen Wallbox auszustatten, benötigt die Lösung von ChargeHere lediglich einen zentralen Schaltschrank, von dem aus Ladekabel an die einzelnen Parkplätze verlegt werden. Das Konzept ermöglicht zudem ein optimiertes dynamisches Lademanagement und ein gesteuertes Laden der Fahrzeuge. ChargeHere befindet sich mit mittlerweile zwölf Mitarbeiterinnen und Mitarbeitern in der Wachstumsphase. Wir nutzen ChargeHere auch zum Ausbau der Ladeinfrastruktur an den eigenen Standorten; 2019 wurden an sechs großen Standorten insgesamt 264 Ladepunkte installiert. ChargeHere wirkt zudem an dem Projekt iLIME (intelligentes Lade-Infrastruktur-Management für E-Mobilität) mit, das vom Ministerium für Umwelt, Klima und Energiewirtschaft Baden-Württemberg unterstützt wird. Dabei entwickelt ChargeHere gemeinsam mit Partnern ein Konzept für ein mehrstufiges intelligentes Lademanagementsystem für E-Mobilität. Die ChargeHere-Ladelösung mit dynamischem Lademanagement kommt darüber hinaus seit Herbst 2019 in einer Wohnanlage mit Mehrfamilienhäusern und gemeinsam genutzter Tiefgarage in Tamm zum Einsatz. Rund zwei Drittel der Parkplätze in diesem "NETZlabor E-Mobility-Carré" wurden mit ChargeHere-Ladepunkten ausgestattet, um in Praxistests herauszufinden, wie die Integration von Elektromobilität in eine bestehende Netzinfrastruktur am besten gelingen kann.

SMIGHT ist eines unserer ersten Start-ups und konnte seine positive Entwicklung 2019 fortsetzen. Ehemals als Anbieter intelligenter multifunktionaler Straßenlaternen gestartet, hat SMIGHT sein Geschäftsmodell deutlich verändert. Neben der Erfassung von Verkehrsströmen für mittelgroße deutsche Städte mittels Sensorik, die an bestehenden Straßenbeleuchtungsanlagen installiert wird, fokussiert man sich stärker auf die Zielgruppe der Verteilnetzbetreiber. Für diese wurde ein intelligenter Stromsensor entwickelt, der Echtzeitdaten über die tatsächliche Netzauslastung liefert und somit einen bedarfsgerechten Netzausbau ermöglicht. Als erster Großkunde stattete die Netze BW 550 Ortsnetzstationen mit dem Stromsensor SMIGHT Grid aus. Damit wurden 18.000 Messpunkte geschaffen. Das Geschäft mit Netzsensorik bleibt für SMIGHT neben den Verkehrslösungen ein lukratives zweites Standbein.

Das Virtuelle Kraftwerk ist ein weiteres reifes Start-up aus dem Company Builder. Es sammelt und bündelt die erneuerbare Energie kleiner, dezentraler Erzeugungsanlagen wie Windräder, Photovoltaikanlagen oder Biomassekraftwerke über seine digitale Plattform. Die gesammelten Strommengen vermarktet es an der Strombörse. Gleichzeitig beliefert das Virtuelle Kraftwerk auch Verbraucher wie Gewerbe oder unsere Schnellladesäulen. Über Anlagenbetreiber und Kooperationspartner wächst es ständig. Stromproduzenten profitieren davon, dass sich ein kompetenter Partner um die Vermarktung kümmert und eine Vergütung der grünen Energie erfolgt. 2016 gestartet, hat sich das Virtuelle Kraftwerk zu einem am Markt etablierten Anbieter mit rund 30 Mitarbeiterinnen und Mitarbeitern und mehr als 1.000 Kunden entwickelt. 2019 haben wir das Virtuelle Kraftwerk von einem Innovationsprojekt zu einer Micro Business Unit- einem Unternehmen im Unternehmen- aufgewertet. Micro Business Units sind reifere Projekte, die mit einem marktfähigen Geschäftsmodell bereits erste Umsätze erzielt haben.

Aufwand und Personal

Wir haben im Geschäftsjahr 2019 54,4 Mio. € (Vorjahr: 40,6 Mio. €) für Forschung, Entwicklung und Innovation aufgewendet. Der Anstieg ist im Wesentlichen bedingt durch Wachstum im Innovationsmanagement; die korrespondierenden Umsätze stiegen auf 11,1 Mio. € (Vorjahr: 6,4 Mio. €). Öffentliche Forschungsförderung erhielten wir in Höhe von 0,9 Mio. € (Vorjahr: 2,3 Mio. €). In den Bereichen Forschung, Entwicklung und Innovation waren 2019 81 Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter beschäftigt (Vorjahr: 63). 236 Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter (Vorjahr: 169) befassten sich im Rahmen ihrer operativen Arbeit auch mit Forschungs- und Entwicklungsprojekten. Weitere 130 Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter (Vorjahr: 110) waren in Innovationsprojekte eingebunden.

Beschaffung

Effiziente und nachhaltige Beschaffungsprozesse

Unsere Einkaufsorganisation versteht sich als Wertschöpfungspartner im Konzern. Sie hat das Ziel, die Versorgung mit Materialien und Dienstleistungen in einem bestmöglichen Qualitäts-Kosten-Verhältnis zu sichern und damit die Wettbewerbsfähigkeit des Unternehmens zu stärken. Wir legen großen Wert auf die effiziente Gestaltung der Beschaffungsprozesse für wirtschaftliche Einkaufsergebnisse sowie auf eine nachhaltige Beschaffung unter Berücksichtigung der Anforderungen aus nationalen Gesetzen, EU-Recht und konzerninterner Richtlinien. Zur Steuerung der Beschaffungsprozesse kommt ein Kennzahlensystem mit diversen Leistungsindikatoren zur Anwendung. Es vermittelt kontinuierlich ein realistisches Bild von der aktuellen Situation im Einkauf und ermöglicht einen Soll-Ist-Vergleich sowie zeitnahe Steuerungsmaßnahmen.

Das Beschaffungsvolumen des EnBW-Konzerns (ohne ITOs) belief sich 2019 auf rund 2,8 Mrd. € (Vorjahr: rund 2,5 Mrd. €).

Zu unserer Leistungserstellung trägt eine große Zahl von Lieferanten und Dienstleistern bei. Sie spielen eine wesentliche Rolle bei unseren Anstrengungen, eine Spitzenposition im Energiemarkt zu erreichen. Das Lieferantenmanagement fördert die erfolgreiche Zusammenarbeit mit unseren Lieferanten, da es die Leistung der Lieferanten transparent macht und eine gemeinsame kontinuierliche Optimierung ermöglicht. Die sorgfältige Auswahl unserer Geschäftspartner ist Teil unseres Risikomanagements, sie unterstützt die Einhaltung gesetzlicher Vorgaben und intern definierter Qualitätsstandards. Daneben entwickelt der Zentraleinkauf insbesondere im Hinblick auf die selektive Internationalisierung des Geschäfts in enger Zusammenarbeit mit den Geschäfts- und Funktionaleinheiten ein integriertes Supply-Chain-Management.

Nachhaltige Beschaffung beginnt bei der sorgfältigen Auswahl der Geschäftspartner. Der Zentraleinkauf der EnBW AG nutzt hierfür einen einheitlichen Präqualifizierungsprozess. Die Lieferanten müssen in einer Selbstauskunft auf unserem Lieferantenportal darlegen, ob sie nachhaltige Maßnahmen in den Bereichen Datenschutz, Qualitätsmanagement, Umweltmanagement, Achtung der Menschenrechte, Korruptionsbekämpfung, Arbeitsschutz und Arbeitssicherheit praktizieren. Diese Selbstauskunft haben, gemessen am Beschaffungsvolumen, zum Jahresende 2019 knapp 90 % unserer Lieferanten abgegeben. In den allgemeinen Einkaufsbedingungen des EnBW-Konzerns und den zusätzlichen Einkaufsbedingungen Arbeitsschutz sind weitere detaillierte Anforderungen an unsere Lieferanten festgeschrieben.

Unsere Tochtergesellschaften, die nicht über den Zentraleinkauf betreut werden, adressieren mit eigenen Mechanismen nichtfinanzielle Aspekte im Einkauf.

Die Energiedienst Holding (ED) arbeitet bei der Beschaffung wesentlicher Warengruppen über gemeinsame Ausschreibungen, die Nutzung von Rahmenverträgen und damit verbundenen Präqualifizierungen eng mit dem Zentraleinkauf der EnBW AG zusammen. Daneben werden überwiegend regionale Lieferanten aus Deutschland, der Schweiz oder den angrenzenden EU-Ländern beauftragt.

Beim Einkauf durch die Gesellschaften der Pražská energetika (PRE) wird bei Lieferanten darauf geachtet, dass unter anderem Sozialabgaben abgeführt werden, Steuerschulden beglichen sind und keine Geldwäsche betrieben wird. Potenzielle Lieferanten müssen bei Ausschreibungen die Einhaltung dieser Aspekte entweder durch Abgabe einer Ehrenerklärung oder durch Vorlage entsprechender Zertifikate nachweisen. Zudem wird die Erfüllung dieser Verpflichtungen auch in Lieferantenverträgen festgehalten.

Bei den Stadtwerken Düsseldorf (SWD) sind Nachhaltigkeitsaspekte in den Compliance-Richtlinien, Umweltmanagementhandbüchern und Prozessbeschreibungen verankert. Insbesondere achten die SWD im Bereich der Beschaffung auf den Einsatz umweltschonender und nachhaltiger Produkte und versuchen über Lieferantenverträge die Bekämpfung von Korruption und Bestechung sowie die Einhaltung von arbeits- und sozialrechtlichen Bestimmungen zu regeln.

Bei der VNG sind die wesentlichen Grundsätze für die Beschaffung in einem Verhaltenskodex, dem Managementhandbuch sowie den Konzernrichtlinien geregelt. Aspekte wie Korruptionsprävention, eingebettet im Compliance-Management-System, und Umweltschutz sind fester Bestandteil der Beschaffungsprozesse.

Verantwortungsvolle Rohstoffbeschaffung im Bereich Kohle

Herkunft der Kohlelieferungen

Die Steinkohle spielt als Energieträger bei der EnBW weiterhin eine wichtige Rolle für eine sichere und wirtschaftliche Stromversorgung. 2019 wurden 3,16 Mio. t Kohle an unsere Kraftwerke geliefert (Vorjahr angepasst: 3,81 Mio. t Kohle). Dies entspricht einem Beschaffungsvolumen von 170 Mio. € (Vorjahr: knapp 300 Mio. €).

Russland konnte seine führende Position auf dem insgesamt rückläufigen westeuropäischen Markt aufgrund der geografischen Nähe der Verladehäfen weiter ausbauen. Die kolumbianische Kohle dagegen hat in Westeuropa grundsätzlich an Bedeutung verloren, insbesondere weil die kolumbianischen Minenunternehmen in Amerika, Asien und im Mittelmeerraum höhere Preise für ihre Kohle erzielen. Aufgrund dieser allgemeinen Marktentwicklungen bezogen wir den Großteil der Kohle aus Russland und den USA.

Wir legen Wert auf ein ausgewogenes Beschaffungsportfolio, um eine Abhängigkeit von einzelnen Förderländern, Produzenten oder Händlern und die damit verbundenen Preis- und Lieferrisiken zu vermeiden. 82 % unseres Kohlebedarfs decken wir mittlerweile über Verträge direkt mit ausgewählten Produzenten. Die restliche Menge stammte aus mit Händlern abgeschlossenen Verträgen, in denen üblicherweise eine Standardqualität, aber nicht die Herkunft der Kohle definiert ist. Darüber hinaus pflegen wir enge Kontakte zu weiteren potenziellen Produzenten und Händlern, um eine einseitige Abhängigkeit auszuschließen.

Die russische Kohle stammte aus der Förderregion Kusnezker Becken (Kusbass) und wurde zum größten Teil von den Produzenten SUEK und Kuzbassrazrezugol (KRU) abgebaut. Die amerikanische Kohle wurde im Untertagebergbau im Illinois Basin und in den nördlichen Appalachen gewonnen. Die Hauptproduzenten waren Murray Energy und Consol Energy. Die Lieferungen kolumbianischer Kohle stammten von der Firma Drummond. Die südafrikanische Kohle wurde im Rahmen eines Handelsvertrags an uns geliefert und stammte aus der Provinz Mpumalanga.

Weitere Informationen zu unserer Kohlebeschaffung finden sich unter www.enbw.com/kohlebeschaffung. Die Chancen und Risiken im Zusammenhang mit der Beschaffung und Rohstoffbeschaffung sind im Chancen- und Risikobericht enthalten.

Positionierung, übergeordnete Konzepte und menschenrechtliche Sorgfaltspflichten

Im Sinne der Prinzipien für Wirtschaft und Menschenrechte der Vereinten Nationen sind wir bestrebt, die Kohlebeschaffung verantwortungsvoll zu gestalten und damit unserer menschenrechtlichen Verantwortung gerecht zu werden. Ausgehend von den besonderen Herausforderungen der Kohlebeschaffung wird weiterhin regelmäßig auf Basis der EnBW-Verhaltensgrundsätze zur verantwortlichen Beschaffung von Steinkohle und anderen Rohstoffen (www.enbw.com/verhaltenskodex) die laufende CSR-Performance aktueller und potenzieller Kohlelieferanten diskutiert und das weitere Vorgehen, insbesondere gezielte Nachfragen gegenüber ausgewählten Lieferanten, abgeleitet. Die Bewertung der Kohlelieferanten erfolgt auf Basis einschlägiger internationaler Standards, wie zum Beispiel des UN Global Compact. Aktuelle Studien von Wettbewerbern und internationalen Initiativen fließen ebenso in die Bewertung von Produzenten mit ein wie konkrete Hinweise und Beiträge von zivilgesellschaftlichen Organisationen.

Unsere Verhaltensgrundsätze in Verbindung mit einem internen Leitfaden bilden die Grundlage für unser Handeln. Die jährliche Bewertung der Kohleproduzenten erfolgt über das EnBW-Nachhaltigkeitsregister, das alle Themenbereiche der Verhaltensgrundsätze abdeckt. Neben der turnusmäßigen Prüfung der Nachhaltigkeitsperformance der Kohlelieferanten tritt bei vermuteten Verstößen gegen die Grundsätze ein mehrstufiger Prüfungsprozess in Kraft, der zur Beendigung der Geschäftsbeziehung oder zum Ausschluss aus unserem Beschaffungsprozess führen kann. Die Ergebnisse der Analysen im Nachhaltigkeitsregister werden unter Beteiligung aller relevanten Fachbereiche bei bevorstehenden neuen Vertragsabschlüssen mit Vertretern der Bereiche Handel, Compliance und Nachhaltigkeit diskutiert. In diese Analyse fließen die Erkenntnisse aus Stakeholderdialogen mit externen Anspruchsgruppen ein, wie Vertretern der Zivilgesellschaft, Länder- und Menschenrechtsexperten. Bei Abweichungen von den Mindeststandards werden bei bestehenden Lieferverträgen in Zusammenarbeit mit den Produzenten Abhilfemaßnahmen erarbeitet. Im Jahr 2019 kam es zu mehreren Treffen in dieser Zusammensetzung, bei denen insbesondere die Nachhaltigkeitsperformance der russischen Kohleproduzenten auf Basis der vorliegenden Erkenntnisse aus dem Nachhaltigkeitsregister sowie aktuelle Fragestellungen rund um Rohstoffimporte diskutiert wurden.

Aktuelle Entwicklungen

Mit erweiterten Maßnahmen konzentrierten wir uns im Berichtsjahr besonders auf Kohleproduzenten aus Russland und Kolumbien.

Russland

Aufgrund der kontinuierlich gestiegenen Kohleimporte aus Russland haben wir in den vergangenen drei Jahren unsere Anstrengungen zur Wahrnehmung menschenrechtlicher Verantwortung auch bezogen auf russische Kohlelieferanten kontinuierlich intensiviert. Dabei können wir auf Erfahrungen und Ansätze aus unserem Engagement in Kolumbien zurückgreifen.

Wir wollen bessere Informationen über die Arbeits- und Lebensbedingungen vor Ort in Russland erhalten, die Stakeholderbeziehungen vertiefen und gegenüber unseren Kohlelieferanten unsere Mindestanforderungen für eine verantwortungsvolle Kohlebeschaffung klar kommunizieren. Daher haben wir für russische Kohlelieferanten unsere Recherchen zu den wichtigsten Kohleproduzenten erweitert, den direkten Austausch mit den Unternehmen mit Nachfragen zu ausgewählten Nachhaltigkeitsthemen wie Umweltschutz und Arbeitsstandards gesucht sowie aufgrund verstärkter öffentlicher Berichterstattung eine erneute Geschäftspartnerprüfung der Kohlelieferanten im Jahr 2019 in Kooperation mit dem Compliance-Bereich durchgeführt. Im Einzelfall wurden Eigentumsverhältnisse verifiziert und weitere Informationen zu öffentlichen Kontroversen eingeholt. Zu diesem Zweck tauschten wir uns mit Wettbewerbern aus, um die Informationslage in Bezug auf russische Kohleproduzenten aus dem Kusbass zu verbessern und zu klären, wie über Dialog und Vor-Ort-Überprüfungen die Nachhaltigkeitsperformance der Produzenten weiter positiv beeinflusst werden kann. Überdies nehmen wir bei Vertragsabschlüssen mit Russland CSR-Klauseln in alle direkten Geschäftsverträge mit auf.

Im November 2019 reisten Vertreter der EnBW nach Moskau und in den Kusbass, um mit den für uns relevanten Produzenten SUEK und KRU Nachhaltigkeitsfragen zu besprechen. Mit staatlichen und nichtstaatlichen Akteuren diskutierten wir unsere Anforderungen an Arbeitssicherheit und Compliance und insbesondere Umweltschutz sowie Umsiedlungs- und Entschädigungsfragen. Zum Programm gehörte auch eine Besichtigung der Minen, aus denen wir wesentliche Lieferungen beziehen. So konnten wir uns selbst einen Eindruck über erweiterte Maßnahmen bei der Wasserreinigung und von Regelungen zum Abstand zwischen Wohngebieten und Minen machen und haben verschiedene Lösungsansätze im Umweltschutz und im Umgang mit Anliegen von Anwohnern thematisiert. Geplant ist, die Umsetzung weiterer Maßnahmen bei künftigen Reisen nach Russland 2020 zu überprüfen und erneut Kohlelieferanten, von denen wir Kohle beziehen, aus dem Kusbass zu besuchen, um Fortschritte bei der Achtung der Menschenrechte entlang der Wertschöpfungskette überprüfen zu können.

Kolumbien

Obwohl die Importe aus Kolumbien seit 2018 grundsätzlich stark zurückgehen, führen wir den Dialog mit kolumbianischen Produzenten fort, um dauerhaft eine kontinuierliche Verbesserung der CSR-Performance zu erreichen. Im Mittelpunkt des Kolumbien-Engagements stand die Fertigstellung unseres angekündigten Fortschritts- und Entwicklungsberichts. Die Ergebnisse dieses Berichts zeigen, dass die kolumbianischen Bergbauunternehmen in der Region Cesar in den vergangenen fünf Jahren ihre internen Strukturen zur Einhaltung internationaler Menschenrechtsnormen auf- und ausgebaut haben. Dies schließt ein Bekenntnis zur Achtung der Menschenrechte und interne Managementsysteme ein. Der Bericht analysiert die wichtigsten Auswirkungen in Bezug auf Nachhaltigkeit entlang der Kohlelieferkette. Die Schwerpunkte liegen auf Arbeits- und Gesundheitsschutz, Beziehungen zu Gewerkschaften, Umsiedlung von Gemeinden, Umwelt- und Gesundheitsschutz sowie Sicherheit und Gewaltbekämpfung. Insgesamt zeigt der Fortschritts- und Entwicklungsbericht, dass die untersuchten Bergbauunternehmen in ihrem Einflussbereich in den vergangenen Jahren Fortschritte erzielt haben, gleichwohl eine weitere kontinuierliche Bearbeitung der Themenfelder auch gemeinsam mit anderen Produzenten, mit dem Staat und vor allem mit lokalen Anwohnern notwendig ist. Auf Basis der Berichtsergebnisse arbeiten wir mit den Produzenten an weiteren Aktionsplänen zur Verbesserung der Lage vor Ort. Einige Vertreter der Zivilgesellschaft kritisierten die Ergebnisse des Berichts und haben den bisher konstruktiv geführten Dialog zur Kohlebeschaffung mit der EnBW für beendet erklärt. Den pauschal geäußerten Vorwurf der Verharmlosung und des unkritischen Umgangs mit der Situation in Kolumbien teilen wir nicht und verweisen stattdessen auf die umfangreichen Daten und Fakten im Bericht. Wir stehen auch in Zukunft für einen sachlich geführten Dialog mit NGOs zur Verfügung.

Weitere Themen

Darüber hinaus führen wir (Vor-)Prüfungen zu Nachhaltigkeit und Compliance von Produzenten aus verschiedenen Ländern durch, die für den Abschluss von (Flüssig-)Gasverträgen in Betracht kommen. Hierbei haben wir bislang aus Nachhaltigkeitsperspektive bei den Unternehmen, mit denen eine Vertragsbeziehung besteht, keine Auffälligkeiten feststellen können, die eine vertiefte Untersuchung der Unternehmen erforderlich machen würden.

Wirtschaftsbericht

Rahmenbedingungen

Gesamtwirtschaftliche Entwicklung

Konjunktur

Die internationale Wirtschaftsentwicklung verlor 2019 an Fahrt. Vom Rückgang des Wirtschaftswachstums waren alle für uns relevanten Volkswirtschaften betroffen. Die Ursachen für die Wachstumsabschwächung lagen vor allem auf politischer Ebene: die Handelsstreitigkeiten der USA mit China und der EU, Unsicherheiten im Zusammenhang mit dem Ausscheiden des Vereinigten Königreichs aus der EU und drohende militärische Konflikte im Nahen und Mittleren Osten. Belastend wirkten in Deutschland zusätzlich die strukturellen Probleme der gesamtwirtschaftlich bedeutenden Automobilindustrie. In der Türkei verringerten sich der Zufluss ausländischer Investitionen und das Tourismusgeschäft aufgrund zunehmender politischer Unsicherheiten.

Die Wirtschaftslage in Europa und in Deutschland sollte sich 2020 gegenüber 2019 geringfügig verbessern. Diese Erwartung gründet auf einer Belebung der Auslandsnachfrage, vor allem aus den wachstumsstarken Schwellenländern, sowie auf einer Entspannung im Bereich der politischen Risiken, beispielsweise bei den handelspolitischen Auseinandersetzungen. Von der gesamtwirtschaftlichen Entwicklung werden 2020 voraussichtlich keine wesentlichen positiven oder negativen Einflüsse auf den Geschäftsverlauf der EnBW ausgehen.

Entwicklung des Bruttoinlandsprodukts (BIP)

in %	2020	2019	2018 (1)
Welt	3,4	3,0	3,6
Euroraum	1,4	1,2	1,9
Deutschland	1,2	0,5	1,5
Frankreich	1,3	1,2	1,7
Schweden	1,5	0,9	2,3
Schweiz	1,3	0,8	2,8
Tschechien	2,6	2,5	3,0
Türkei	3,0	0,2	2,8

(1) Vorjahreszahlen angepasst.

Zinsentwicklung

Nachdem es lange Zeit so aussah, dass die amerikanische Notenbank die Leitzinsen weiter erhöhen würde, kam es im Sommer zur Zinswende in den USA. Die Europäische Zentralbank (EZB) blieb vor dem Hintergrund einer sich abschwächenden Konjunktur bei ihrer expansiven Geldpolitik.

Die Diskontierungszinssätze für Pensions- und Kernenergierückstellungen von Unternehmen sind im Jahr 2019 weiter gesunken, sodass sich insbesondere die Barwerte der Pensionsverpflichtungen der EnBW zinsgetrieben erhöht haben.

Die Konsensprognose für den EZB-Hauptrefinanzierungssatz liegt unverändert bei 0,00 %.

Branchenentwicklung und Wettbewerbssituation

Die Energiebranche ist derzeit von tief greifenden Umbrüchen geprägt. Besonderer Veränderungsdruck geht dabei von der Energiewende aus. Aber auch zum Beispiel von der Digitalisierung, der Sektorkopplung oder dem Autarkiestreben der Kommunen wird starker Druck auf die Branche erzeugt.

Von großer Bedeutung ist dabei, dass der Energiesektor einer starken Regulierung unterliegt und die Politik entsprechend stark in die Entwicklungen eingreift. Dies betrifft gegenwärtig insbesondere den Umbau der Erzeugungslandschaft. Längerfristig werden hier vor allem erneuerbare Energien ihren Anteil in den Bereichen Verkehr und Wärme steigern. Gleichzeitig verändern sich die Geschäftsmodelle der Energieversorgungsunternehmen. Zudem treten auch neue, branchenfremde Akteure in den Energiemarkt ein. Dies betrifft besonders das Commodity- und Lösungsgeschäft. Zusätzlich findet eine Neuaufteilung entlang der traditionellen Wertschöpfungskette der Branche mit einer Spezialisierung auf einzelne Geschäftsfelder statt.

Wesentlicher Einfluss auf den deutschen und auch den europäischen Energiemarkt geht von der Aufteilung des RWE-Tochterunternehmens innogy auf E.ON und RWE sowie die zusätzlich vereinbarten Tauschvorgänge verschiedener Assets beider Unternehmen aus.

Die klassischen Energieversorgungsunternehmen müssen ihre Wettbewerbsfähigkeit in den einzelnen Geschäftsbereichen überprüfen, die Potenziale eines veränderten Marktumfelds nutzen und ihre Strategien zukunftsorientiert neu ausrichten.

Segmentübergreifende Rahmenbedingungen

Klimaschutz

Klimaschutz genießt in der Öffentlichkeit eine zunehmend stärkere Aufmerksamkeit. Sichtbare Zeichen dafür sind beispielsweise die "Fridays for Future"-Bewegung und die Ergebnisse der Europawahlen.

In Deutschland werden die nationalen Klimaziele für das Jahr 2020 voraussichtlich deutlich verfehlt. Das von der Bundesregierung auf den Weg gebrachte Klimaschutz-Maßnahmenpaket beinhaltet den Kohleausstieg, die Einführung einer CO ₂-Bepreisung in den Sektoren Verkehr und Wärme sowie zahlreiche weitere Maßnahmen, beispielsweise zur Förderung der Elektromobilität. Der Anteil erneuerbarer Energien am Bruttostromverbrauch soll bis zum Jahr 2030 auf 65 % ansteigen. Es ist jedoch auch - vor allem aufgrund des schleppenden Wind-onshore-Ausbaus - mit den neuen Klimaschutzmaßnahmen nicht zu erwarten, dass das 65 %-Ziel erreicht werden kann.

Wir setzen uns weiterhin für die Einführung eines Mindestpreises für CO ₂ im Stromsektor und eine klimaorientierte Reform des Steuer-, Abgaben- und Umlagensystems ein, um die notwendige Lenkungswirkung auf Investitionen in klimaschonende Technologien zu unterstützen.

Der Finanzvorstand der EnBW, Thomas Kusterer, ist Mitglied der EU Technical Expert Group on Sustainable Finance (TEG) zur Entwicklung gesetzlicher Rahmenbedingungen für nachhaltige Finanzierungsmöglichkeiten. Er engagiert sich darüber hinaus als Mitglied der Task Force on Climate-related Financial Disclosures (TCFD) für den Ausbau einer klimabezogenen Risikoberichterstattung von Unternehmen.

Unsere Strategie, uns bei Investitionen auf erneuerbare Energien, Netzausbau und die Entwicklung neuer, zunehmend digitaler Geschäftsmodelle zu konzentrieren, unterstützt die nationalen Klimaschutzziele und die internationalen Anstrengungen zum Klimaschutz.

EU Green Deal

Aktuell verfestigen sich auf EU-Ebene die Rahmenbedingungen hin zu einem Klimaneutralitätsziel bis 2050. Die Europäische Kommission hat bereits Ende 2018 eine Überarbeitung der Analyse möglicher Klimapfade bis 2050 vorgelegt. Das Klimaneutralitätsziel 2050, das im Rahmen eines umfassenden Green Deals ausgerufen wurde, soll gesetzlich verankert werden. Darüber hinaus soll bis Herbst 2020 untersucht werden, wie sich die Anhebung des 2030-Klimaziels auf mindestens 50 %, gegebenenfalls 55 %, auswirkt, mit entsprechenden Gesetzgebungsvorschlägen im Jahr 2021. Während das Klimaneutralitätsziel mit Ausnahme Polens alle Mitgliedsstaaten sowie das Europäische Parlament unterstützen und somit eine schnelle Verabschiedung wahrscheinlich ist, sind zur konkreten Anhebung des Ziels für 2030 noch weitere Verhandlungen zu erwarten.

In Bezug auf die Rahmenbedingungen der EnBW und weiterer Akteure der Energiewirtschaft sind im Rahmen des Green Deals künftig weitere Maßnahmen zu erwarten, zum Beispiel die Überarbeitung der Finanzierungsinstrumente und Kapitalmarktvorgaben oder Vorgaben und Maßnahmen zur Dekarbonisierung des Gas- und Transportsektors.

Kohlekommission

Die Kohlekommission hat am 26. Januar 2019 ihren Abschlussbericht vorgelegt, auf dessen Grundlage die Bundesregierung einen Gesetzentwurf erarbeitet und diesen Ende Januar 2020 im Bundeskabinett beschlossen hat. Dieser sieht vor, die Kohleverstromung in Deutschland bis 2038 zu beenden. Bis 2022 sollen die deutschen Braun- und Steinkohlekapazitäten der Energiewirtschaft auf jeweils 15 GW (aktuell zusammen circa 42 GW) und bis zum Jahr 2030 auf insgesamt 17 GW zurückgeführt werden. Stilllegungen von Kohlekraftwerken sollen zusätzlich durch die Förderung des Fuel Switch von Kohle auf klimafreundlichere Energieträger angereizt werden.

Der Kabinettsbeschluss des Gesetzes weicht in einigen kritischen Punkten von den Empfehlungen der Kohlekommission ab. Durch die beschlossene "späte" Stilllegung der Braunkohlekraftwerke wird erwartet, dass moderne Steinkohlekraftwerke relativ früh vom Netz gehen werden. Durch die damit insgesamt vorgesehene "frühe" und auch für moderne Anlagen entschädigungslose Stilllegung von Steinkohlekapazitäten werden negative Implikationen für die Betreiber der Steinkohlekraftwerke erwartet.

Befürchtet wird, dass die ebenfalls im Gesetzespaket vorgesehene Änderung des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes (KWKG) keine ausreichenden Anreize liefert, um entsprechende Investitionen in die Umstellung der Wärmeversorgung von Kohle auf klimafreundlichere Brennstoffe zu fördern. Die EnBW wird sich im Rahmen des parlamentarischen Verfahrens für Nachbesserungen des Gesetzentwurfs einsetzen.

Segment Vertriebe

Strom- und Gaspreise für Privat- und Industriekunden

Gemäß der Strompreisanalyse des Bundesverbands der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) vom Januar 2020 belief sich die durchschnittliche monatliche Stromrechnung für einen Musterhaushalt mit einem Jahresverbrauch von 3.500 kWh im Jahr 2019 auf 88,84 €, nach 85,94 € im Vorjahr. Über die Hälfte des Preises entfällt dabei auf Steuern und Abgaben. Die Strompreise in der Grundversorgung hat die EnBW zum 1. Januar 2019 um circa 37 € pro Jahr erhöht. Ursache hierfür waren die gestiegenen Kosten für die Strombeschaffung. Für Industriekunden in der Mittelspannungsversorgung stieg der durchschnittliche Strompreis inklusive Stromsteuer nach Berechnungen des BDEW von 17,96 ct / kWh im Vorjahr um 2,6 % auf 18,43 ct / kWh im Jahr 2019.

Die Preise für Erdgas lagen nach Berechnungen des Statistischen Bundesamts im Jahr 2019 für private Haushalte um 3,9 % über dem Wert des Vorjahres; für Industriekunden verringerte sich der Preis für den Gasbezug um 7,5 %.

Strukturelle Veränderungen

In dem im Oktober 2019 verabschiedeten Klimaschutzprogramm der Bundesregierung wurde das Ziel fixiert, dass bis 2030 insgesamt eine Million Ladepunkte für Elektrofahrzeuge zur Verfügung stehen. Dieses Ziel soll durch den "Masterplan Ladeinfrastruktur" erreicht werden. Enthalten sind Maßnahmen für den zügigen Aufbau einer flächendeckenden und nutzerfreundlichen Ladeinfrastruktur für bis zu zehn Millionen E-Autos bis 2030. Weiter ist vorgesehen, im Wohneigentumsgesetz (WEG) und im Mietrecht die Vorschriften für die Errichtung von Ladeinfrastruktur zu vereinfachen. Vermieter sollen perspektivisch verpflichtet werden, die Installation von Ladeinfrastruktur zu dulden.

Darüber hinaus hat die Bundesregierung die Förderung für reine E-Autos mit einem Listenpreis von unter 40.000 € von 4.000 € auf 6.000 € erhöht. Für teurere Fahrzeuge bis zu einer Grenze von 65.000 € steigt die Prämie auf 5.000 €. Zusätzliche Förderprogramme der Regierung, wie die ab Januar 2019 geltende Besserstellung elektrisch betriebener Dienstwagen, schaffen weitere Kaufanreize für E-Autos.

Wir engagieren uns beim Ausbau der Ladeinfrastruktur bei Haushaltskunden sowie gewerblichen und kommunalen Partnern. Innerhalb des Landesprogramms "Flächendeckendes Sicherheitsladenetz für Elektrofahrzeuge (SAFE)" hat beispielsweise ein Konsortium aus 81 Partnern unter unserer Führung ein flächendeckendes Ladenetz für E-Autos in einem 10-km-Raster innerhalb Baden-Württembergs aufgebaut.

Ein weiteres Ziel der Bundesregierung ist ein klimaneutraler Gebäudebestand bis 2050. Schlüsselfaktor hierfür ist eine hohe Gebäudeenergieeffizienz. Mit dem Gebäudeenergiegesetz (GEG), das Ende 2019 verabschiedet wurde, werden die verschiedenen gesetzlichen Anforderungen an die energetischen Eigenschaften von Gebäuden zusammengefasst. In diesem Zuge soll es Vorgaben für den Einbau von Ölheizungen ab 2026 geben und dafür eine 40 %-Förderung als Austauschprämie für den Wechsel einer Ölheizung eingeführt werden. Des Weiteren werden die bereits bestehenden Förderprogramme um 10 % erhöht und es soll 2020 eine steuerliche Förderung von energetischen Sanierungsmaßnahmen in Höhe von 20 % der Investitionskosten eingeführt werden. Die strengeren energetischen Anforderungen werden in der Praxis bei Neubauten vielfach schon vorweggenommen. Durch den geringeren Wärmebedarf der Gebäude können Wärmepumpen als energieeffiziente Beheizungsart eingesetzt werden. Ihr Anteil in Neubauten steigt seit Jahren an. Auch in Bestandsgebäuden kann eine Steigerung der Energieeffizienz durch eine Erneuerung der Heizungsanlage erreicht werden. Aufgrund der Altersstruktur der Heizungen wird die Austauschrate in den kommenden Jahren steigen. Ein Heizungsaustausch ist häufig mit einem Wechsel des Energieträgers hin zu Erdgas, Fernwärme oder erneuerbaren Energieträgern verbunden. Wir sehen in der Dynamik des Wärmemarktes große geschäftliche Chancen.

Segment Netze

Am 9. Juli 2019 hat der Bundesgerichtshof (BGH) entschieden, dass die Eigenkapitalzinssätze für Strom- und Gasnetzbetreiber in der dritten Regulierungsperiode nicht nach oben korrigiert werden müssen. Zuvor hatte das Oberlandesgericht (OLG) Düsseldorf die von der Bundesnetzagentur (BNetzA) zu niedrig festgelegten Eigenkapitalzinssätze aufgehoben.

Das OLG Düsseldorf hat am 10. Juli 2019 die BNetzA-Festlegung zum generellen sektoralen Produktivitätsfaktor (Xgen) für Gasnetzbetreiber vom 21. Februar 2018 aufgehoben. Die BNetzA hat am 10. Oktober 2019 Rechtsbeschwerde beim BGH eingelegt. Eine Entscheidung des OLG Düsseldorf zur BNetzA-Festlegung des Xgen für Stromnetzbetreiber steht dagegen noch aus.

Die Novelle des Netzausbaubeschleunigungsgesetzes Übertragungsnetz (NABEG 2.0) wurde am 4. April 2019 verabschiedet. Das Gesetz soll die Genehmigungsverfahren für den Neubau und für die Verstärkung von Stromleitungen der Hoch- und Höchstspannungsebene in Deutschland vereinfachen und beschleunigen. Die EnBW erhofft sich verbesserte Rahmenbedingungen, die es insbesondere den Übertragungsnetzbetreibern (ÜNB) erlauben, die dringend benötigten Netzausbaumaßnahmen fristgerecht umzusetzen.

Am 20. Dezember 2019 hat die BNetzA ihre Prüfungen des von den ÜNB entworfenen Netzentwicklungsplans Strom (NEP Strom) 2030 abgeschlossen. Der bestätigte NEP bildet die Grundlage für die gesetzlich vorgeschriebene Anpassung des Bundesbedarfsplans. Eine geplante weitere HGÜ-Verbindung nach Baden-Württemberg in das Netzgebiet unseres Übertragungsnetzbetreibers TransnetBW lehnt die Regulierungsbehörde gegenwärtig als nicht bestätigungsfähig ab.

Über den Netzausbau hinaus haben die deutschen ÜNB weitere Maßnahmen ergriffen, um die Erhaltung der Versorgungssicherheit zu gewährleisten. Dazu zählt die Ausschreibung von 1.200 MW neu zu errichtender Kraftwerkskapazitäten als besondere netztechnische Betriebsmittel. Im Ausschreibungsverfahren der TransnetBW für die Errichtung und den Betrieb einer 300-MW-Anlage im Südwesten Deutschlands hat die EnBW im August 2019 den Zuschlag erhalten. Die neue Anlage ist am EnBW-Kraftwerksstandort Marbach am Neckar geplant. Sie soll ab dem 1. Oktober 2022 in besonderen Notsituationen als "Sicherheitspuffer" in der Stromversorgung und zur Unterstützung der Netzstabilität dienen.

Am 5. Dezember 2019 hat die Bundesnetzagentur den Szenariorahmen des Netzentwicklungsplans Gas (NEP Gas) 2020 bis 2030 bestätigt. Der Szenariorahmen enthält erstmals eine separate Darstellung der Bedarfsprognose für Baden-Württemberg, weil der Kapazitätsbedarf hier stetig steigt und das Netz unserer Tochter terranets bw stark ausgelastet ist. So wird bis 2030 gegenüber dem heutigen Kapazitätsbedarf eine Steigerung von über 30 % erwartet.

Im regulierten Netzgeschäft ist insgesamt ein steigender Anspannungsgrad zu erwarten. Investitionen in den Netzausbau können den Ergebnisdruck der Netzbetreiber zwar reduzieren, dennoch ist eine angemessene Rendite erforderlich, um den Netzausbau weiterhin voranzutreiben und die Versorgungssicherheit in Deutschland zu gewährleisten. Insgesamt gehen wir daher davon aus, dass das Netzgeschäft der EnBW-Netztochtergesellschaften künftig auf wirtschaftlich anspruchsvollere Rahmenbedingungen treffen wird.

Segment Erneuerbare Energien

Deutschland

Insgesamt nahm die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien in Deutschland auch 2019 deutlich zu. So stieg der Anteil der erneuerbaren Energien an der gesamten deutschen Stromerzeugung nach Angaben des Fraunhofer ISE (www.energy-charts.de) auf knapp 46 % (2018: circa 40 %). Diese Steigerung ist gegenüber dem Vorjahr bei einer geringen Erhöhung der installierten Leistung insbesondere auf bessere Windbedingungen zurückzuführen.

Das Klimaschutzpaket der Bundesregierung sieht eine Erhöhung des Zubaus von Offshore-Windkraftanlagen in Deutschland von 15 GW auf 20 GW bis zum Jahr 2030 vor. Dies werten wir als wichtigen Beitrag zur Erreichung der Klimaziele und als Chance, unser Wind-offshore-Portfolio über die in Betrieb und Entwicklung befindlichen Projekte hinaus zu erweitern.

Im Jahr 2019 wurde in Deutschland das Wachstum der Onshore-Windkraftkapazität durch schwierige Genehmigungsbedingungen deutlich verlangsamt. Es wurden nur rund 700 MW neue Leistung in Betrieb genommen, was einem Rückgang um circa 75 % im Vergleich zum Jahr 2018 entspricht. Bei den Ausschreibungen im Jahr 2019 konnte nur etwa die Hälfte der ausgeschriebenen Leistung durch Projekte gedeckt werden. Auch wir sind von dieser Entwicklung deutlich betroffen. Um das Ziel von 65 % Erzeugung aus erneuerbaren Energien im Jahr 2030 zu erreichen, müssten pro Jahr rund 4.000 MW an neuer Leistung zugebaut werden. Das im Dezember 2019 verabschiedete Klimaschutzpaket der Bundesregierung wird voraussichtlich nicht zu einer Beschleunigung des aktuell gebremsten Wind-onshore-Ausbaus führen, sondern durch die vorgesehene einheitliche Mindestabstandsregelung den Ausbau weiter erschweren. Die EnBW setzt sich intensiv für eine Verbesserung der Genehmigungsbedingungen ein.

Mit dem Wegfall des 52-GW-Förderdeckels und der weiter voranschreitenden Kostendegression für PV-Module gehen wir von einem weiter beschleunigten Ausbau der Photovoltaikleistung in Deutschland aus. Der Bau des Solarparks Weesow-Willmersdorf durch die EnBW- eines der ersten förderfreien Großprojekte in Deutschland- beweist, dass die wettbewerbliche Wirtschaftlichkeit von Photovoltaik nun auch in Deutschland angekommen ist. Die hohe Attraktivität und Verfügbarkeit von Freiflächenanlagen in Deutschland zeigte sich auch in einer deutlichen Überzeichnung der Ausschreibungen im Jahr 2019.

Frankreich

Mit dem Erwerb von Valeco ist uns im Jahr 2019 der Eintritt in den französischen Markt für erneuerbare Energien gelungen. Wir rechnen mit einem dynamischen Wachstum erneuerbarer Energien in Frankreich, sowohl im Windkraft- als auch im Photovoltaikbereich. Die Rahmenbedingungen in Form hauptsächlich auktionsbasierter Ausschreibungen in Frankreich gewährleisten eine weiterhin verlässliche Förderung erneuerbarer Energien.

Schweden

Schweden bietet sehr gute Standortbedingungen und ein wettbewerbliches Umfeld für erneuerbare Energien. Insbesondere Windenergie an Land wird in den nächsten Jahren eine zunehmend wichtige Rolle im schwedischen Erzeugungsmarkt spielen. Seit dem Markteintritt im Jahr 2018 bauen wir unser Windkraftportfolio kontinuierlich aus. Das in Schweden existierende quotenbasierte Fördersystem für erneuerbare Energien bewirkt, dass die Anlagen ihre Erlöse größtenteils am Strommarkt erzielen. Dabei stellt die Vermarktung von CO ₂-Zertifikaten eine zusätzliche Erlösmöglichkeit dar.

Türkei

Der aktuell in der Türkei bestehende Fördermechanismus für die Energieerzeugung aus erneuerbaren Quellen ist für Anlagen gültig, die bis Ende 2020 in Betrieb gehen. Die Förderung aller anderen Anlagen wurde auf ein auktionsbasiertes System umgestellt. In diesem neuen Rahmen wurden beispielsweise 2019 rund 1.000 MW Onshore-Windkraftkapazitäten vergeben. Wir erweitern das Windkraftportfolio unseres Joint Ventures mit dem türkischen Partner Borusan um zwei aktuell im Bau befindliche Projekte. Die Fertigstellung dieser Anlagen ist im Jahr 2020 geplant. Wir halten den türkischen Markt langfristig für weiterhin attraktiv, beobachten die aktuellen politischen und wirtschaftlichen Entwicklungen in der Türkei jedoch sorgfältig.

Segment Erzeugung und Handel

Großhandelsmarkt Strom

Im Jahr 2019 lag der durchschnittliche Spotmarktpreis trotz eines deutlich höheren Preisniveaus bei CO ₂-Zertifikaten rund 7 € / MWh unter dem Niveau von 2018. Dabei ist zu berücksichtigen, dass die zweite Jahreshälfte 2018 von stark gestiegenen Preisen infolge Niedrigwasser und damit einhergehenden Lieferengpässen in der Kohleversorgung geprägt war. Der durchschnittliche Preis am Terminmarkt bewegte sich 2019 dagegen aufgrund der Erhöhung der CO ₂-Preise rund 4 € / MWh über dem des Vorjahresprodukts.

Die Terminmarktpreise spiegeln die Erwartung steigender Notierungen wider. Gründe sind der Kernenergieausstieg und die erwartete Stilllegung von Kohlekraftwerken. Entscheidend für die künftige Entwicklung der Strompreise werden der Verlauf der Brennstoff- und CO ₂-Preise sowie die Entwicklung des Stromerzeugungsmix sein.

Entwicklung der Preise für Strom (EPEX), Grundlastprodukt Base

in € / MWh	Durchschnitt 2019	Durchschnitt 2018
Spot	37,67	44,47
Rollierender Frontjahrespreis	47,79	43,84

Gasmarkt

Der Spotmarktpreis ist im Jahr 2019 deutlich gefallen. Zum einen hat sich das weltweite Angebot an Liquefied Natural Gas (LNG) durch neue Produktionsanlagen in den USA und Australien ausgeweitet, was spürbar höhere LNG-Lieferungen nach Nordwesteuropa zur Folge hatte. Zum anderen haben überdurchschnittlich hohe Temperaturen zu einer deutlich geringeren Wärmenachfrage geführt. Der Preisverfall am Spotmarkt hat sich auch auf die Jahrespreise ausgewirkt.

Für die weitere Entwicklung der Gaspreise sind die Verhandlungen über einen neuen Gas-Transitvertrag zwischen Russland und der Ukraine sehr bedeutend. Daneben kann sich das LNG-Angebot in Europa durch die Inbetriebnahme zusätzlicher LNG-Anlagen in den USA weiter erhöhen.

Entwicklung der Preise für Erdgas an der TTF (niederländischer Großhandelsmarkt)

in € / MWh	Durchschnitt 2019	Durchschnitt 2018
Spot	13,51	22,98
Rollierender Frontjahrespreis	18,19	20,70

Ölmarkt

Die Rohölpreise stiegen im Jahresverlauf 2019 von 55 US-$ / bbl auf bis zu 75 US-$ / bbl. Produktionskürzungen der OPEC sowie einiger Nicht-OPEC-Staaten, darunter Russland, beseitigten das Überangebot am Weltmarkt und stützten die Preise. Preistreibend wirkten ebenfalls der Konflikt zwischen dem Iran und den USA, verbunden mit Drohungen des Irans, die für den Ölhandel bedeutende Straße von Hormus zu blockieren, sowie der Drohnen- und Raketenangriff auf wichtige Ölanlagen Saudi-Arabiens. Dagegen bestimmten im Jahr 2019 auch Sorgen um die weltwirtschaftliche Entwicklung und damit um die Ölnachfrage das Marktgeschehen. Dabei belastete vor allem der anhaltende Handelsstreit zwischen den USA und China die Ölpreise.

Die Terminmarktpreise spiegeln die Erwartung sinkender Notierungen wider. Gründe sind die Furcht vor einem überversorgten Ölmarkt, unter anderem wegen der stark steigenden Ölproduktion der Nicht-OPEC-Staaten, sowie anhaltende Sorgen hinsichtlich einer konjunkturell bedingten Abschwächung der weltweiten Ölnachfrage. Ein großes Potenzial für Preisspitzen ist hingegen durch den anhaltenden Konflikt zwischen dem Iran und den USA sowie Saudi-Arabien gegeben, sollte es zu einer Eskalation kommen.

Preisentwicklung auf den Ölmärkten

in US-$ / bbl	Durchschnitt 2019	Durchschnitt 2018
Rohöl (Brent) Frontmonat (Tagesquotes)	64,16	71,69
Rohöl (Brent), rollierender Front-jahrespreis (Tagesquotes)	61,31	68,94

Kohlemarkt

Sowohl die Frontjahres- als auch die Spotmarktpreise gaben im Jahresverlauf 2019 erheblich nach. Hauptgründe für den Preisverfall waren ein generell überversorgter Weltmarkt sowie die deutlich sinkende Kohlenachfrage in Europa. Hier wurde die Kohleverstromung im großen Umfang durch erneuerbare Energien und die aufgrund sehr niedriger Gas- und relativ hoher Emissionszertifikatepreise oftmals günstigere Gasverstromung substituiert. Hinzu kamen im vierten Quartal 2019 Einfuhrbeschränkungen für Importkohle in China.

Bei Fortsetzung der beschriebenen Trends werden die Kohlenotierungen sowohl im Spot- als auch im Terminmarkt unter Druck bleiben. Als mit Abstand größter Kohleverbraucher der Welt ist China eine dominante Einflussgröße für den internationalen Kohlemarkt. Der zunehmende Ausbau der heimischen Kohleproduktion Chinas wird die Kohleimporte des Landes und somit den Weltmarkt weiterhin erheblich beeinflussen.

Preisentwicklung auf den Kohlemärkten

in US-$ / t	Durchschnitt 2019	Durchschnitt 2018
Kohle - API 2, rollierender Frontjahrespreis	69,54	87,03
Kohle - API 2, Spotmarktpreis	60,75	91,91

CO ₂-Zertifikate

Für CO ₂-Emissionen aus Kraftwerken müssen im Rahmen des europäischen Emissionshandels CO ₂-Zertifikate in entsprechender Höhe nachgewiesen werden. Die im Jahr 2018 beschlossene Angebotsreduktion (sogenannte Marktstabilitätsreserve, MSR) für Emissionszertifikate führte im Jahr 2019 zu einem weiteren Preisanstieg für EUA-Zertifikate. Das Auktionsangebot wurde 2019 um insgesamt circa 400 Millionen Zertifikate reduziert, was fast einer Halbierung entspricht.

In den nächsten Jahren ist mit weiter steigenden EUA-Preisen zu rechnen. Größter Preistreiber bleibt die Angebotsverknappung über MSR.

Entwicklung der Preise für Emissionszertifikate / Tagesquotes

in € / t CO ₂	Durchschnitt 2019	Durchschnitt 2018
EUA - rollierender Frontjahrespreis	24,88	15,62
CER - rollierender Frontjahrespreis	0,21	0,24

Kernenergie

Der Koalitionsvertrag der Bundesregierung setzt den Rahmen der aktuellen Kernenergiepolitik: Wesentliche Ziele sind der Erhalt von Fachpersonal und Fachwissen, ein zügiges Vorankommen bei der Suche eines Endlagers für hoch radioaktive Abfälle (bis 2031) sowie eine rasche Inbetriebnahme des Endlagers für schwach und mittel radioaktive Abfälle (nach gegenwärtiger Planung 2027). Dies soll verhindern, dass Zwischenlager an Kraftwerksstandorten zu faktischen Endlagern werden. Auf Basis eines Urteils des Bundesverfassungsgerichts vom 6. Dezember 2016 sollen Betreiber von Kernkraftwerken Kompensationszahlungen für Investitionen im Zeitraum zwischen der Entscheidung für die Laufzeitverlängerung (28. Oktober 2010) und deren Rücknahme (ab 16. März 2011) sowie für in eigenen Kraftwerken nicht mehr verstrombare Reststrommengen erhalten. Auf Basis des öffentlich-rechtlichen Vertrags in Anlehnung an das Gesetzespaket zur Neuordnung der Verantwortung in der kerntechnischen Entsorgung wurde im Auftrag der EnBW der Antrag auf eine Transportgenehmigung zur Rückführung von radioaktiven Abfällen aus der Wiederaufbereitung aus Frankreich in das Zwischenlager am Standort des Kernkraftwerks Philippsburg gestellt. Ein konkreter Zeitpunkt für den Transport steht noch nicht fest. Auf gleicher rechtlicher Grundlage gingen zum 1. Januar 2019 die Zwischenlager für hoch radioaktive Abfallstoffe auf den Bund über. Zum 1. Januar 2020 folgen die Standortabfalllager für schwach und mittel radioaktive Abfallstoffe. Am 31. Dezember 2019 erlosch die Berechtigung zum Leistungsbetrieb des Kernkraftwerks Philippsburg 2.

Unternehmenssituation des EnBW-Konzerns

Zieldimensionen Finanzen und Strategie

Ertragslage

Stromabsatz gestiegen, Gasabsatz rückläufig im Vorjahresvergleich

Stromabsatz (ohne Netze)

in Mrd. kWh (1)	Vertriebe		Erneuerbare Energien		Erzeugung und Handel
	2019	2018	2019	2018	2019	2018
Privat- und Gewerbekunden (B2C)	14,8	14,9	0,0	0,0	0,0	0,0
Geschäfts- und Industriekunden (B2B)	20,5	21,9	0,0	0,0	0,0	0,0
Handel	2,0	0,9	2,9	2,4	112,4	96,7
Gesamt	37,3	37,7	2,9	2,4	112,4	96,7

in Mrd. kWh (1)	Gesamt (ohne Netze)		Veränderung in %
	2019	2018
Privat- und Gewerbekunden (B2C)	14,8	14,9	-0,7
Geschäfts- und Industriekunden (B2B)	20,5	21,9	-6,4
Handel	117,3	100,0	17,3
Gesamt	152,6	136,8	11,5

(1) Vorjahreszahlen angepasst.

Der Stromabsatz lag im Geschäftsjahr 2019 über dem Niveau des Vorjahres. Aufgrund einer geänderten Zuordnung von drei Gesellschaften ergab sich eine geringfügige Verschiebung bei den Vorjahreszahlen der Segmente Vertriebe sowie Erzeugung und Handel. In einem weiterhin herausfordernden Wettbewerbsumfeld konnte der Stromabsatz im Privat- und Gewerbekundengeschäft (B2C) auf Vorjahresniveau gehalten werden. Der Absatz an Geschäfts- und Industriekunden (B2B) ist aufgrund des Rückzugs aus dem B2B-Commodity-Geschäft unter den Marken EnBW und Watt leicht gesunken. Im Handel führten gestiegene Handelsaktivitäten zu einem Absatzplus. Die Auswirkungen der Handelsaktivitäten auf die Ertragskraft unseres Unternehmens sind jedoch begrenzt. Bereinigt um Effekte, die sich aus Änderungen des Konsolidierungskreises ergeben haben, stieg der Stromabsatz um 11,2 %.

Gasabsatz (ohne Netze)

in Mrd. kWh (1)	Vertriebe		Erneuerbare Energien		Erzeugung und Handel
	2019	2018	2019	2018	2019	2018
Privat- und Gewerbekunden (B2C)	17,4	17,1	0,0	0,0	0,0	0,0
Geschäfts- und Industriekunden (B2B)	56,2	50,8	0,0	0,0	0,0	0,0
Handel	0,5	0,3	0,1	0,1	222,8	260,4
Gesamt	74,1	68,2	0,1	0,1	222,8	260,4

in Mrd. kWh (1)	Gesamt (ohne Netze)		Veränderung in %
	2019	2018
Privat- und Gewerbekunden (B2C)	17,4	17,1	1,8
Geschäfts- und Industriekunden (B2B)	56,2	50,8	10,6
Handel	223,4	260,8	-14,3
Gesamt	297,0	328,7	-9,6

(1) Vorjahreszahlen angepasst.

Der Gasabsatz ging 2019 gegenüber dem Vorjahr zurück. Aufgrund einer geänderten Zuordnung von drei Gesellschaften ergab sich eine Verschiebung bei den Vorjahreszahlen der Segmente Vertriebe sowie Erzeugung und Handel. Daneben erfolgte eine Umgliederung innerhalb des Segments Erzeugung und Handel. Der Gasabsatz im Privatkundengeschäft (B2C) lag in einem herausfordernden Wettbewerbsumfeld leicht über dem Vorjahresniveau. Der Absatz an Geschäfts- und Industriekunden (B2B) überstieg im Geschäftsjahr 2019 den Vorjahreswert aufgrund eines höheren Absatzes an Bestandskunden und durch Kundengewinne einzelner Marken. Gegenläufig wirkte der Rückzug aus dem B2B-Commodity-Geschäft unter den Marken EnBW und Watt. Die Handelsaktivitäten entwickelten sich gegenüber dem Vorjahr rückläufig. Die Auswirkungen der Handelsaktivitäten auf die Ertragskraft unseres Unternehmens sind jedoch begrenzt. Aus Änderungen des Konsolidierungskreises ergeben sich keine Effekte.

Außenumsatz insbesondere durch geringere Gasumsätze unter Vorjahr

Außenumsatz nach Segmenten

in Mio. € (1, 2)	2019	2018	Veränderung in %
Vertriebe	7.679,0	7.347,7	4,5
Netze	3.459,7	3.215,4	7,6
Erneuerbare Energien	653,1	477,5	36,8
Erzeugung und Handel	6.970,1	9.767,8	-28,6
Sonstiges / Konsolidierung	3,2	7,0	-54,3
Gesamt	18.765,0	20.815,4	-9,9

(1) Vorjahreszahlen angepasst.

(2) Nach Abzug von Strom- und Energiesteuern.

Bereinigt um Effekte, die sich aus Änderungen des Konsolidierungskreises ergeben haben, lag der Außenumsatz um 10,7 % oder 2.237,4 Mio. € unter dem Vorjahresniveau. Die Vorjahreszahlen der Umsatzerlöse wurden aufgrund der IFRIC-Agenda-Entscheidung "Physische Abwicklung von Verträgen zum Kauf oder Verkauf eines nichtfinanziellen Postens (IFRS 9)" angepasst. Deren Anwendung stellt lediglich eine Ausweisänderung dar und hat keine Auswirkungen auf die Höhe des EBITDA. Aufgrund einer geänderten Zuordnung von drei Gesellschaften im Vorjahr ergab sich darüber hinaus eine geringfügige Verschiebung zwischen den Segmenten.

Vertriebe: Im Segment Vertriebe ist im Geschäftsjahr 2019 ein Anstieg des Außenumsatzes gegenüber dem Vorjahr zu verzeichnen. Bereinigt um Effekte, die sich aus Änderungen des Konsolidierungskreises ergeben haben, hätte der Anstieg 2,3 % oder 173,5 Mio. € betragen. Dies ist im Wesentlichen auf höhere Absatzmengen im Gasvertrieb zurückzuführen.

Netze: Im Segment Netze lag der Außenumsatz 2019 über dem des Vorjahres, insbesondere aufgrund von höheren Erlösen aus der Netznutzung. Bereinigt um Effekte, die sich aus Änderungen des Konsolidierungskreises ergeben haben, hätte der Anstieg 8,4 % oder 266,8 Mio. € betragen.

Erneuerbare Energien: Der Umsatz des Segments Erneuerbare Energien überstieg im Geschäftsjahr 2019 den des Vorjahres. Diese Umsatzausweitung resultiert aus der Inbetriebnahme unseres Offshore-Windparks EnBW Hohe See sowie einer witterungsbedingt höheren Erzeugungsmenge unserer weiteren Offshore- und Onshore-Windparks und unserer Laufwasserkraftwerke. Bereinigt um Effekte, die sich aus Änderungen des Konsolidierungskreises ergeben haben, läge der Anstieg bei 13,0 % oder 75,0 Mio. €.

Erzeugung und Handel: Der Umsatz des Segments Erzeugung und Handel ist gegenüber dem Vorjahr deutlich zurückgegangen. Bereinigt um Effekte, die sich aus Änderungen des Konsolidierungskreises ergeben haben, sank der Umsatz um 28,3 % oder 2.746,8 Mio. €. Der Rückgang ist wesentlich auf geringere Absatzmengen sowie auf niedrigere Preise im Gashandel zurückzuführen.

Wesentliche Entwicklungen in der Gewinn- und Verlustrechnung

Der Rückgang der Materialaufwendungen korrespondiert zum Rückgang der Gasumsatzerlöse. Der Saldo aus sonstigen betrieblichen Erträgen und sonstigen betrieblichen Aufwendungen erhöhte sich von -95,2 Mio. € im Vorjahr auf 251,1 Mio. € im Berichtsjahr. Der Anstieg ist im Wesentlichen durch Bewertungseffekte aus Derivaten bedingt. Das Finanzergebnis verbesserte sich 2019 gegenüber dem Vorjahr um 284,6 Mio. € auf -95,8 Mio. € (Vorjahr: -380,4 Mio. €). Der höhere Aufwand aus der rückläufigen Entwicklung des Diskontierungszinssatzes für Kernenergierückstellungen wurde durch den positiven Effekt aus der Marktbewertung von Wertpapieren überkompensiert. Die Verbesserung des Beteiligungsergebnisses resultiert aus der Neubewertung der Anteile an der EnBW Hohe See, die seit dem 1. Oktober 2019 nicht mehr at equity bewertet, sondern vollkonsolidiert wird. Insgesamt belief sich das Ergebnis vor Ertragsteuern (EBT) im Geschäftsjahr 2019 auf 902,2 Mio. €, nach 596,3 Mio. € im Vorjahr. Der vollständige Konzernabschluss findet sich unter www.enbw.com/bericht2019-downloads.

Ergebnis

Das auf die Aktionäre der EnBW AG entfallende Konzernergebnis stieg von 334,2 Mio. € im Jahr 2018 um 400,0 Mio. € auf 734,2 Mio. € im Berichtsjahr. Das Ergebnis je Aktie belief sich im Geschäftsjahr 2019 auf 2,71 €, nach 1,23 € im Vorjahr.

Adjusted und neutrales Ergebnis

Die Summe aus Adjusted und neutralen Ergebnisgrößen ergibt jeweils die Ergebnisgröße aus der Gewinn- und Verlustrechnung. Im neutralen Ergebnis sind Effekte enthalten, die von uns entweder nicht prognostiziert beziehungsweise nicht direkt beeinflusst werden können und damit nicht steuerungsrelevant sind. Eine Darstellung und Erläuterung erfolgt im Abschnitt "Neutrales EBITDA". Für die interne Steuerung wie auch für die externe Kommunikation der aktuellen und künftigen Ergebnisentwicklung kommt der steuerungsrelevanten Geschäftstätigkeit besondere Bedeutung zu. Zu deren Darstellung verwenden wir das Adjusted EBITDA- das um neutrale Effekte bereinigte Ergebnis vor Beteiligungs- und Finanzergebnis, Ertragsteuern und Abschreibungen- als zentrale Berichtsgröße.

Adjusted EBITDA und Anteil der Segmente am Adjusted EBITDA

Adjusted EBITDA nach Segmenten

in Mio. € (1)	2019	2018	Veränderung in %	Prognose 2019
Vertriebe	294,3	268,4	9,6	225 bis 300 Mio. €
Netze	1.311,2	1.176,9	11,4	1.300 bis 1.400 Mio. €
Erneuerbare Energien	482,8	297,7	62,2	425 bis 500 Mio. €
Erzeugung und Handel	383,8	430,8	-10,9	350 bis 425 Mio. €
Sonstiges / Konsolidierung	-39,6	-16,3	-142,9
Gesamt	2.432,5	2.157,5	12,7	2.350 bis 2.500 Mio. €

(1) Vorjahreszahlen angepasst.

Anteil der Segmente am Adjusted EBITDA

in % (1)	2019	2018	Prognose 2019
Vertriebe	12,1	12,4	5 % bis 15 %
Netze	53,9	54,5	50 % bis 60 %
Erneuerbare Energien	19,8	13,8	15 % bis 25 %
Erzeugung und Handel	15,8	20,0	10 % bis 20 %
Sonstiges / Konsolidierung	-1,6	-0,7
Gesamt	100,0	100,0

(1) Vorjahreszahlen angepasst.

Das Adjusted EBITDA ist im Jahr 2019 gegenüber dem Vorjahr gestiegen. Diese positive Ergebnisentwicklung liegt innerhalb der Bandbreite unserer Prognose für das Geschäftsjahr 2019. Die Erstanwendung des Leasingstandards IFRS 16 führte zu einem Anstieg des Adjusted EBITDA um 114,2 Mio. € oder 5,3 %. Bereinigt um Effekte, die sich aus Änderungen des Konsolidierungskreises ergeben haben, lag das Adjusted EBITDA mit 8,1 % über Vorjahresniveau. Aufgrund einer geänderten Zuordnung von drei Gesellschaften ergab sich eine geringfügige Verschiebung bei den Vorjahreszahlen der Segmente Vertriebe sowie Erzeugung und Handel. Alle Segmente haben im Jahr 2019 ein Ergebnis innerhalb ihrer Prognosebandbreite erreicht. Auch die Ergebnisanteile am adj. EBITDA aller Segmente liegen innerhalb des prognostizierten Rahmens.

Vertriebe: Das Adjusted EBITDA des Segments Vertriebe erhöhte sich im Geschäftsjahr 2019 gegenüber dem Vorjahr. Seit Beginn des dritten Quartals trägt die Plusnet zum Ergebnis bei. Bereinigt um Effekte, die sich aus Änderungen des Konsolidierungskreises ergeben haben, bewegte sich das Ergebnis mit -0,5 % auf Vorjahresniveau. Auch ohne die weitestgehend nicht geplanten Effekte lag das Ergebnis damit im mittleren Quantil der Prognosebandbreite.

Netze: Das Adjusted EBITDA des Segments Netze stieg im Geschäftsjahr 2019 gegenüber dem Vorjahr an. Bereinigt um Effekte, die sich aus Änderungen des Konsolidierungskreises ergeben haben, lag das Plus bei 11,3 %. Wesentlichen Einfluss auf die positive Ergebnisentwicklung hatten höhere Erlöse aus Netznutzung, insbesondere aufgrund gestiegener erforderlicher Investitionen in die Versorgungssicherheit und -zuverlässigkeit der Netze sowie die erstmalige Anwendung des neuen Leasingstandards IFRS 16 im Geschäftsjahr 2019.

Erneuerbare Energien: Im Segment Erneuerbare Energien übersteigt das Adjusted EBITDA im Geschäftsjahr 2019 den Vorjahreswert. Bereinigt um Effekte, die sich aus Änderungen des Konsolidierungskreises ergeben haben und überwiegend den Offshore-Windpark EnBW Hohe See und den Erwerb von Valeco betrafen, lag der Anstieg bei 23,3 %. Seit der Inbetriebnahme zu Beginn des vierten Quartals trägt unser Offshore-Windpark EnBW Hohe See zum Ergebnis bei. Der Erwerb von Valeco führt seit Beginn des dritten Quartals zu einem Ergebnisbeitrag. Daneben trugen im Vorjahresvergleich bessere Windverhältnisse bei unseren Offshore- und Onshore-Windparks sowie eine höhere Wasserführung bei unseren Laufwasserkraftwerken zur positiven Ergebnisentwicklung bei.

Erzeugung und Handel: Im Segment Erzeugung und Handel ist das Adjusted EBITDA im Geschäftsjahr 2019 gegenüber dem Vorjahr gesunken. Bereinigt um Effekte, die sich aus Änderungen des Konsolidierungskreises ergeben haben und überwiegend aus dem Verkauf der VNG Norge und ihrer Tochtergesellschaft VNG Danmark im Jahr 2018 resultieren, lag der Rückgang bei 4,4 %. Diese Entwicklung ist wie prognostiziert maßgeblich auf ein im Vergleich zum Vorjahr geringeres periodenfremdes Ergebnis zurückzuführen. Gegenläufig positiv wirkte eine höhere Verfügbarkeit der nuklearen Kraftwerke. Daneben wurden unsere Stromlieferungen zu im Vergleich zum Vorjahr höheren Großhandelsmarktpreisen am Terminmarkt abgesetzt.

Entwicklung des neutralen EBITDA durch höhere Zuführungen zu Drohverlustrückstellungen aus Strombezugsverträgen

Neutrales EBITDA

in Mio. €	2019	2018	Veränderung in %
Erträge / Aufwendungen im Bereich der Kernenergie	-61,9	-132,1	53,1
Erträge aus der Auflösung sonstiger Rückstellungen	48,2	11,8
Ergebnis aus Veräußerungen	18,4	89,0	-79,3
Auflösung / Zuführung Drohverlustrückstellung Strombezugsverträge	-54,8	39,2
Erträge aus Zuschreibungen	4,5	22,1	-79,6
Restrukturierung	-41,0	-49,1	16,5
Sonstiges neutrales Ergebnis	-100,7	-48,8	-106,4
Neutrales EBITDA	-187,3	-67,9	-

Der Rückgang des neutralen EBITDA gegenüber dem Vorjahr resultiert unter anderem aus der Zuführung zu Drohverlustrückstellungen für langfristige Strombezugsverträge. Dem hatten im Vorjahr höhere Auflösungen gegenübergestanden. Ergebnissteigernd wirkte im Vorjahr zudem der Verkauf der VNG Norge und ihrer Tochtergesellschaft VNG Danmark. Der Grund für den Rückgang des sonstigen neutralen Ergebnisses ist die Zuführung für Risikovorsorgen für eine mögliche EEG-Umlagepflicht von Eigenbedarfslieferungen innerhalb des EnBW-Konzerns.

Deutlicher Anstieg des Konzernüberschusses im Vorjahresvergleich

Konzernüberschuss

in Mio. €	2019			2018
	Gesamt	Neutral	Adjusted	Gesamt	Neutral	Adjusted
EBITDA	2.245,2	-187,3	2.432,5	2.089,6	-67,9	2.157,5
Abschreibungen	-1.648,5	-160,7	-1.487,8	-1.213,8	-13,8	-1.200,0
EBIT	596,7	-348,0	944,7	875,8	-81,7	957,5
Beteiligungsergebnis	401,3	270,9	130,4	100,9	-50,6	151,5
Finanzergebnis	-95,8	-176,0	80,2	-380,4	-18,6	-361,8
EBT	902,2	-253,1	1.155,3	596,3	-150,9	747,2
Ertragsteuern	2,1	191,0	-188,9	-128,7	51,9	-180,6
Konzernüberschuss / -fehlbetrag	904,3	-62,1	966,4	467,6	-99,0	566,6
davon auf nicht beherrschende Anteile entfallendes Ergebnis	(170,1)	(-9,5)	(179,6)	(133,4)	(5,1)	(128,3)
davon auf die Aktionäre der EnBW AG entfallendes Ergebnis	(734,2)	(-52,6)	(786,8)	(334,2)	(-104,1)	(438,3)

Der Anstieg der außerplanmäßigen Abschreibungen resultiert im Wesentlichen aus der außerplanmäßigen Abschreibung auf Erzeugungsanlagen- bedingt durch einen verschärften Ausstiegspfad bei der Steinkohle. Die Verbesserung des neutralen Beteiligungsergebnisses ist vor allem auf die Neubewertung der Anteile an der EnBW Hohe See zurückzuführen, die seit dem 1. Oktober 2019 im EnBW-Konzernabschluss vollkonsolidiert wird. Bis zu diesem Zeitpunkt wurde das Unternehmen at equity bewertet. Das im Vergleich zum Vorjahr gestiegene Finanzergebnis resultiert unter anderem aus der Marktbewertung von Wertpapieren. Gegenläufig wirkte die Entwicklung des Diskontierungszinssatzes für Kernenergierückstellungen.

Finanzlage

Finanzmanagement

Grundlagen und Ziele

Das Finanzmanagement stellt sicher, dass die EnBW jederzeit in der Lage ist, ihre Zahlungsverpflichtungen uneingeschränkt zu erfüllen. Zur Minimierung von Risiken, Optimierung von Kosten und Erhöhung der Transparenz bündeln wir Finanztransaktionen, soweit möglich, innerhalb des Konzern-Finanzbereichs.

Derivate kommen im operativen Geschäft grundsätzlich nur zur Absicherung von Grundgeschäften zum Einsatz, beispielsweise bei Termingeschäften im Handel mit Strom und Primärenergieträgern. Dies gilt ebenso für Devisen- und Zinsderivate. Darüber hinaus ist der Eigenhandel nur innerhalb enger, klar definierter Limite erlaubt.

Die Steuerung und Überwachung zinssensitiver Aktiva und Passiva liegen beim Zinsrisikomanagement. Die einbezogenen Gesellschaften berichten im Rahmen der rollierenden Liquiditätsplanung regelmäßig über die bestehenden Risikopositionen. In einer quartalsweisen Analyse auf aggregierter Ebene wird eine Zinsrisikostrategie erarbeitet. Ziel ist, den Einfluss von Zinsschwankungen beziehungsweise -risiken auf die Ertrags- und Vermögenslage zu begrenzen.

Die Zinssätze der Finanzverbindlichkeiten sind überwiegend fest vereinbart. Wir schließen Zinsderivate ab, um das Verhältnis fix zu variabel innerhalb vorgegebener Grenzen zu verändern. Auf diese Weise optimieren wir das Zinsergebnis. Auf Basis aktueller Zinssätze und möglicher Veränderungen dieser Zinssätze wird das Risikopotenzial ermittelt.

Grundsätzlich werden die aus dem operativen Geschäft resultierenden Währungspositionen durch entsprechende Devisentermingeschäfte geschlossen. Insgesamt haben Währungsschwankungen aus operativer Tätigkeit keine wesentlichen Auswirkungen auf unser Ergebnis. Translationsrisiken werden im Rahmen des Währungsmanagements einzelfallabhängig einem Monitoring unterzogen. Erläuterungen zum Risikomanagementsystem befinden sich in Textziffer 25 des Anhangs zum Konzernabschluss unter www.enbw.com/bericht2019-downloads.

Wir streben weiterhin eine ausgewogene Finanzierungsstruktur, den Erhalt solider Bilanzrelationen und solide Investmentgrade-Ratings an.

Durch die strategische Weiterentwicklung unseres Unternehmens soll die Ertragskraft (Adjusted EBITDA) kontinuierlich gesteigert werden. Der Zielwert des Adjusted EBITDA für 2020 von 2,4 Mrd. € soll im Jahr 2025 auf den Wert von 3,2 Mrd. € steigen. Um gleichzeitig den Erhalt einer guten Bonität zu gewährleisten, verfolgen wir eine hohe Finanzdisziplin.

Bis zur Beendigung des Portfolioumbaus Ende 2020 dient die Innenfinanzierungskraft als wesentliche Steuerungskennzahl des Konzerns. Sie setzt den bereinigten Retained Cashflow ins Verhältnis zu den bereinigten zahlungswirksamen Nettoinvestitionen und misst die Finanzierungsfähigkeit unseres Unternehmens aus eigener Kraft. In der Wachstumsphase nach 2020 wird die Innenfinanzierungskraft durch das Schuldentilgungspotenzial als Verhältnis des Retained Cashflows zur Nettoverschuldung abgelöst. Diese Steuerungsgröße ist an den relevanten Kennzahlen der Ratingagenturen ausgerichtet und soll ein kontrolliertes Wachstum ermöglichen.

Rating und Ratingentwicklung

Wir sind bestrebt, mit soliden Investmentgrade-Ratings bewertet zu werden, um:

- einen uneingeschränkten Kapitalmarktzugang sicherzustellen

- eine vertrauenswürdige Adresse für Finanzierungspartner zu sein

- als zuverlässiger Geschäftspartner in unseren Handelsaktivitäten zu gelten

- möglichst niedrige Kapitalkosten zu erzielen

- eine angemessene Anzahl von Investitionsprojekten zu realisieren und damit das Unternehmen zukunftsfähig aufzustellen

Entwicklung Kreditratings - Rating/Ausblick

	2019	2018	2017	2016	2015
Moody's	A3/negativ	A3/stabil	Baa1/stabil	A3/negativ	A3/negativ
Standard & Poor's	A-/stabil	A-/stabil	A-/stabil	A-/negativ	A-/stabil
Fitch	A-/stabil	A-/stabil	A-/stabil	A-/stabil	A-/stabil

Moody's hat Mitte Juni 2019 das EnBW-Rating bei A3 bestätigt und den Ausblick auf negativ gesenkt. In ihrer Begründung für den negativen Ausblick führt die Ratingagentur die Akquisitionen von Valeco und Plusnet an. Aus Sicht von Moody's unterstützen die beiden Unternehmenszukäufe die strategische Weiterentwicklung unseres Unternehmens, jedoch kämen diese zu früh. Zusätzlich wirke das Niedrigzinsumfeld belastend auf die Barwerte der Pensions- und Kernenergierückstellungen. Im Rahmen eines turnusgemäßen Updates hat Standard & Poor's (S&P) Ende Juli 2019 das EnBW-Rating bei A- mit stabilem Ausblick bestätigt. Das EnBW-Rating von Fitch liegt unverändert bei A- / stabil.

Bewertung durch Ratingagenturen

Moody's (14.6.2019)	Standard & Poor's (26.7.2019)	Fitch (28.9.2018)
Führende Stellung als vertikal integriertes Versorgungsunternehmen in Baden Württemberg	Steigender Anteil am operativen Ergebnis aus risikoarmem reguliertem Geschäft und langfristig vertraglich abgesicherten erneuerbaren Energien	Fortsetzung der Entwicklung zu einem regulierteren Geschäftsprofil
Rund 50 % des EBITDA aus risikoarmem reguliertem Vertriebs- und Übertragungsgeschäft sowie wachsender Anteil vertraglich gesicherter erneuerbarer Energien bei weiteren Investitionen entsprechend der Strategie der EnBW	Gut diversifizierte Cashflow-Quellen	Hohe Ertragsvisibilität in den Bereichen Netze und Erneuerbare Energien, teilweise aufgehoben durch ein Restrisiko im Rückbau der Kernenergieanlagen, das durch die Zahlung von 4,8 Mrd. € zur Übertragung der Verantwortung für die Endlagerung substanziell verringert worden ist
Historisch ausgewogene Finanzpolitik und nachweisliches Engagement zum Erhalt der robusten Bonität	Geografische Diversifikation im Geschäftssegment. Erneuerbare Energien in Taiwan, den USA und Frankreich	Grundsätzlich überdurchschnittliche Finanzkennzahlen im Vergleich zu Wettbewerbern mit Ausnahme der Zinsdeckung
Sich wandelndes operatives Umfeld in Deutschland für konventionelle Stromerzeugung und herausforderndes Umfeld in den Vertriebsmärkten	Schwieriges operatives Umfeld in Deutschland für die konventionelle Stromerzeugung	Sollte das Konzern-EBITDA nachhaltig zu mehr als 50 % aus reguliertem Geschäft stammen, stellt Fitch einen Notch Uplift für das Rating in Aussicht
Gewisse Umsetzungsrisiken im Zusammenhang mit umfangreichem Investitionsprogramm	Nach wie vor erhebliche Risiken hinsichtlich volatiler und rohstofforientierter Großhandelsmarktpreise
Erosion der finanziellen Flexibilität nach Übernahme von Valeco und Plusnet im Jahr 2019 erwartet	Anstieg der Verschuldung nach Integration von Neuerwerbungen entsprechend der Strategie des Unternehmens
Starke Unterstützung durch die Aktionäre	Umsichtige Finanzpolitik
	Moderate Wahrscheinlichkeit staatlicher Unterstützung

Finanzierungsstrategie

Wir steuern den operativen Finanzbedarf getrennt von den Pensions- und Kernenergieverpflichtungen des Konzerns. Im Rahmen der Finanzierungsstrategie bewerten wir die Entwicklung am Kapitalmarkt laufend hinsichtlich des aktuellen Zinsumfelds und möglicher günstiger Refinanzierungskosten. Auf dieser Basis entscheiden wir über weitere Finanzierungsschritte.

Für die Deckung des Finanzierungsbedarfs im Rahmen der strategischen Weiterentwicklung des operativen Geschäfts stehen neben der Innenfinanzierungskraft und eigenen Mitteln verschiedene Finanzierungsinstrumente zur Verfügung:

- Debt-Issuance-Programm (DIP), über das Anleihen begeben werden: 2,7 Mrd. € von 7,0 Mrd. € genutzt

- Hybridanleihen: 3,0 Mrd. €. Im Juli hat die EnBW zwei Grüne Hybridanleihen mit einem Volumen von jeweils 500 Mio. € platziert.

- Commercial-Paper(CP)-Programm: 2,0 Mrd. € ungenutzt

- syndizierte Kreditlinie: 1,5 Mrd. € ungenutzt, mit einer Laufzeit bis 2021

- bilaterale freie Kreditlinien: 0,7 Mrd. € von 1,4 Mrd. € genutzt

- Projektfinanzierungen und zinsgünstige Kredite der Europäischen Investitionsbank (EIB)

Die Dokumentationen für kurz- und langfristige Kapitalmarktaufnahmen unter dem etablierten DIP und dem CP-Programm sowie alle weiteren Kreditdokumentationen mit Banken (zum Beispiel syndizierte Kreditlinien) enthalten international übliche Standardklauseln. Die Abgabe einer Negativerklärung sowie eine Pari-passu-Klausel gegenüber den Gläubigern sind wesentliche Bestandteile unserer Finanzierungspolitik. Die Verwendung der ungenutzten Kreditlinien unterliegt keinen Beschränkungen. Erläuterungen zu den Finanzverbindlichkeiten finden sich in Textziffer 22 und Erläuterungen zu den sonstigen finanziellen Verpflichtungen in Textziffer 26 des Anhangs zum Konzernabschluss unter www.enbw.com/bericht2019-downloads.

Die Fälligkeiten der EnBW-Anleihen wurden weiter diversifiziert.

Grüne Anleihen

Mit einem Gesamtvolumen von 1 Mrd. € haben wir am 29. Juli 2019 unsere ersten beiden Grünen Hybridanleihen platziert. Damit ist die EnBW der erste deutsche Emittent einer Grünen Hybridanleihe. Die Ratingagenturen rechnen die Hybridanleihen je zur Hälfte als Eigenkapital an, was sich positiv auf das Bonitätsprofil auswirkt.

Unserer Strategie folgend investieren wir immer stärker in klimafreundliche Wachstumsprojekte. Deshalb wurde bereits eine zweite Grüne Emission durchgeführt, nachdem wir im Oktober 2018 die erste Grüne Anleihe mit einem Volumen von 500 Mio. € platziert hatten. Die Erlöse der Grünen Hybridanleihen sind für den Ausbau der Offshore- und Onshore-Windkraft sowie Photovoltaikprojekte vorgesehen.

Wir waren das erste Unternehmen, das Anleihen unter der neuen europäischen Prospektverordnung vom 21. Juli 2019 begeben hat. Die Nachhaltigkeitsratingagentur ISS ESG wie auch die Climate Bonds Initiative (CBI) haben die beiden Grünen Hybridanleihen unter Verwendung Nachhaltigkeitskriterien geprüft und zertifiziert.

Die beiden Anleihen haben jeweils ein Volumen von 500 Mio. € und eine Laufzeit von rund 60 Jahren. Wir haben das Recht, die Anleihe mit einem anfänglichen Coupon von 1,125 % erstmals im Dreimonatszeitraum vor dem 5. November 2024 und danach zu jedem Zinszahlungszeitpunkt vorzeitig zurückzuzahlen. Die Anleihe mit einem anfänglichen Coupon von 1,625 % kann erstmals im Dreimonatszeitraum vor dem 5. August 2027 zurückgezahlt werden. Danach vorzeitig zu jedem Zinszahlungszeitpunkt. Die Anleihen sind nachrangig gegenüber allen anderen Finanzverbindlichkeiten und gleichrangig zu unseren ausstehenden Hybridanleihen.

Die Grünen Anleihen tragen zu ausgewählten Nachhaltigkeitszielen der Vereinten Nationen (United Nations Sustainable Development Goals, kurz SDGs) bei. Die Geschäftsaktivitäten und Projekte der EnBW fokussieren insbesondere auf die folgenden vier SDGs: SDG 7 (bezahlbare und saubere Energie), SDG 9 (Industrie, Innovation und Infrastruktur), SDG 11 (nachhaltige Städte und Gemeinden) und SDG 13 (Maßnahmen zum Klimaschutz). Ebenso unterstützen die Grünen Anleihen unsere nichtfinanziellen Top-Leistungskennzahlen. Weitere Informationen zu unseren Grünen Anleihen und der Impact Report finden sich unter www.enbw.com/gruene-anleihe.

Asset-Liability-Management-Modell

Über unser Asset-Liability-Management-Modell stellen wir eine fristgerechte Deckung der Pensions- und Kernenergieverpflichtungen sicher.

Die Pensions- und Kernenergierückstellungen des Konzerns sollen innerhalb eines ökonomisch sinnvollen Zeitraums durch entsprechende Finanzanlagen gedeckt werden. Dies stellen wir über unser cashflowbasiertes Asset-Liability-Management-Modell sicher. Hierfür ermitteln wir die sich in den nächsten 30 Jahren ergebenden Effekte in der Kapitalflussrechnung, in der Gewinn- und Verlustrechnung sowie in der Bilanz. Dabei werden neben den Renditeerwartungen aus den Finanzanlagen die versicherungsmathematischen Gutachten zu Pensionsrückstellungen sowie branchenspezifische externe Gutachten zu Kosten der nuklearen Stilllegung und Entsorgung berücksichtigt. Ziel des Modells ist, die Belastung des operativen Geschäfts in Bezug auf die Inanspruchnahme aus Pensions- und Kernenergieverpflichtungen auf 300 Mio. € jährlich (plus Inflationszuschlag) zu begrenzen, indem Mittel aus den Finanzanlagen entnommen werden.

Bei Erreichen der Volldeckung der Rückstellungen durch die Finanzanlagen werden im Rahmen des Modells keine Mittel mehr aus dem operativen Cashflow entnommen.

Ebenso ermöglicht das Modell die Simulation verschiedener Szenarien. Das Deckungsvermögen für die Pensions- und Kernenergierückstellungen summierte sich zum 31. Dezember 2019 auf 6.328,7 Mio. € (Vorjahr: 6.279,8 Mio. €). Neben dem Deckungsvermögen besteht zur Deckung bestimmter Pensionsverpflichtungen ein Planvermögen mit einem Marktwert von 974,3 Mio. € zum 31. Dezember 2019 (Vorjahr: 987,8 Mio. €).

Wir sind bestrebt, die vorgegebenen Anlageziele bei minimalem Risiko zu erreichen. Das Risiko-Ertrags-Profil der Finanzanlagen haben wir auch 2019 weiter optimiert. Der wesentliche Teil des Deckungsvermögens verteilt sich als Anlagevolumen auf insgesamt neun Asset-Klassen. Zwei Masterfonds bündeln die Finanzanlagen mit folgenden Anlagezielen:

- risikooptimierte, marktadäquate Performance

- Berücksichtigung der Auswirkungen auf Bilanz sowie Gewinn- und Verlustrechnung

- breite Diversifizierung der Asset-Klassen

- Kostenreduktion und Verwaltungsvereinfachung

Nettoschulden

Die Nettoschulden stiegen zum 31. Dezember 2019 gegenüber dem Stand zum Jahresende 2018 deutlich um 3.265,8 Mio. € an. Diese Zunahme resultierte aus dem Kauf der beiden Unternehmen Valeco und Plusnet sowie deren Tochterunternehmen. Des Weiteren wirkten sich die Aufnahme von zwei Grünen Hybridanleihen mit einem Gesamtvolumen von 1Mrd. € und die Erstanwendung des Leasingstandards IFRS 16 im Geschäftsjahr 2019 erhöhend auf die Nettoschulden aus.

Zusätzlich führten die Rückgänge des Zinssatzes bei den Pensionsrückstellungen von 1,8 % auf 1,1 % sowie des Zinssatzes bei den Kernenergieverpflichtungen von 0,6 % auf 0,03 % zu einem Anstieg der Nettoschulden.

Die Deckungsquote setzt das Deckungsvermögen ins Verhältnis zu den Pensions- und Kernenergieverpflichtungen netto. Diese Quote lag zum 31. Dezember 2019 mit 48,1 % auf dem Niveau des Vorjahres (51,8 %). Im Rahmen des ALM-Modells ist die EnBW weiterhin in der Lage, die künftigen Mittelabflüsse für Pensions- und Kernenergierückstellungen zu decken, ohne den operativen Cashflow über Gebühr zu belasten.

Nettoschulden

in Mio. €	31.12.2019	31.12.2018	Veränderung in %
Flüssige Mittel, die für den operativen Geschäftsbetrieb zur Verfügung stehen	-1.127,7	-1.954,0	-42,3
Kurzfristige finanzielle Vermögenswerte, die für den operativen Geschäftsbetrieb zur Verfügung stehen	-139,7	-200,6	-30,4
Anleihen	5.702,7	4.869,4	17,1
Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten	2.021,7	1.482,8	36,3
Sonstige Finanzverbindlichkeiten	466,4	644,0	-27,6
Leasingverbindlichkeiten	699,6	0,0
Bewertungseffekte aus zinsinduzierten Sicherungsgeschäften	-85,4	-88,8	-3,8
Anpassung 50 % des Nominalbetrags der Hybridanleihen (1)	-1.496,3	-996,3	50,2
Sonstiges	-19,7	-18,1	8,8
Nettofinanzschulden	6.021,6	3.738,4	61,1
Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen (2)	7.655,3	6.550,9	16,9
Rückstellungen im Kernenergiebereich	5.864,6	5.848,2	0,3
Verbindlichkeiten Kernenergie	0,0	63,3	-100,0
Forderungen im Zusammenhang mit Kernenergieverpflichtungen	-360,4	-334,4	7,8
Pensions- und Kernenergieverpflichtungen netto	13.159,5	12.128,0	8,5
Langfristige Wertpapiere und Ausleihungen zur Deckung der Pensions- und Kernenergieverpflichtungen (3)	-5.517,7	-4.864,4	13,4
Flüssige Mittel zur Deckung der Pensions- und Kernenergieverpflichtungen	-236,1	-295,4	-20,1
Kurzfristige finanzielle Vermögenswerte zur Deckung der Pensions- und Kernenergieverpflichtungen	-299,4	-569,1	-47,4
Überdeckung aus Versorgungsansprüchen	-251,5	-208,8	20,5
Langfristige Wertpapiere zur Deckung der Pensions- und Kernenergieverpflichtungen in Verbindung mit zur Veräußerung gehaltenen Vermögenswerten	0,0	-298,9	-100,0
Sonstiges	-24,0	-43,2	-44,4
Deckungsvermögen	-6.328,7	-6.279,8	0,8
Nettoschulden im Zusammenhang mit Pensions- und Kernenergieverpflichtungen	6.830,8	5.848,2	16,8
Nettoschulden	12.852,4	9.586,6	34,1

(1) Unsere Hybridanleihen erfüllen aufgrund ihrer Strukturmerkmale grundsätzlich die Kriterien für die Klassifizierung je zur Hälfte als Eigenkapital und Fremdkapital bei den Ratingagenturen Moody's und Standard & Poor's.

(2) Vermindert um den Marktwert des Planvermögens (ohne Überdeckung aus Versorgungsansprüchen) in Höhe von 974,3 Mio. € (31.12.2018: 987,8 Mio. €).

(3) Beinhaltet Beteiligungen, die als Finanzinvestition gehalten werden.

Investitionsanalyse

Zahlungswirksame Nettoinvestitionen

in Mio. € (1, 2)	2019	2018	Veränderung in %
Investitionen in Wachstumsprojekte (3)	2.807,3	1.340,4	109,4
Investitionen in Bestandsprojekte	507,9	446,0	13,9
Investitionen gesamt	3.315,2	1.786,4	85,6
Klassische Desinvestitionen (4)	-471,3	-371,3	26,9
Beteiligungsmodelle	-74,2	51,9
Abgänge von langfristigen Ausleihungen	-0,7	-3,6	-80,6
Sonstige Abgänge und Zuschüsse	-140,5	-163,4	-14,0
Desinvestitionen gesamt	-686,7	-486,4	41,2
Nettoinvestitionen (zahlungswirksam)	2.628,5	1.300,0	102,2

(1) Vorjahreszahlen angepasst.

(2) Ohne Beteiligungen, die als Finanzinvestition gehalten werden.

(3) Mit dem Erwerb von vollkonsolidierten Unternehmen übernommene flüssige Mittel sind nicht enthalten. Diese betragen im Berichtszeitraum 77,8 Mio. € (Vorjahr: 0,4 Mio. €).

(4) Mit dem Verkauf von vollkonsolidierten Unternehmen abgegebene flüssige Mittel sind nicht enthalten. Diese betragen im Berichtszeitraum 40,2 Mio. € (Vorjahr: 61,5 Mio. €).

Die Investitionen des EnBW-Konzerns lagen 2019 deutlich über dem Vorjahresniveau. Im Wesentlichen ist dieser Anstieg auf die im zweiten Quartal 2019 realisierten Investitionen in Valeco und Plusnet zurückzuführen. Von den gesamten Bruttoinvestitionen entfielen 84,7 % auf Wachstumsprojekte; der Anteil der Bestandsinvestitionen belief sich auf 15,3 %.

Die Investitionen im Segment Vertriebe lagen durch den Erwerb von Plusnet mit 389,4 Mio. € deutlich über dem Niveau des Vorjahres (angepasst: 144,2 Mio. €).

Im Segment Netze beliefen sich die Investitionen auf 1.230,9 Mio. €, gegenüber 967,7 Mio. € (angepasst) im Vorjahr. Sie entfielen in beiden Jahren hauptsächlich auf den Ausbau der Stromnetze. Der Anstieg 2019 gegenüber der Vorjahresperiode ist im Wesentlichen auf den Ausbau des Transportnetzes durch unsere Konzerntöchter TransnetBW und ONTRAS Gastransport, auf Netzausbau und -erneuerung im Verteilnetz sowie auf Investitionen zugunsten der Elektromobilität zurückzuführen.

Im Segment Erneuerbare Energien lagen die Investitionen mit 1.552,6 Mio. € deutlich über dem Vorjahresniveau (angepasst: 478,8 Mio. €). Grund hierfür waren im Wesentlichen der Erwerb von Valeco sowie der Bau der Offshore-Windparks EnBW Hohe See und EnBW Albatros.

Die Investitionen im Segment Erzeugung und Handel haben sich 2019 gegenüber dem Vorjahr deutlich auf 98,3 Mio. € reduziert. Im Vorjahreszeitraum hatten die Investitionen 168,0 Mio. € (angepasst) betragen und betrafen hauptsächlich das Explorations- und Produktionsgeschäft der VNG sowie die Modernisierung des Gasheizkraftwerks Stuttgart-Gaisburg.

Die sonstigen Investitionen lagen 2019 mit 44,0 Mio. € über Vorjahresniveau (angepasst: 27,7 Mio. €).

Die Desinvestitionen erhöhten sich gegenüber dem Vorjahreswert; der Anstieg ist überwiegend auf den Verkauf der restlichen Aktien an der EWE und den Verkauf der Anteile an der EMB Energie Mark Brandenburg und VNG Slovakia sowie auf die Desinvestitionen aus Beteiligungsmodellen zurückzuführen. Hier wurden Anteile am Windpark Buchholz III und am Windpark Aalen-Waldhausen veräußert.

Für den Erwerb von immateriellen Vermögenswerten und Sachanlagen bestanden zum 31. Dezember 2019 Investitionsverpflichtungen in Höhe von 1.213,8 Mio. € (Vorjahr: 1.142,7 Mio. €). Die Verpflichtungen aus dem Erwerb von Unternehmen beliefen sich auf 535,5 Mio. € (Vorjahr: 476,1 Mio. €).

Künftig werden bei Investitionsentscheidungen Klimaziele stärker berücksichtigt. So wurde im Geschäftsjahr 2018 die Investitionsrichtlinie angepasst: Für wesentliche Investitionsvorhaben wird künftig deren Einfluss auf die Umwelt- und damit Klimaschutzziele und -kennzahlen im Sinne der TCFD-Empfehlungen - dargestellt. Diese Zusatzinformationen bilden eine Grundlage der Freigabe im Investitionsausschuss des Vorstands.

Liquiditätsanalyse

Kurzfassung der Kapitalflussrechnung

in Mio. €	2019	2018	Veränderung in %
Operating Cashflow	707,0	827,6	-14,6
Cashflow aus Investitionstätigkeit	-2.317,1	-895,8
Cashflow aus Finanzierungstätigkeit	551,9	-907,3
Zahlungswirksame Veränderung der flüssigen Mittel	-1.058,2	-975,5	-8,5
Veränderung der flüssigen Mittel aufgrund von Konsolidierungskreisänderungen	169,3	6,6
Währungskursveränderung der flüssigen Mittel	3,1	5,5	-43,6
Veränderung der flüssigen Mittel aufgrund der Risikovorsorge	0,2	0,2	0,0
Veränderung der flüssigen Mittel	-885,6	-963,2	8,1

Der Rückgang des Operating Cashflows gegenüber dem Vorjahr resultiert im Wesentlichen aus dem gestiegenen Saldo aus Vermögenswerten und Verbindlichkeiten aus operativer Geschäftstätigkeit sowie höheren Ertragsteuerzahlungen im Vorjahresvergleich.

Der Cashflow aus Investitionstätigkeit weist in der Berichtsperiode einen im Vergleich zum Vorjahr signifikant höheren Mittelabfluss aus. Dieser resultiert insbesondere aus dem Erwerb von Valeco und Plusnet sowie Zahlungen im Zusammenhang mit dem Bau des mittlerweile vollkonsolidierten Offshore-Windparks EnBW Hohe See.

Beim Cashflow aus Finanzierungstätigkeit ergab sich in der Berichtsperiode vor allem durch die Begebung von zwei Grünen Hybridanleihen, einer Anleihe im Rahmen des Debt-Issuance-Programms sowie durch kurzfristige Geldaufnahmen ein Mittelzufluss. Dem gegenüber standen die Rückzahlung aus dem Commercial-Paper-Programm sowie Rückzahlungen kurzfristiger Geldaufnahmen aus dem Vorjahr. Der Mittelabfluss im Vorjahr ergab sich insbesondere durch die planmäßige Tilgung von zwei Anleihen bei gleichzeitiger Begebung der Grünen Anleihe und der Nutzung des Commercial-Paper-Programms.

Die Zahlungsfähigkeit des EnBW-Konzerns war im Geschäftsjahr 2019 auf Basis der vorhandenen liquiden Mittel und der Innenfinanzierungskraft sowie der verfügbaren externen Finanzierungsquellen jederzeit gewährleistet. Die künftige Zahlungsfähigkeit des Unternehmens wird durch die solide Finanzlage abgesichert.

Retained Cashflow

in Mio. €	2019	2018	Veränderung in %
EBITDA	2.245,2	2.089,6	7,4
Veränderung der Rückstellungen	-416,0	-394,6	5,4
Zahlungsunwirksame Aufwendungen / Erträge	46,3	-116,0
Gezahlte Ertragsteuern	-409,1	-270,7	51,1
Erhaltene Zinsen und Dividenden	286,5	284,6	0,7
Gezahlte Zinsen Finanzierungsbereich	-214,9	-247,0	-13,0
Beitrag Deckungsstock	19,2	-34,0
Funds from Operations (FFO)	1.557,2	1.311,9	18,7
Gezahlte Dividenden	-316,5	-312,8	1,2
Retained Cashflow	1.240,7	999,1	24,2

Der Funds from Operations (FFO) erhöhte sich gegenüber dem Vorjahr, hauptsächlich aufgrund des gestiegenen zahlungswirksamen EBITDA. Daneben trugen ein in der Berichtsperiode positiver Beitrag zum Deckungsstock sowie geringere gezahlte Zinsen zu dem Anstieg bei. Dem standen höhere Ertragsteuerzahlungen in der Berichtsperiode gegenüber. Der gestiegene FFO führte zu einer Zunahme des Retained Cashflows. Der Retained Cashflow ist Ausdruck unserer Innenfinanzierungskraft. Er steht dem Unternehmen nach Berücksichtigung der Ansprüche aller Stakeholdergruppen für Investitionen ohne zusätzliche Fremdkapitalaufnahme zur Verfügung.

Innenfinanzierungskraft (1)

	2019	2018	Veränderung in %
Bereinigter Retained Cashflow in Mio. € (2)	1.485,7	1.199,1	23,9
Bereinigte Nettoinvestitionen (zahlungswirksam) in Mio. € (3)	1.797,9	1.300,0	38,3
Innenfinanzierungskraft in %	82,6	92,2	-

(1) Vorjahreszahlen angepasst.

(2) Bereinigt um Effekte aus der Rückerstattung der Kernbrennstoffsteuer in Höhe von 245,0 Mio. € (Vorjahr: 200,0 Mio. €).

(3) Bereinigt um vorgezogene Wachstumsinvestitionen in Höhe von 830,6 Mio. € (Vorjahr: 0,0 Mio. €).

Wir leiten den Retained Cashflow auf den bereinigten Retained Cashflow über, der die Anpassung aus der Rückerstattung der Kernbrennstoffsteuer berücksichtigt. Dies führt in den Jahren 2018 bis einschließlich 2020 zu einer Erhöhung von 685,0 Mio. € (Kernbrennstoffsteuer, bereinigt um Schuldentilgung). Für die Jahre 2019 und 2020 erfolgt eine lineare Verteilung des Restbetrags. Die Rückerstattung der Kernbrennstoffsteuer von 1.520,8 Mio. € im Geschäftsjahr 2017 wurde von der EnBW im Jahr 2018 zur Schuldentilgung in Höhe von 835,8 Mio. € und für Investitionen in Höhe von 200,0 Mio. € sowie im Jahr 2019 für Investitionen in Höhe von 245,0 Mio. € verwendet.

Wir bereinigen die zahlungswirksamen Nettoinvestitionen um die vorgezogenen Wachstumsinvestitionen in Valeco und Plusnet, die auf die Wachstumsstrategie EnBW 2025 einzahlen.

Durch die gegenüber dem Vorjahr stark ausgeweiteten bereinigten Nettoinvestitionen bei gleichzeitig weniger stark gestiegenem bereinigten Retained Cashflow verminderte sich die Innenfinanzierungskraft. Obwohl der bereinigte Retained Cashflow die prognostizierte Bandbreite von 1,3 Mrd. € bis 1,4 Mrd. € in der Berichtsperiode übertraf, wird der Zielwert der Innenfinanzierungskraft von ≥ 85 % für das Jahr 2019 knapp verfehlt.

Vermögenslage

Kurzfassung der Bilanz

in Mio. €	31.12.2019	31.12.2018	Veränderung in %
Langfristige Vermögenswerte	31.622,5	26.746,0	18,2
davon immaterielle Vermögenswerte	(3.347,4)	(1.748,7)	91,4
davon Sachanlagen	(18.552,7)	(15.867,5)	16,9
davon at equity bewertete Unternehmen	(1.064,0)	(1.600,2)	-33,5
davon übrige finanzielle Vermögenswerte	(6.356,9)	(5.426,5)	17,1
davon latente Steuern	(1.214,0)	(1.059,3)	14,6
Kurzfristige Vermögenswerte	11.664,7	12.520,7	-6,8
Zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte	0,9	342,3	-99,7
Aktiva	43.288,1	39.609,0	9,3
Eigenkapital	7.445,1	6.273,3	18,7
Langfristige Schulden	24.739,7	22.036,9	12,3
davon Rückstellungen	(14.333,1)	(13.246,0)	8,2
davon latente Steuern	(890,0)	(774,8)	14,9
davon Finanzverbindlichkeiten	(7.360,7)	(6.341,4)	16,1
Kurzfristige Schulden	11.103,3	11.277,6	-1,5
davon Rückstellungen	(1.535,9)	(1.549,9)	-0,9
davon Finanzverbindlichkeiten	(830,2)	(654,8)	26,8
Schulden in Verbindung mit zur Veräußerung gehaltenen Vermögenswerten	0,0	21,2	-100,0
Passiva	43.288,1	39.609,0	9,3

Die Bilanzsumme lag zum 31. Dezember 2019 über dem Wert des Vorjahresultimos. Die langfristigen Vermögenswerte erhöhten sich um 4.876,5 Mio. €. Ursachen waren im Wesentlichen die Vollkonsolidierung der EnBW Hohe See und die Erstkonsolidierungen von Valeco und Plusnet. Darüber hinaus ergab sich durch die Erstanwendung des Leasingstandards IFRS 16 im Geschäftsjahr 2019 ein Anstieg der Sachanlagen. Der Zuwachs bei den finanziellen Vermögenswerten war durch die Wertpapiere getrieben. Der Rückgang der at equity bewerteten Unternehmen resultierte hauptsächlich aus der Vollkonsolidierung der EnBW Hohe See seit dem 1. Oktober 2019. Die kurzfristigen Vermögenswerte gingen um 856,0 Mio. € zurück; dies resultierte im Wesentlichen aus den Kaufpreiszahlungen für Valeco und Plusnet. Verringerte Forderungen aus Lieferungen und Leistungen aufgrund von Mengen- und Preiseffekten sowie rückläufige kurzfristige finanzielle Vermögenswerte im Bereich der Wertpapiere wurden durch die Veränderung bei den Derivaten überkompensiert. Die zur Veräußerung gehaltenen Vermögenswerte gingen vor allem durch die Ausübung des Ankaufsrechts des EWE-Verbands über die bis dahin von der EnBW gehaltenen 6 % der EWE-Anteile zurück. Zudem wirkte sich hier der vertraglich vereinbarte Verkauf von Anteilen an der Stuttgart Netze Betrieb aus, der zu einem Verlust der Beherrschung führte.

Das Eigenkapital erhöhte sich zum 31. Dezember 2019 um 1.171,8 Mio. €. Ursache sind im Wesentlichen der Anstieg der nicht beherrschten Anteile durch die erstmalige Vollkonsolidierung der EnBW Hohe See sowie ein Anstieg der Gewinnrücklagen. Gegenläufig wirkte die Erhöhung der negativen kumulierten erfolgsneutralen Veränderungen, was vor allem auf den Rückgang des Diskontierungszinssatzes bei den Pensionsrückstellungen von 1,8 % zum Jahresende 2018 auf 1,1 % zum Bilanzstichtag zurückzuführen ist. Die Eigenkapitalquote stieg von 15,8 % zum Jahresende 2018 auf 17,2 % zum Bilanzstichtag. Die langfristigen Schulden nahmen um 2.702,8 Mio. € zu. Dies ergab sich aus der Zunahme der Pensionsrückstellungen aufgrund des gesunkenen Diskontierungszinssatzes und dem Anstieg der Finanzverbindlichkeiten durch die Aufnahme von zwei Grünen Hybridanleihen mit einem Gesamtvolumen von 1 Mrd. €. Darüber hinaus kam es zu einer Erhöhung der übrigen Verbindlichkeiten und Zuschüsse durch die erstmalige Anwendung des IFRS 16 im Geschäftsjahr 2019. Der Rückgang der Schulden in Verbindung mit zur Veräußerung gehaltenen Vermögenswerten war ein Effekt des Verkaufs von Anteilen an der Stuttgart Netze Betrieb.

Weitere finanzielle Kennzahlen

ROCE und Wertbeitrag

Die Kapitalkosten vor Steuern stellen eine Mindestverzinsung auf das eingesetzte Kapital (durchschnittliches Capital Employed, berechnet auf Basis der jeweiligen Quartalswerte des Berichtsjahres und des Vorjahresendwerts) dar. Ein positiver Wertbeitrag wird erwirtschaftet, wenn die erzielte Verzinsung (ROCE) über den Kapitalkosten liegt. Zur Ermittlung der Kapitalkosten wird der gewichtete Durchschnitt der Eigen- und Fremdkapitalkosten zugrunde gelegt. Der Wert des Eigenkapitals ergibt sich dabei aus einer Marktbewertung und weicht daher vom bilanziellen Wert ab. Die Eigenkapitalkosten basieren auf der Rendite einer risikofreien Anlage und einem unternehmensspezifischen Risikoaufschlag. Dieser bestimmt sich aus der Differenz einer risikofreien Anlage und der Rendite des Gesamtmarktes, gewichtet mit dem unternehmensindividuellen Geschäftsfeldrisiko. Die Fremdkapitalkosten werden anhand der Konditionen bestimmt, zu denen der EnBW-Konzern langfristiges Fremdkapital aufnehmen kann.

Wertbeitrag nach Segmenten 2019

	Vertriebe	Netze	Erneuerbare Energien	Erzeugung und Handel	Sonstiges / Konsolidierung	Gesamt
Adjusted EBIT inklusive des angepassten Beteiligungsergebnisses (1) in Mio. €	174,0	839,7	267,1	-178,0	-91,2	1.011,6
Durchschnittliches Capital Employed in Mio. €	1.308,8	8.033,3	4.840,6	2.044,0	3.088,4	19.315,1
ROCE in %	13,3	10,5	5,5	-8,7	-	5,2
Kapitalkostensatz vor Steuern in %	7,6	4,2	5,3	7,8		5,2
Wertbeitrag in Mio. €	74,6	506,1	9,7	-337,3	-	0,0

(1) Beteiligungsergebnis in Höhe von 47,2 Mio. €, angepasst um Steuern (Beteiligungsergebnis / 0,706 - Beteiligungsergebnis; mit 0,706 = 1 - Steuersatz 29,4 %). Nicht enthalten sind Zu- / Abschreibungen auf Beteiligungen, Ergebnis aus dem Abgang von Beteiligungen, nicht steuerungsrelevanter Anteil am Ergebnis aus at equity bewerteten Beteiligungen und Ergebnis aus Beteiligungen, die als Finanzinvestition gehalten werden.

Wertbeitrag nach Segmenten 2018 (1)

	Vertriebe	Netze	Erneuerbare Energien	Erzeugung und Handel	Sonstiges / Konsolidierung	Gesamt
Adjusted EBIT inklusive des angepassten Beteiligungsergebnisses (2) in Mio. €	218,0	768,4	123,7	-21,9	-46,6	1.041,6
Durchschnittliches Capital Employed in Mio. €	1.067,1	7.019,8	3.667,4	2.109,0	2.190,0	16.053,3
ROCE in %	20,4	10,9	3,4	-1,0	-	6,5
Kapitalkostensatz vor Steuern in %	7,7	5,3	6,1	8,0		6,3
Wertbeitrag in Mio. €	135,5	393,1	-99,0	-189,8	-	32,1

(1) Vorjahreszahlen angepasst.

(2) Beteiligungsergebnis in Höhe von 59,4 Mio. €, angepasst um Steuern (Beteiligungsergebnis / 0,706 - Beteiligungsergebnis; mit 0,706 = 1 - Steuersatz 29,4 %). Nicht enthalten sind Zu- / Abschreibungen auf Beteiligungen, Ergebnis aus dem Abgang von Beteiligungen, nicht steuerungsrelevanter Anteil am Ergebnis aus at equity bewerteten Beteiligungen und Ergebnis aus Beteiligungen, die als Finanzinvestition gehalten werden.

Der Wertbeitrag wird durch verschiedene Größen beeinflusst. Neben der operativen Ergebnisentwicklung ist die Höhe des ROCE und des Wertbeitrags insbesondere vom eingesetzten Kapital abhängig. Typischerweise führen Großinvestitionen zu einer deutlichen Erhöhung des eingesetzten Kapitals in den Anfangsjahren, wobei sich die wertsteigernde Ergebniswirkung über einen längeren und den Investitionen nachgelagerten Zeitraum entfaltet. Dies gilt insbesondere für Investitionen in Sachanlagen im Rahmen von Kraftwerksneubauten, die sich erst nach Inbetriebnahme positiv auf das operative Ergebnis des Konzerns auswirken, während die Erzeugungsanlagen bereits in der Bauphase im eingesetzten Kapital berücksichtigt werden. Für die Entwicklung des ROCE und des Wertbeitrags ergibt sich im Vergleich einzelner Jahre damit eine gewisse Zyklizität in Abhängigkeit vom Investitionsvolumen. Dieser Effekt ist somit systemimmanent und führt zu einem Rückgang des ROCE in starken Wachstums- beziehungsweise Investitionsphasen.

Im Geschäftsjahr 2019 sank der Wertbeitrag im Vergleich zum Vorjahr um 32,1 Mio. € auf 0,0 Mio. €. Das Adjusted EBIT inklusive des angepassten Beteiligungsergebnisses sank, das durchschnittliche Capital Employed hingegen erhöhte sich. Die risikoadjustierten Kapitalkostensätze liegen mit 5,2 % unter denen des Vorjahres. Der ROCE liegt mit 5,2 % unterhalb der Erwartung für das Geschäftsjahr 2019 (Prognose 2019: 6,0 % bis 7,0 %).

Vertriebe: Im Segment Vertriebe verringerte sich der Wertbeitrag 2019 um 60,9 Mio. €. Dies ist auf den Anstieg des durchschnittlichen Capital Employed, vor allem aufgrund der Erstkonsolidierung der Plusnet zum 30. Juni 2019, zurückzuführen. Zudem trägt das geringere Adjusted EBIT inklusive des angepassten Beteiligungsergebnisses zum Rückgang des Wertbeitrags bei.

Netze: Der Wertbeitrag im Segment Netze konnte im Vergleich zu 2018 um 113,0 Mio. € gesteigert werden. Sowohl das Adjusted EBIT inklusive des angepassten Beteiligungsergebnisses als auch das Capital Employed lagen über dem Niveau des Vorjahres. Die Steigerung des Capital Employed ist vor allem auf die Investitionen in die Transport- und Verteilnetze wie auch die Erstanwendung des Leasingstandards IFRS 16 zurückzuführen.

Erneuerbare Energien: Der Wertbeitrag des Segments Erneuerbare Energien in Höhe von 9,7 Mio. € entwickelte sich positiv im Vergleich zum Vorjahr. Das Adjusted EBIT inklusive des angepassten Beteiligungsergebnisses stieg auf 267,1 Mio. €. Der Bau des Offshore-Windparks EnBW Hohe See und seine mit der Vollkonsolidierung einhergehende Neubewertung sowie der Erwerb von Valeco führten zu einer Erhöhung der Kapitalbasis.

Erzeugung und Handel: Der Wertbeitrag im Segment Erzeugung und Handel liegt mit -337,3 Mio. € unter dem Niveau von 2018. Dies resultiert aus dem gefallenen Adjusted EBIT inklusive des angepassten Beteiligungsergebnisses. Das durchschnittliche Capital Employed blieb im Berichtsjahr annähernd auf dem Niveau des Vorjahres.

Vergütungsrelevante Kennzahlen

Die vergütungsrelevanten Kennzahlen leiten sich wie folgt ab. Die vollständigen Informationen zur Vergütung der Vorstandsmitglieder finden sich im Vergütungsbericht.

Vergütungsrelevantes EBT

in Mio. €	2019	2018
EBT	902,2	596,3
Abzüglich offener Handelspositionen der im Trading befindlichen Derivatepositionen innerhalb des EBITDA	2,7	-4,1
Abzüglich Bewertung der Finanzanlagen und offener Handelspositionen der im Trading befindlichen Derivatepositionen innerhalb des Finanzergebnisses	-323,7	38,8
Abzüglich Änderung Inflationsrate und Diskontierungszinssatz Kernenergierückstellungen	475,3	133,3
Vergütungsrelevantes EBT nach Neuregelung (1)	1.056,5	764,3

(1) Das vergütungsrelevante EBT liegt damit insbesondere aufgrund der Neubewertung der Anteile der EnBW Hohe See über unserer Erwartung von 850 Mio. € bis 950 Mio. €.

Vergütungsrelevanter Funds from Operations (FFO)

in Mio. €	2019	2018
Funds from Operations (FFO)	1.557,2	1.311,9
Abzüglich gezahlter Ertragsteuern	409,1	270,7
Vergütungsrelevanter Funds from Operations (FFO)	1.966,3	1.582,6

Vergütungsrelevante immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen (netto)

in Mio. €	2019	2018
Immaterielle Vermögenswerte	3.347,4	1.748,7
Sachanlagen	18.552,7	15.867,5
Als Finanzinvestition gehaltene Immobilien	30,3	31,6
Investitionskostenzuschüsse	-6,7	-7,7
Baukostenzuschüsse	-901,6	-876,8
Immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen (netto)	21.022,1	16.763,3
Durchschnittliche immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen (netto) (1)	18.327,1	16.371,6

(1) Durchschnittliche Berechnung auf Basis der jeweiligen Quartalswerte des Berichtsjahres und des Vorjahresendwerts.

Vergütungsrelevanter ROA (Return on Assets)

in Mio. €	2019	2018
EBIT	596,7	875,8
Abzüglich offener Handelspositionen der im Trading befindlichen Derivatepositionen innerhalb des EBITDA	2,7	-4,1
Vergütungsrelevantes EBIT	599,4	871,7
Abzüglich Änderung Inflationsrate und Diskontierungszinssatz Kernenergierückstellungen	297,8
Vergütungsrelevantes EBIT nach Neuregelung	897,2	871,7
Durchschnittliche immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen (netto)	18.327,1	16.371,6
Vergütungsrelevanter ROA (Return on Assets) in %	4,9	5,3

Zieldimension Kunden und Gesellschaft

Reputation

Eine starke Reputation ist ein wesentlicher Faktor nachhaltigen Unternehmenserfolgs. Der gesellschaftlich gute Ruf eines Unternehmens spiegelt das Vertrauen der breiten Öffentlichkeit und relevanter Stakeholdergruppen in das kompetente und verantwortungsvolle Handeln eines Unternehmens wider.

Wir übernehmen Verantwortung für Wirtschaft und Gesellschaft und haben den Anspruch, Treiber der Energiewende zu sein. Damit möchten wir gesellschaftliche Akzeptanz gewinnen und unsere Reputation verbessern. Eine gute Reputation signalisiert die Bereitschaft der Gesellschaft und ihrer unterschiedlichen Anspruchsgruppen, mit dem Unternehmen zu kooperieren und in das Unternehmen zu investieren.

Es ist unser Ziel, unsere Reputation kontinuierlich weiter zu verbessern. Dreh- und Angelpunkt des Konzepts ist ein im Jahr 2017 auf Initiative des Vorstands eingerichtetes Stakeholderteam, in dem alle wichtigen Unternehmensbereiche vertreten sind, die direkt oder indirekt mit relevanten Anspruchsgruppen kommunizieren und im Dialog stehen.

Reputationsindex

Gemessen wird die Reputation anhand der Top-Leistungskennzahl Reputationsindex mittels einer standardisierten Erhebung durch ein externes Marktforschungsinstitut. Die Messung erfolgt nach den Vorgaben des EnBW-Konzernstandards zu Marktforschung und Befragungen.

Top-Leistungskennzahl

	2019	2018	Veränderung in %	Prognose 2019
Reputationsindex	52,8	51,3	2,9	54,1

Unser Reputationsindex stieg im Berichtsjahr auf 52,8 Indexpunkte. Bei der B2C-Zielgruppe- den Kunden und der breiten Öffentlichkeit- ergaben sich die größten positiven Veränderungen im Vergleich zum Vorjahr. Eine weitere positive Entwicklung ging von einer Imagekampagne der EnBW im Herbst 2019 aus, die vor allem die Sympathie stärkte. Den Zielwert für 2019 von 54,1 Punkten haben wir dennoch nicht erreicht. Die Werte großer Vergleichsunternehmen, deren Reputationsniveau unter unserem Wert liegt, haben weniger stark zugenommen als unsere Reputation. Mit anderen Worten: Wir haben unsere relative Position gegenüber großen Vergleichsunternehmen verbessert. Die Reputation von Stadtwerken und Regionalanbietern liegt generell deutlich über den Werten der EnBW und großer Vergleichsunternehmen. Mehr zu den Reputationsrisiken findet sich im Chancen- und Risikobericht.

Nahe am Kunden

Wir wollen uns zu einem nachhaltigen und innovativen Infrastrukturanbieter entwickeln. Beispiele hierfür sind partnerschaftliche Kooperationsmodelle mit Kommunen, Stadtwerken und Versorgern. Für unser Unternehmen bestehen zudem große Chancen, durch digitale Angebote und Lösungen neue Kunden zu gewinnen und zusätzlichen Umsatz zu generieren.

Ein wichtiger Schritt in diese Richtung ist die Einführung der neuen vertrieblichen IT- und Prozesslandschaft EnPower. Nachdem im Vorjahr die Einführung bei Yello stattfand, wurde die Marke EnBW Mitte Juli 2019 umgestellt. EnPower ermöglicht einerseits eine verbesserte Interaktion zwischen den Kunden und den Marken und bildet andererseits die Grundlage für Digitalisierung, Automatisierung und Verschlankung der Abwicklungsprozesse rund um die Stromversorgung.

Parallel zur Einführung von EnPower wurde auch die Website www.enbw.com überarbeitet und noch stärker kundenorientert ausgerichtet. Dabei standen die Schaffung einer benutzerfreundlichen Oberfläche, eine klare Navigation und die Bereitstellung von besonders kundenrelevanten Informationen im Vordergrund.

Kundenzufriedenheitsindex

Die Energiebranche trägt dazu bei, große gesellschaftliche Veränderungen voranzutreiben. Die neue Energiewelt bietet für uns erhebliche Chancen, die wir nutzen wollen. Unsere Kunden stehen dabei im Mittelpunkt. Durch vernetzte Produkte und neue Produktkombinationen, eine kontinuierliche offene Kommunikation und bestmögliche Servicequalität streben wir möglichst langfristige Kundenbeziehungen an. Denn Kundenbindung basiert auf einer hohen Kundenzufriedenheit. Deren Messung erfolgt nach den Vorgaben des EnBW-Konzernstandards zu Marktforschung und Befragungen. Der Kundenzufriedenheitsindex für EnBW und Yello wird auf Basis von Kundenbefragungen von einem externen Anbieter erhoben.

Top-Leistungskennzahl

	2019	2018	Veränderung in %	Prognose 2019
Kundenzufriedenheitsindex EnBW / Yello	116 / 157	120 / 152	-3,3 / 3,3	114 - 141/ 148 - 159

Die Zufriedenheit der EnBW-Kunden hat sich 2019 leicht abgeschwächt, erreicht aber mit 116 Punkten weiterhin ein gutes Niveau und liegt damit auch innerhalb der für 2019 prognostizierten Bandbreite von 114 bis 141 Punkten. Ein gutes Werteniveau ist erreicht, wenn die Hälfte der Befragten angibt, mit der EnBW insgesamt besonders zufrieden zu sein. Das ist ab 114 Punkten der Fall. Ab 136 Punkten beginnt ein sehr gutes Werteniveau. Als mögliche Ursache für die leichte Abschwächung des Kundenzufriedenheitsindex für die EnBW sehen wir zum einen eine zum Jahreswechsel 2018 / 2019 bei einem Großteil der befragten Kunden durchgeführte Preisanpassung. Darüber hinaus hatte die Umstellung auf die neue Plattform EnPower temporäre Auswirkungen auf die Serviceprozesse und könnte damit ebenfalls auf die Kundenzufriedenheit Einfluss gehabt haben.

Die Zufriedenheit der Yello-Kunden lag 2019 erneut auf einem hohen Niveau (157) und liegt damit am oberen Ende unserer Prognose (148 - 159). Im Vergleich zum Vorjahr ist der Wert von 152 auf 157 gestiegen. Zu diesem hohen Wert könnten nach unserer Einschätzung unter anderem das vielfältige Angebot im Yello-Plus-Produkt sowie ein erhöhter Anteil an kWhapp-Nutzern beigetragen haben. kWhapp ist eine Energie-Check-App, mit deren Hilfe Nutzer ihren Verbrauch regelmäßig kontrollieren und ihren Abschlag bei Veränderungen frühzeitig anpassen können.

Ausgewählte Aktivitäten

Nach der erfolgreichen Umstellung der System- und Prozesslandschaft im Jahr 2018 profitierte Yello 2019 von neuen Funktionalitäten, die die Wettbewerbsfähigkeit erhöhen. So können beispielsweise Produkte und Services schneller vermarktet und Kunden individuell angesprochen werden. Im Oktober 2019 ging darüber hinaus das Digitale Service Center online. Es ist die zentrale digitale Anlaufstelle für Kunden und Interessenten. Hier werden Inhalte, Services, Kontaktaufnahmemöglichkeiten sowie häufig gestellte Fragen und die Antworten darauf miteinander verbunden.

Mit der Fortsetzung unserer Unternehmenskampagne zeigen wir unter dem weiterentwickelten Slogan "Wir machen das E schon", dass Elektromobilität für das Unternehmen nicht nur ein Zukunftsthema ist, sondern schon längst in unseren Alltag und den unserer Kunden gehört. Das belegte die Kampagne mit Fakten und Leistungen der EnBW rund um die E-Mobilität. Die Kampagne hat zum Ziel, unsere Reputation und Bekanntheit als führender Anbieter von E-Mobilitätslösungen sowie als Macher der Energiewende zu steigern.

Ein Schwerpunkt der Aktivitäten in der Zieldimension "Nahe am Kunden" lag 2019 auf der Elektromobilität. Unser Unternehmen deckt hier als Full-Service-Anbieter mit seinen Tochterunternehmen die komplette Bandbreite vom Auf- und Ausbau sowie der Stromversorgung und dem Betrieb von flächendeckender Ladeinfrastruktur bis zu digitalen Services für den Verbraucher ab. 2019 stand vor allem der flächendeckende Aufbau von Schnellladestandorten im Mittelpunkt der Aktivitäten. Mit circa 290 Schnellladestandorten sind wir Ende 2019 der größte Betreiber von Schnellladeinfrastruktur in Deutschland. Bis Ende 2020 planen wir den bundesweiten Betrieb von bis zu 1.000 Schnellladestandorten. Darüber hinaus bieten wir E-Auto-Fahrern über die EnBW mobility+ App Zugang zu über 35.000 Ladepunkten in Deutschland, Österreich und der Schweiz. Mit der Einführung der rein kWh-basierten EnBW mobility+ Tarife können Kunden überall dort auch einfach und transparent ihren geladenen Strom per App bezahlen. Auch Yello hat 2019 Services rund um die E-Mobilität eingeführt. Interessenten können zum Beispiel aus verschiedenen Fahrzeugmodellen wählen und diese für einen Alltagstest mieten. In der Elektromobilitäts-App yubee können Kunden mithilfe eines Fahrsimulators herausfinden, ob ein E-Auto und, wenn ja, welches zu ihnen passt.

Im SAFE-Projekt (flächendeckendes Sicherheitsladenetz für E-Autos in Baden-Württemberg), das vom Land Baden-Württemberg gefördert wurde, arbeiteten 77 Stadtwerke, Versorger sowie drei Kommunen mit uns zusammen, um für eine umfassende Ladeinfrastruktur in Baden-Württemberg zu sorgen. Wir waren hier als Konsortialführer tätig. Mit dem Abschluss des Förderprojekts Ende September 2019 bietet Baden-Württemberg damit ein flächendeckendes Lade- und Schnellladenetz für Elektrofahrzeuge.

Die EnBW Telekommunikation bündelt die wesentlichen Telekommunikationsaktivitäten der EnBW AG. Zum 1. April 2019 übernahm sie rund 55 % der Anteile an der NetCom BW von der Netze BW. Die NetCom BW verfügt über eine starke Marktposition mit Schwerpunkt in Baden-Württemberg. Zum Ausbau unseres Geschäfts im bundesweiten Telekommunikationsmarkt erwarben wir zum 30. Juni 2019 die Plusnet. Das Unternehmen ist in ganz Deutschland aktiv und betreut rund 25.000 Geschäftskunden.

Die Leipziger EnBW-Tochtergesellschaft Senec ist Spezialist für die Eigenversorgung mit Solarstrom. Im ersten Halbjahr 2019 konnte sie nach Erhebungen des Marktforschungsunternehmens EuPD Research ihren Marktanteil auf dem deutschen Heimspeichermarkt deutlich von 9 % auf 14 % steigern. Im Berichtsjahr hat Senec den Absatz von Stromspeichern von 4.800 auf 10.000 Systeme mehr als verdoppelt.

Unser Contractingbereich bietet Kunden aus der Industrie und der Immobilienwirtschaft sowie kommunalen Kunden Lösungen für ihre Energieinfrastruktur vor Ort. Dabei stellt er - je nach Kundenbedarf- beispielsweise Wärme, Dampf, Kälte oder Druckluft sowie Strom aus Blockheizkraftwerken (BHKW) auf Basis langfristiger Contractingverträge bereit. So unterstützen wir unsere Kunden nicht nur mit moderner Energieinfrastruktur, sondern auch bei der Erreichung ihrer Ziele im Hinblick auf Versorgungssicherheit, Energie- und Kosteneinsparung, CO ₂-Minderung oder Nutzung von Fördermöglichkeiten. Diese Ansätze wurden zum Beispiel auch bei drei im Jahr 2019 fertiggestellten Contractingprojekten mit Kommunen realisiert.

Unser Unternehmen versteht sich als erfahrener und leistungsfähiger Partner von Kommunen und Stadtwerken. Über unsere Konzessionen im Strom- und Gasbereich und zahlreiche kommunale Beteiligungsgesellschaften, in denen wir als Gesellschafter aktiv sind, verfügen wir über eine flächendeckende dezentrale Verankerung in Baden-Württemberg. Neben Strom und Gas waren 2019 weitere Themen in der Zusammenarbeit Wasser- und Breitbandnetze, die Entwicklung von Quartiersprojekten, die Integration von Ladeinfrastruktur in die kommunale Mobilität und die Begleitung von Kommunen bei ihrer digitalen Agenda.

Im Juli 2019 haben wir unter dem Namen "EnBW vernetzt" ein Beteiligungsmodell für Städte und Gemeinden im Land gestartet. Rund 550 Kommunen können Anteile an der Netze BW erwerben. Voraussetzung für die Teilnahme ist, dass die Netze BW in einer Kommune zum 1. Juli 2019 Eigentümerin und Betreiberin des örtlichen Strom- oder Gasnetzes war. Wir möchten mit diesem Modell unsere Rolle als Partner der Städte und Gemeinden in Baden-Württemberg weiter ausbauen.

Versorgungszuverlässigkeit

Als Energieunternehmen und Verteilnetzbetreiber haben wir die Aufgabe, die sichere Versorgung unserer Kunden mit Strom zu gewährleisten. Eine Herausforderung bei der Stromversorgung besteht darin, dass Energie immer häufiger dezentral erzeugt wird. Dies hat zur Folge, dass der Strom von vielen unterschiedlichen Punkten in unsere Netze eingespeist wird. Zudem schwankt die Einspeisung von Energie aus erneuerbaren Quellen, da sie vom Wetter und von anderen Faktoren abhängig ist, die außerhalb unseres Einflussbereichs liegen. Wir haben uns zum Ziel gesetzt, unsere Verteilnetze auf diese dezentrale Energiewelt auszurichten. Dazu erweitern wir die bisherige konventionelle Infrastruktur um sogenannte Smart-Grid-Technologien. So können wir die Erzeugung, Verteilung und Speicherung von Energie besser steuern.

Für den sicheren und zuverlässigen Betrieb der Verteilnetze sind unsere Netzgesellschaften verantwortlich. Bei diesen erfolgt die Prozesssteuerung durch die jeweiligen Netzleitstellen. Sie sind auch dafür zuständig, ungeplante Ausfälle in der jeweiligen Region zu beheben. Im Rahmen von Investitions- und Instandhaltungsprogrammen bauen wir unsere Netze nach Bedarf aus und halten sie instand. In Abhängigkeit vom jeweiligen Investitionsvolumen wird dieses vom Konzernvorstand genehmigt, ebenso das jährliche Gesamtbudget zur Umsetzung aller Investitions- und Instandhaltungsmaßnahmen. Die auf ein oder mehrere Jahre ausgelegten Maßnahmen werden von unseren Netzgesellschaften eigenverantwortlich umgesetzt. Ein Teil des Investitionsbudgets wird für den schrittweisen Ausbau intelligenter Netze genutzt. Dabei ermöglicht uns der zunehmende Einsatz von Smart-Grid-Technologien, kostenintensive Investitionen in klassische Netze zu vermeiden oder zu verzögern. Neben der Versorgungszuverlässigkeit und -sicherheit steht bei Investitionsentscheidungen immer auch die Effizienz der Maßnahmen im Fokus. Denn Netzinvestitionen haben auch Einfluss auf die Netzentgelte, die einen Anteil des vom Kunden bezahlten Strompreises ausmachen.

SAIDI

Wir erfassen alle ungeplanten Versorgungsunterbrechungen bei unseren Verteilnetzbetreibern. Die ermittelten Daten fließen in den "System Average Interruption Duration Index" (SAIDI) Strom ein. Er gibt die durchschnittliche Ausfalldauer je versorgten Verbraucher pro Jahr an.

Top-Leistungskennzahl

	2019	2018	Veränderung in %	Prognose 2019
SAIDI (Strom) in min / a	15	17	-11,8	15 - 20

Der SAIDI erreichte im Jahr 2019 einen positiveren Wert als in den Vorjahren, er lag damit erfreulicherweise am unteren Ende unserer prognostizierten Bandbreite. Dies ist darauf zurückzuführen, dass bei allen unseren Netztöchtern im Jahr 2019 eine Verringerung der durchschnittlichen Unterbrechungsdauer erzielt werden konnte.

Zieldimension Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter

Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter tragen die Geschäftsentwicklung der EnBW und gestalten die Zukunft unseres Unternehmens. Die zentralen Aufgaben der Personalarbeit sind daher die Gewinnung von Mitarbeitern einschließlich der Nachwuchsförderung, die Bindung der Mitarbeiter an das Unternehmen sowie die Aufrechterhaltung und Förderung ihrer Motivation, ihrer Zufriedenheit und ihrer Beschäftigungsfähigkeit. Im Rahmen der Strategie EnBW 2020 sehen wir die Werttreiber unserer Personalarbeit in den Stoßrichtungen Führung, Kompetenzen sichern und fördern, Beschäftigungsbedingungen und Strukturen sowie Gesundheitsmanagement.

Die Weiterentwicklung unserer Unternehmensstrategie bis 2025 stellt neue Anforderungen an die Personalarbeit. Künftig werden die strategischen Schwerpunkte verstärkt auf Wachstum, Infrastruktur, selektiver Internationalisierung und Neugeschäft auch außerhalb des Energiesektors liegen. Mit einer überarbeiteten, ab 2020 geltenden Personalstrategie wollen wir Wachstum, Entfaltung, Zukunft und damit Erfolg für die Menschen bei der EnBW und zugleich für unser Unternehmen ermöglichen.

Mitarbeitercommitment

Mitarbeitercommitmentindex (MCI)

Die Top-Leistungskennzahl MCI ist für uns ein wichtiger Indikator, um die Verbundenheit der Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter mit dem Unternehmen zu messen. Die jährliche Messung dieses Indikators ermöglicht es uns, frühzeitig und spezifisch auf negative Trends zu reagieren. Die Top-Leistungskennzahl MCI findet bei der Vergütung und entsprechenden Zielvereinbarungen des Vorstands Berücksichtigung.

Top-Leistungskennzahl

	2019	2018	Veränderung in %	Prognose 2019
Mitarbeitercommitmentindex (MCI) (1)	66	62	6,5	63

(1) Abweichender Konsolidierungskreis (grundsätzliche Betrachtung aller Gesellschaften mit mehr als 100 Mitarbeitern [ohne ITOs]).

Vom 16. September bis 4. Oktober 2019 fand die fünfte Kurzbefragung zum Monitoring des MCI statt, das sogenannte MAB-Blitzlicht. Wie bereits im Vorjahr wurde das Blitzlicht im Rahmen einer repräsentativen Stichprobe mit zwölf Fragen von einem externen, unabhängigen Dienstleister durchgeführt. Erhoben wurde, wie in den Vollbefragungen auch, der Grad der Verbundenheit (= Commitment) der Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter mit dem EnBW-Konzern und der jeweiligen Gesellschaft. Die bislang ohnehin sehr hohe Beteiligung stieg das dritte Jahr in Folge auf nun 74 % (2018: 73 %). Damit zeigt sich eine konstant hohe Akzeptanz der Mitarbeiterbefragung als Feedbackinstrument. Der MCI des MAB-Blitzlichts 2019 zeigt eine deutliche Steigerung auf 66 Punkte. Damit wurde das für 2019 gesetzte Ziel weit übertroffen. Dabei verbesserte sich das Commitment tendenziell über alle Führungs- und Mitarbeiterebenen hinweg. Nach Einschätzung unseres Dienstleisters bewegt sich unser Unternehmen mit dem erreichten Wert des MCI im Branchenvergleich auf einem hohen Niveau. Diese positive Entwicklung sehen wir als zunehmende Stärkung sowohl des Vertrauens in die Zukunfts- und Wettbewerbsfähigkeit unseres Unternehmens als auch der Arbeitgeberattraktivität insgesamt. Beides sind entscheidende Faktoren für die Bindung von Leistungsträgern, aber auch für die Gewinnung neuer Talente.

Ausgewählte Aktivitäten entlang der Stoßrichtungen der Personalarbeit

Führung: Im Rahmen der Initiative "Next Level Leadership" bieten wir Mitarbeiterinnen und Mitarbeitern, die Führungsarbeit leisten, Lern- und Entwicklungsangebote sowie Raum für konkrete praktische Umsetzung moderner Führungsansätze in einem komplexer und digitaler werdenden Umfeld. Der Lehrplan des bereits 2018 gestarteten Programms wurde im Jahr 2019 um weitere neue Lerninhalte ergänzt (unter anderem Verantwortung ins Team geben, Leading Myself, Resilienz). Insgesamt haben seit dem Start mehr als 1.100 Mitarbeiter und Führungskräfte die verschiedenen Lern- und Entwicklungsangebote genutzt (2019: 829 Teilnehmer).

Das 2019 gestartete neue Talententwicklungsprogramm "SP4RK for Pioneers" kombiniert gezielt Leadership- und innovative Geschäftsmodellentwicklung. Talente aus unserem Unternehmen bearbeiten über mehrere Monate in crossfunktionalen Teams Projekte mit Start-up-Charakter, um strategisch relevante Geschäftsmodelle zu identifizieren. Gleichzeitig erlernen sie Methoden der kundenzentrierten Geschäftsmodellentwicklung und erhalten die Chance, sich im Kontext moderner Führungskompetenzen und für die Zukunft wichtiger Fähigkeiten weiterzuentwickeln.

Bei der ED startete zu Jahresbeginn 2019 ein umfangreiches Kultur- und Transformationsprojekt zur Entwicklung einer gemeinsamen Führungskultur und gemeinsamer Grundsätze sowie zur Stärkung des gegenseitigen Vertrauens. In zahlreichen hierarchieübergreifenden Workshops wurden fünf Führungsgrundsätze erarbeitet, die in der gesamten ED-Gruppe implementiert und regelmäßig in den einzelnen Bereichen überprüft werden sollen.

Kompetenzen sichern und fördern: Für uns ist Vielfalt (Diversity) ein Hebel zur erfolgreichen Strategieumsetzung. Unter dem Motto "Vielfalt schafft Erfolg" setzen wir auf eine vielfältige Belegschaft, bezogen auf zahlreiche unterschiedliche Kriterien wie Geschlecht, Alter, Interkulturalität, sexuelle Orientierung und Menschen mit Behinderung, aber auch Branchenhintergrund, unterschiedliche Arbeitsmodelle und -organisationen. Die Stärkung von Vielfalt in der Zusammensetzung der Mitarbeiterschaft und des Leadership-Teams ist in vielen Unternehmensbereichen ein wichtiger Erfolgsfaktor. Sie fördert Innovationskraft, Internationalisierung und Kundenorientierung und damit auch die erfolgreiche Umsetzung unserer Strategie. Als Bekenntnis zu dieser Vielfalt nahm unser Unternehmen 2019 zum zweiten Mal am Christopher Street Day in Stuttgart mit einem eigenen Truck teil. Zur Förderung der Vielfalt haben wir einen Prozess eingeleitet, in dem mit verschiedenen Bereichen in den für sie besonders relevanten Diversity-Merkmalen konkrete Ziele vereinbart und Maßnahmen zur Umsetzung festgelegt wurden. So wurden beispielsweise verstärkt Sprachtrainings durchgeführt, um die Integration vieler neuer Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter mit internationalem Hintergrund erfolgreich zu gewährleisten. Im Juni fand die Diversity-Woche 2019 statt, die sich im Rahmen mehrerer Aktionen und Veranstaltungen ebenfalls mit diesem Themenkomplex befasste.

Die SWD veranstalteten in diesem Jahr zum zweiten Mal den Diversity-Tag, mit dem thematischen Schwerpunkt "Diversity erleben". An diesem Tag stand das Thema Vielfalt der Belegschaft im Mittelpunkt. Ziel war es, für Vielfältigkeit zu sensibilisieren sowie ein wertschätzendes und vorurteilfreies Miteinander zu fördern.

Frauenanteil in Führungspositionen EnBW AG

in %	2019	2018
Erste Ebene unter Vorstand	0,0	0,0
Zweite Ebene unter Vorstand	17,2	15,1

Der Vorstand hat für die beiden Führungsebenen unterhalb des Vorstands als Ziel für die EnBW AG festgelegt, dass im Zeitraum vom 1. Januar 2017 bis zum 31. Dezember 2020 der Frauenanteil weiter gesteigert werden soll. Auf der ersten Ebene (Top-Management) und der zweiten Ebene (oberes Management) soll der Anteil von Frauen auf mindestens 20 % erhöht werden. Diese Zielgrößen wurden im Jahr 2019 trotz erheblicher Anstrengungen noch nicht erreicht.

Ein weiterer Bestandteil der Personalarbeit ist die Nachwuchsförderung. Unser Unternehmen beschäftigte zum 31. Dezember 2019 1.014 Auszubildende und Studierende an der dualen Hochschule (DH). Dies entspricht einer Steigerung um 8,1 % im Vergleich zum Vorjahr. Für 2020 ist die Neueinstellung von 409 Auszubildenden und DH-Studierenden geplant. Es ist unser Ziel, sie alle nach erfolgreichem Abschluss ihrer Ausbildung zu übernehmen. Eine Übernahmegarantie erhalten mehr als 80 % unserer Auszubildenden und DH-Studierenden. Des Weiteren beschäftigten wir im Jahr 2019 1.333 Werkstudenten und Praktikanten und damit 15,5 % mehr als 2018.

Die Entwicklung der EnBW-Arbeitgebermarke wurde 2019 weiter vorangetrieben, um eine stärkere und differenziertere Positionierung auf dem Arbeitsmarkt zu erreichen. Rund 500 Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter beteiligten sich im September 2019 an der Feedbackaktion "Gib unserer Arbeitgebermarke ein Bild". Dabei traf die entwickelte Arbeitgebermarke EnBW mit knapp 90 % auf eine hohe Akzeptanz.

2019 haben wir das neue Online-Bewerbermanagementsystem Avature eingeführt. Es ermöglicht einen insgesamt unkomplizierteren Prozess für Bewerberinnen und Bewerber sowie verschiedene Wege der Bewerbung, zum Beispiel das automatisierte Einlesen des Lebenslaufs oder die Verknüpfung mit sozialen Netzwerken. Außerdem werden unsere internen Abläufe rund um die Rekrutierung neuer Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter besser unterstützt.

Zur Rekrutierung für die Wachstumsfelder arbeitet die PRE aktiv mit Fachschulen zusammen und führte 2019 für IT-Spezialisten und Elektromonteure spezielle Rekrutierungskampagnen durch. Ein weiterer Schwerpunkt lag auf der Nachwuchsförderung, so wurden zum Beispiel Berufs- und Auslandspraktika angeboten.

Beschäftigungsbedingungen und Strukturen: Der Arbeitgeberverband der Elektrizitätswerke Baden-Württemberg und die Dienstleistungsgewerkschaft ver.di haben am 28. Februar 2019 nach intensiven Verhandlungen einen Tarifabschluss mit einer Laufzeit von 24 Monaten erzielt. Danach wurden die Vergütungen ab dem 1. März 2019 um 2,5 % und ab dem 1. November 2019 um weitere 1,9 % erhöht. Zum 1. Juli 2020 folgt nochmals eine Erhöhung um 1,9 %. Für die Auszubildenden steigt die monatliche Vergütung für alle Ausbildungsjahrgänge zu diesen Zeitpunkten um 80,00 €, 50,00 € sowie weitere 50,00 €. Bei der EnBW AG und den Gesellschaften im Geltungsbereich des FOKUS-Tarifvertrags liegt die Erhöhung der Ausbildungsvergütungen bei 77,12 € sowie jeweils 48,20 €.

Gesundheitsmanagement: Im Rahmen des betrieblichen Gesundheitsmanagements bieten wir an mehreren Standorten verschiedene präventiv-medizinische Angebote zum Arbeits- und Gesundheitsschutz an. Im Jahr 2019 stand unter anderem die Darmgesundheit im Fokus. Über das Jahr verteilt wurden Gesundheitsaktionen zum Thema Darmkrebs-Früherkennung durchgeführt. Daneben wird im Bereich der psychischen Gesundheit eine große Bandbreite an Präventivmaßnahmen zu den Themengebieten Stressbelastung, Konfliktsituationen und psychische Erkrankungen angeboten.

Die PRE legt den Fokus im Gesundheitsmanagement auf die Primärprävention. Dazu zählen Betriebssportangebote sowie Sportevents. Ergänzt wird dies durch ein breites Spektrum von sozialen Maßnahmen. Bei der VNG bestehen erweiterte Vorsorgeangebote im Rahmen der arbeitsmedizinischen Betreuung zu den Themengebieten Herz-, Kreislauf-, Stoffwechsel- und Skeletterkrankungen. Darüber hinaus werden Seh- und Hörtests, EKGs sowie Laboruntersuchungen durchgeführt.

Die Krankheitsquote liegt mit 4,9 % geringfügig unter dem Vorjahreswert von 5,1 %.

Ausblick Personalstrategie

Die überarbeitete, ab 2020 geltende Personalstrategie unterstützt die Umsetzung der Unternehmensstrategie EnBW 2025. Bei der künftigen Ausrichtung unserer Personalarbeit gehen wir davon aus, dass im Zuge der Digitalisierung Routinearbeiten und standardisierte Prozesse schrittweise an Bedeutung verlieren werden. Menschliche Stärken wie Kreativität, Flexibilität und Neugier werden künftig in der Arbeitswelt an Bedeutung gewinnen und die Mitarbeiter stärker als Ideengeber und Weiterdenker gefordert sein. Unsere neu konzipierte Personalarbeit unterstützt die Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter in diesem Veränderungsprozess, zum Beispiel durch die Entwicklung neuer Formen und Formate der Zusammenarbeit und der Aus- und Weiterbildungsmöglichkeiten. Außerdem wollen wir innovatives Denken und Handeln fördern und Vernetzungsmöglichkeiten stärken. Besonderen Wert legen wir auf die Potenziale, die in der Internationalität und Diversität unserer Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter liegen.

Die neue Personalstrategie rückt sechs Schwerpunkte in den Fokus, die von insgesamt 21 strategischen Stoßrichtungen untermauert werden:

- HR-Prozesse, Services & Digitalisierung

- Arbeitgebermarke & Recruiting

- Führung und Fähigkeiten

- Qualifizierung@EnBW

- Internationalisierung

- Transformation in eine moderne Arbeitswelt

Für die Personalarbeit hat sich die EnBW folgendes Ziel gesetzt: Wir machen jede Mitarbeiterin und jeden Mitarbeiter unseres Unternehmens zum engagierten Architekten der eigenen, individuellen Weiterentwicklung- und damit zum entscheidenden Mitgestalter der EnBW 2025.

Basierend auf diesem Ziel wurde im Bereich Führung bereits gemeinsam mit dem EnBW-Vorstand ein neues Zukunftskompetenzmodell formuliert, das als gemeinsames Fundament für alle Menschen in Führung bei der EnBW- unabhängig von deren konkreter Funktion- Gültigkeit haben wird. Im Zentrum stehen dabei Fähigkeiten wie Kundenorientierung, Unternehmertum, Innovationskraft und Team-Empowerment. Das neue Zukunftskompetenzmodell wird 2020 mit unserem gesamten Führungsteam weiter vertieft und in allen relevanten Führungsprozessen operationalisiert werden.

Weitere Kennzahlen

Mitarbeiter (1)

	31.12.2019	31.12.2018	Veränderung in %
Vertriebe (2)	4.394	3.718	18,2
Netze	9.254	8.920	3,7
Erneuerbare Energien	1.384	1.144	21,0
Erzeugung und Handel (2)	5.499	5.358	2,6
Sonstiges	2.762	2.635	4,8
Gesamt	23.293	21.775	7,0
In Mitarbeiteräquivalenten (3)	21.843	20.379	7,2

(1) Anzahl der Mitarbeiter ohne Auszubildende und ohne ruhende Arbeitsverhältnisse. Der Begriff Mitarbeiter bezeichnet alle Beschäftigten (m / w / d).

(2) Vorjahreszahlen angepasst.

(3) Umgerechnet in Vollzeitbeschäftigungen.

Unser Unternehmen beschäftigte zum 31. Dezember 2019 23.293 Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter und damit 7,0 % mehr als zum Jahresende 2018. Der Anstieg resultierte vor allem aus Akquisitionen und dem Mitarbeiteraufbau in den strategischen Wachstumsfeldern. So erhöhte sich die Mitarbeiterzahl im Segment Vertriebe durch die Erstkonsolidierung der Plusnet und der Senec. Im Segment Netze ist der Personalaufbau auf die wachsende Bedeutung des regulierten Geschäfts zurückzuführen. Dem Aufbau stand allerdings der Verkauf von Anteilen an der Stuttgart Netze Betrieb gegenüber, der zu einem Verlust der Beherrschung führte. Im Segment Erneuerbare Energien ist der Anstieg im Wesentlichen auf den Kauf der Valeco zurückzuführen. Verantwortlich für den Anstieg der Mitarbeiterzahl im Segment Erzeugung und Handel sind konzerninterne Umstrukturierungen und der Aufbau im Bereich des nuklearen Reststoffrecyclings. Die Digitalisierung und die Transformation führten zu einem Personalaufbau im Segment Sonstiges, dieser Effekt wird teilweise durch die Umstrukturierungen kompensiert. Die Fluktuationsquote im Jahr 2019 liegt bei 6,3 % und damit 0,2 Prozentpunkte unter dem Vorjahreswert.

Auf unseren Internetseiten sind zusätzliche Personalkennzahlen unter www.enbw.com/weitere-kennzahlen zu finden, wie die regionale Verteilung oder die Altersstruktur unserer Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter. Wir verweisen außerdem auf unsere Ausführungen im Chancen- und Risikobericht.

Arbeitssicherheit

Unsere wesentlichen Ziele im Bereich Arbeitsschutz umfassen die Vermeidung von Unfällen und arbeitsbedingten Erkrankungen sowie die Schaffung der Voraussetzungen für sicheres Arbeiten. Die Festlegung der Verantwortlichen, Rollen und Prozesse ist in der Konzernrichtlinie "Arbeits- und Gesundheitsschutz" geregelt. Hier sind auch die Leitlinien der EnBW im Arbeits- und Gesundheitsschutz dokumentiert. Der Arbeitskreis Arbeitsschutz (AK KAS) hat die Aufgabe, gesellschaftsübergreifende Themen konzerneinheitlich zu regeln. Der AK KAS wird vom technischen Vorstand der EnBW geleitet und hat gemäß Geschäftsordnung Beschlusskraft.

LTIF

Mit unserer Top-Leistungskennzahl LTIF messen wir die Zahl der LTI gemäß der Definition auf Seite 46. Jede im Konsolidierungskreis des LTIF berücksichtigte Konzerngesellschaft erhält jährlich vom Vorstand eine individuelle Zielvorgabe- die Erfüllung dieses LTIF-Ziels fließt in die monetäre Bewertung der jeweiligen Zielerreichung ein. Darüber hinausgehende Ziele setzen sich die Gesellschaften individuell.

Top-Leistungskennzahl

	2019	2018	Veränderung in %	Prognose 2019
LTIF steuerungsrelevante Gesellschaften (1)	2,1	2,3	-8,7	< 3,7
LTIF gesamt (2)	3,8	3,6	5,6

(1) Abweichender Konsolidierungskreis (grundsätzliche Betrachtung aller Gesellschaften mit mehr als 100 Mitarbeitern ohne Unternehmen im Bereich Abfallwirtschaft sowie externe Leiharbeiter und Kontraktoren).

(2) Abweichender Konsolidierungskreis (grundsätzliche Betrachtung aller Gesellschaften mit mehr als 100 Mitarbeitern ohne externe Leiharbeiter und Kontraktoren).

Im Jahr 2019 hat sich der LTIF für die steuerungsrelevanten Gesellschaften im Vergleich zum Vorjahr nochmals verbessert. Auch die durchschnittlichen Ausfalltage pro Unfall mit 19,0 sind im Vergleich zum Vorjahr (22,2) gesunken. Wir sehen die erhebliche Verbesserung der Arbeitssicherheit bei der EnBW als Ergebnis einer stetigen guten und wirksamen Leistung im Arbeits- und Gesundheitsschutz. Der LTIF gesamt ist im Vorjahresvergleich leicht angestiegen. Diese Kennzahl beinhaltet Tochterunternehmen im Bereich Abfallwirtschaft. Die Unfallzahlen in diesem Bereich liegen im Branchenvergleich jedoch auf einem guten Niveau.

Im Berichtsjahr ereignete sich ein tödlicher Unfall bei Verladearbeiten.

Die Maßnahmen zur Zielerreichung legen die Konzerngesellschaften eigenverantwortlich fest. Im Jahr 2019 wurden verschiedene Aktivitäten im Bereich der Arbeitssicherheit durchgeführt:

Wir arbeiten kontinuierlich daran, Gefahren am Arbeitsplatz, die Unfälle oder arbeitsbedingte Erkrankungen verursachen könnten, durch Schulungen und Maßnahmenprogramme zu minimieren. Im ersten Halbjahr 2019 bildete einen Schwerpunkt die bereits 2018 begonnene sukzessive Einführung der EHS-Software Quentic (vormals EcoWebDesk, EWD). Wesentliche Elemente von Quentic sind die Dokumentation von Gefährdungsbeurteilungen und das Gefahrstoffmanagement. Aus verschiedenen, seit Jahren bestehenden Quellen wird sukzessive ein einheitliches Gefahrstoffkataster zusammengeführt. Die Interne Revision führte im ersten Halbjahr 2019 eine Prüfung zum Themenfeld "Gefährdungsbeurteilungen von Tätigkeiten (HSSE)" durch. Die Prüfung ergab keine Beanstandungen. Daneben fanden im Berichtszeitraum zwei Workshops mit allen Fachkräften für Arbeitssicherheit zum Themenschwerpunkt "Dialog Beinaheunfälle" statt. Bei der Netze BW wurde 2019 eine Reihe von Aktionen zur weiteren Stärkung der Sicherheitskultur durchgeführt:

- Die Managementsysteme Arbeitssicherheit, Umweltschutz und Energiemanagement wurden weiter integriert.

- Der netzweite Rollout der Datenbank Quentic ist in der Umsetzung.

- Im Dezember 2019 fand das Treffen der Sicherheitsbeauftragten statt, bei dem aktuelle Themen diskutiert wurden.

- Um das Thema Gesundheitsschutz zu unterstützen, wurden für alle Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter Erste-Hilfe-Kurse angeboten. Zielgruppe waren diejenigen, die nicht bereits aufgrund ihrer Tätigkeit einen solchen Kurs absolviert haben.

Im Bereich der konventionellen und erneuerbaren Erzeugung fanden im Jahr 2019 zahlreiche Veranstaltungen an den Kraftwerksstandorten statt. Die Themengebiete umfassten unter anderem Simulator- und Sicherheitstrainings sowie Feuerlöschübungen. In den Kernkraftwerken wurden im Jahr 2019 die Information über Best-Practise-Beispiele und die Meldung von Beinaheunfällen sowie der Erfahrungsaustausch mit den Partnerfirmen intensiviert. Darüber hinaus wurde die 2015 begonnene Aktion "100 Tage unfallfrei" fortgeführt. Dies ist ein gutes Instrument, die Mitarbeiter zu sicherem Verhalten zu motivieren.

Bei den SWD lagen die Schwerpunkte auf den folgenden Aktivitäten:

- Aufbauend auf dem Arbeitssicherheits- und Gesundheitsschutz-Programm 2015plus wurde die Konzeption zu dem neuen Programm 2020plus weiterentwickelt.

- Das Konzept zum Umgang mit Beinaheunfällen wurde in ersten Pilotbereichen umgesetzt.

- Im Rahmen des Projekts "RheinSchiene" fand in Düsseldorf ein Treffen der Sicherheitsbeauftragten in Kooperation mit der Berufsgenossenschaft Energie Textil Elektro Medienerzeugnisse (BG ETEM) statt.

Wir verweisen außerdem auf unsere Ausführungen im Chancen- und Risikobericht.

Zieldimension Umwelt

Unsere Konzernumweltziele beziehen sich - eingebunden in die Konzernstrategie EnBW 2020 und EnBW 2025- auf den Ausbau der erneuerbaren Energien und auf unseren Beitrag zum Klimaschutz. Diese Ziele werden anhand der Top-Leistungskennzahlen "Installierte Leistung erneuerbare Energien (EE) und Anteil EE an der Erzeugungskapazität" sowie anhand der CO ₂-Intensität abgebildet. Für Umweltbelange sind neben der EnBWAG unter anderem die Tochtergesellschaften SWD und ED wesentlich. Insbesondere beide Tochtergesellschaften verfügen wie die EnBWAG über ein nach DIN EN ISO 14001:2015 zertifiziertes Umweltmanagementsystem. Hierdurch werden die Voraussetzungen dafür geschaffen, dass umweltrelevante Anforderungen systematisch und kontinuierlich berücksichtigt werden, die erforderlichen Leitlinien und Regelungen vorhanden sind, Umweltziele definiert und nachverfolgt werden und die notwendigen Prüfprozesse festgelegt sind. Durch die konsequente Umsetzung und Weiterentwicklung des Umweltmanagementsystems soll sichergestellt werden, dass wesentliche negative Auswirkungen auf die Umwelt bestmöglich vermieden werden. Grundsätzlich bestehen Risiken im Bereich des Umweltschutzes durch den operativen Betrieb von Energieerzeugungs- und Übertragungsanlagen mit möglichen Folgen für Luft, Wasser, Boden und Natur. Diesen Risiken begegnen wir mit organisatorischen und prozessualen Maßnahmen zur Risikoreduzierung sowie zur Notfallvorsorge und Gefahrenabwehr.

Erneuerbare Energien ausbauen

Top-Leistungskennzahl

	2019	2018	Veränderung in %	Prognose 2019
Installierte Leistung EE in GW und Anteil EE an der Erzeugungskapazität in %	4,4 / 31,8	3,7 / 27,9	18,9 / -	4,4 - 4,5 / 31 - 32

Installierte Leistung erneuerbare Energien (EE) und Anteil EE an der Erzeugungskapazität

Im Berichtsjahr erhöhte sich die installierte Leistung erneuerbarer Energien auf 4,4 GW und liegt damit im prognostizierten Rahmen. Dieser Anstieg resultiert maßgeblich aus der Inbetriebnahme unseres Offshore-Windparks EnBW Hohe See mit 497 MW sowie der im Zuge des Erwerbs der Valeco einbezogenen Onshore-Windparks und Solaranlagen. Daneben wurden 54 MW in Photovoltaikanlagen zugebaut. Insgesamt erhöhte sich der Anteil EE an der Erzeugungskapazität- im Rahmen unserer Prognose- auf 31,8 %.

Aufteilung des Erzeugungsportfolios (1) (zum 31.12.)

Elektrische Leistung (2, 3) in MW	2019	2018
Erneuerbare Energien	4.398	3.738
Laufwasserkraftwerke	1.006	1.006
Speicherkraftwerke / Pumpspeicherkraftwerkemit natürlichem Zufluss (3)	1.507	1.507
Wind onshore	826	718
Wind offshore	834	336
Sonstige erneuerbare Energien	225	171
Thermische Kraftwerke (4)	9.451	9.649
Braunkohle	875	875
Steinkohle	3.586	3.491
Gas	1.165	1.458
Sonstige thermische Kraftwerke	347	347
Pumpspeicherkraftwerke ohnenatürlichen Zufluss (3)	545	545
Kernkraftwerke (5)	2.933	2.933
Installierte Leistung (6)	13.849	13.387
davon erneuerbar in %	31,8	27,9
davon CO ₂-arm in % (7)	12,3	15,0

(1) Im Erzeugungsportfolio sind auch langfristige Bezugsverträge und teileigene Kraftwerke enthalten.

(2) Vorjahreszahlen angepasst.

(3) Leistungswert unabhängig von der Vermarktungsart, bei Speichern: Erzeugungsleistung.

(4) Einschließlich Pumpspeicherkraftwerken ohne natürlichen Zufluss.

(5) Die Leistung von Block 2 des Kernkraftwerks Philippsburg ist im Erzeugungsportfolio 2019 enthalten, da die Abschaltung erst am Abend des 31.12.2019 erfolgte.

(6) Darüber hinaus wurden Anlagen mit einer installierten Leistung von 1.706 MW zur endgültigen Stilllegung angemeldet. Jedoch wurden diese von der Bundesnetzagentur und der TransnetBW als systemrelevant eingestuft und dienen daher der TransnetBW als Netzreservekapazität.

(7) Ohne erneuerbare Energien, nur Gaskraftwerke und Pumpspeicherkraftwerke ohne natürlichen Zufluss.

Die Eigenerzeugung sank 2019 gegenüber dem Vorjahr auf 47,8 TWh. Ursache für diesen Rückgang war insbesondere ein marktpreisbedingt geringerer Einsatz unserer thermischen Erzeugungsanlagen. Dagegen stieg die Erzeugung auf Basis erneuerbarer Energien deutlich an, insbesondere durch die Inbetriebnahme unseres Offshore-Windparks EnBW Hohe See sowie die erworbenen Windkraftanlagen in Frankreich und Schweden. Daneben trugen im Vorjahresvergleich höhere Erzeugungsmengen als Folge besserer Windverhältnisse sowie aus Laufwasserkraftwerken aufgrund besserer Wasserführung positiv zu dieser Entwicklung bei. Der Anteil der Eigenerzeugung aus erneuerbaren Quellen stieg somit gegenüber 2018 auf über 20 %.

Eigenerzeugung (1) nach Primärenergieträgern

in GWh	2019	2018
Erneuerbare Energien	9.988	8.414
Laufwasserkraftwerke	5.342	4.846
Speicherkraftwerke / natürlicher Zufluss von Pumpspeicherkraftwerken	959	1.030
Wind onshore	1.522	996
Wind offshore	1.806	1.233
Sonstige erneuerbare Energien	359	309
Thermische Kraftwerke (2)	37.819	45.078
Braunkohle	2.598	6.048
Steinkohle	8.758	12.868
Gas	3.634	3.518
Sonstige thermische Kraftwerke	188	198
Pumpspeicherkraftwerke ohnenatürlichen Zufluss	1.608	1.790
Kernkraftwerke	21.033	20.656
Eigenerzeugung	47.807	53.492
davon erneuerbar in %	20,9	15,7
davon CO ₂-arm in % (3)	11,0	9,9

(1) In der Eigenerzeugung sind auch langfristige Bezugsverträge und teileigene Kraftwerke enthalten.

(2) Einschließlich Pumpspeicherkraftwerken ohne natürlichen Zufluss.

(3) Ohne erneuerbare Energien, nur Gaskraftwerke und Pumpspeicherkraftwerke ohne natürlichen Zufluss.

Klimaschutz

Top-Leistungskennzahl

	2019	2018	Veränderung in %	Prognose 2019
CO ₂-Intensitätin g / kWh	419	553	-24,2	-10 % bis 0 %

CO ₂-Intensität

Die CO ₂-Intensität der Eigenerzeugung Strom exklusive nuklearer Erzeugung nahm im Vergleich zum Vorjahr deutlich um 24,2 % auf 419 g / kWh ab und liegt damit merklich unter der prognostizierten Bandbreite. Dieser Rückgang basiert zum einen auf der gegenüber dem Jahr 2018 höheren Erzeugung aus erneuerbaren Quellen. Zum anderen nahm die Stromerzeugung unserer fossil befeuerten Anlagen aufgrund marktgetriebener Entwicklungen deutlich stärker als prognostiziert ab.

Klimaneutralität: Das Jahr 2019 war geprägt von politischen und gesellschaftlichen Debatten zum Klimawandel. Die EU will mit dem Green Deal umfangreiche Maßnahmen und gesetzliche Verpflichtungen einführen, um bis zum Jahr 2050 klimaneutral zu werden. Wir haben uns daher intensiv mit der Bedeutung von Nachhaltigkeits- und Klimaschutzthemen für unser Geschäftsmodell auseinandergesetzt und wollen mit der Ausrichtung unserer künftigen Maßnahmen und Ziele die internationalen und nationalen Zielsetzungen für ein klimaneutrales Wirtschaften unterstützen.

Unser Tochterunternehmen ED hat als eines der ersten integrierten Energieunternehmen in Deutschland und der Schweiz die Klimaneutralität bereits Anfang 2020 erreicht. Die ED hat hierzu in den vergangenen Jahren umfangreiche Maßnahmen ergriffen, wie die eigene Produktion von Ökostrom, eine gesteigerte Energieeffizienz ihrer Gebäude, CO ₂-Reduktionen des Fuhrparks und den Ausgleich der Netzübertragungsverluste durch Ökostrom.

Über die Top-Leistungskennzahlen im Bereich Umwelt hinaus verwenden wir eine breite Palette zusätzlicher Umweltkennzahlen zur Messung, Kontrolle und Darlegung der weiteren Ergebnisse ihrer umweltrelevanten Aktivitäten. Die wichtigsten Kennzahlen enthält nachfolgende Tabelle auf Seite 90. Eine umfassende Darstellung unserer Umweltkennzahlen ist im Internet unter www.enbw.com/umweltschutz abrufbar. Hier finden sich auch weitere Informationen über unsere vielfältigen Maßnahmen zur Verbesserung der Energieeffizienz, zur Erhaltung der biologischen Vielfalt und zum Natur- und Artenschutz, beispielsweise über das EnBW-Amphibienschutzprogramm oder über ökologische Aufwertungsmaßnahmen im Bereich unserer Wasserkraftwerke. Darüber hinaus finden sich im Internet weitere Daten gemäß der Global Reporting Initiative (GRI-Standards).

CO ₂-Fußabdruck: Die direkten CO ₂-Emissionen werden hauptsächlich vom Einsatz der Erzeugungsanlagen bestimmt. Im Wesentlichen führte die starke Abnahme der Stromerzeugung aus Kohle in Verbindung mit einer deutlichen Zunahme der Stromerzeugung aus erneuerbaren Quellen zu einer entsprechenden Verminderung der direkten CO ₂-Emissionen von 16,6 auf 10,8 Mio. t CO ₂eq. Geringere indirekte CO ₂-Emissionen aus den Netzverlusten resultierten in einem Rückgang der Scope-2-CO ₂-Emissionen von 1,0 auf 0,9 Mio. t CO ₂eq. Die Scope-3-CO ₂-Emissionen werden maßgeblich durch den Gasverbrauch unserer Kunden beeinflusst. Die moderate Zunahme des Gasabsatzes führt zu einem entsprechenden Anstieg der Scope-3-Emissionen von 16,8 auf 17,6 Mio. t CO ₂eq. Die Vorjahreszahl wurde aufgrund einer Neuzuordnung innerhalb des Segments Erzeugung und Handel angepasst. Vorwiegend aufgrund der höheren Erzeugung aus erneuerbaren Quellen nahmen die vermiedenen CO ₂-Emissionen von 6,9 auf 8,3 Mio. t CO ₂eq zu.

Energieverbrauch: Der Gesamtendenergieverbrauch enthält den Verbrauch an Endenergie für unsere Geschäftstätigkeiten. Nicht enthalten sind Umwandlungsverluste bei der Energieerzeugung und Netzverluste. Der Gesamtendenergieverbrauch ist geprägt von der Pumpenergie und dem Eigenbedarf beziehungsweise Betriebsverbrauch der Erzeugungsanlagen. Als Folge der insgesamt geringeren Eigenerzeugung nahm der Gesamtendenergieverbrauch gegenüber dem Vorjahr von 3.252 GWh auf 2.919 GWh um etwa 10 % ab.

Der Anteil der erneuerbaren Energien am Endenergieverbrauch erhöhte sich von 51 % im Jahr 2018 auf 53 % im Jahr 2019. Dies ergibt sich in erster Linie durch die Zunahme der Stromerzeugung aus erneuerbaren Quellen mit einem entsprechend höheren Anteil an erneuerbaren Energien am Eigenbedarf beziehungsweise Betriebsverbrauch der Erzeugungsanlagen.

Der Energieverbrauch unserer Gebäude umfasst die benötigte Energie für Raumwärme, für die Bereitstellung von Warmwasser und den Strombedarf. Der Energieverbrauch der Gebäude pro Mitarbeiter ist von 10.482 kWh im Jahr 2018 auf 9.606 kWh im Jahr 2019 zurückgegangen. Dieser Rückgang ist das Ergebnis vielfältiger Maßnahmen zur Steigerung der Energieeffizienz unserer Gebäude.

Umweltschutzausgaben: Die Umweltschutzausgaben berichten wir gemäß den Anforderungen der statistischen Ämter und anhand eines Leitfadens unseres Branchenverbands BDEW. Gemäß diesen Berichtsanforderungen sind Investitionen und laufende Aufwendungen für die Nutzung erneuerbarer Energien vollständig als Ausgaben für den Klimaschutz zu berichten. Die Investitionen für den Umweltschutz nahmen von 535 Mio. € im Vorjahr auf 1.535 Mio. € im Jahr 2019 überdurchschnittlich zu. Ursache hierfür sind die Investitionen im Zusammenhang mit der Errichtung der Offshore-Windparks EnBW Hohe See und EnBW Albatros sowie dem Erwerb des Wind- und Solarprojektierers und Anlagenbetreibers Valeco, die gemäß den Berichtsvorgaben als Klimaschutzausgaben mit enthalten sind. Die Zunahme der laufenden Aufwendungen für den Umweltschutz auf 301 Mio. € (Vorjahr: 268 Mio. €) geht vorwiegend auf höhere Ausgaben im Bereich der erneuerbaren Energien zurück.

Mobilität: Neben dem Ausbau der öffentlichen Ladeinfrastruktur erweitern wir auch für unsere Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter die Lademöglichkeiten für Elektrofahrzeuge an unseren Standorten kontinuierlich. So wurden im Jahr 2019 deutschlandweit an 65 Standorten insgesamt rund 580 Ladepunkte errichtet. Mit dem Ausbau der Ladeinfrastruktur an unseren Standorten wollen wir unseren Mitarbeiterinnen und Mitarbeitern den Umstieg auf Elektromobilität erleichtern und so die Mobilitätswende auch unternehmensintern vorantreiben.

Umweltkennzahlen

	Einheit	2019	2018
CO ₂-Fußabdruck
Direkte CO ₂-Emissionen (Scope 1) (1)	Mio. t CO ₂eq	10,8	16,6
Indirekte CO ₂-Emissionen (Scope 2) (2)	Mio. t CO ₂eq	0,9	1,0
Sonstige indirekte CO ₂-Emissionen (Scope 3) (3, 4)	Mio. t CO ₂eq	17,6	16,8
Vermiedene CO ₂-Emissionen (5)	Mio. t CO ₂eq	8,3	6,9
CO ₂-Intensität der dienstlichen Fahrten und Reisen (6)	g CO ₂ / km	169	181
Energieverbrauch
Gesamtendenergieverbrauch (7)	GWh	2.919	3.252
Anteil erneuerbarer Energien am Endenergieverbrauch (3, 8)	%	53	51
Energieverbrauch Gebäude pro Mitarbeiter (MA) (9)	kWh / MA	9.606	10.482
Umweltschutzausgaben (10)
Investitionen in Umweltschutz	Mio. €	1.535	535
Laufende Aufwendungen im Umweltschutz	Mio. €	301	268

(1) Vorläufige Daten.

(2) Enthält Treibhausgasemissionen durch Stromnetzverluste und durch Stromverbräuche der Anlagen im Gas- und Stromnetz, der Wasserversorgung und der Gebäude.

(3) Vorjahreszahlen angepasst.

(4) Enthält Treibhausgasemissionen durch Verbrauch zugekaufter Strommengen beim Kunden, Verbrauch von Gas beim Kunden, durch die Brennstoffbereitstellung, durch die Vorketten des Gasabsatzes und durch Geschäftsreisen.

(5) Enthält vermiedene CO ₂-Emissionen durch Ausbau der erneuerbaren Energien, durch Energieeffizienzprojekte bei Kunden / Partnern und durch Erzeugung und Verkauf von Bioerdgas.

(6) Enthält alle dienstlich veranlassten Fahrten und Reisetätigkeiten (Scope 1 und Scope 3).

(7) Enthält Endenergieverbrauch der Erzeugung, inklusive Pumpenergie, Energieverbrauch der Netzanlagen (Strom, Gas, Wasser) ohne Netzverluste, Energieverbrauch der Gebäude und Fahrzeuge.

(8) Bei Stromverbräuchen, bei denen der Anteil an erneuerbaren Energien nicht bekannt ist, wurde ein Anteil an erneuerbaren Energien gemäß dem aktuellen Bundesmix-Stromlabel von 35 % angenommen. Für Kraftstoffe wurde allgemein ein Anteil von 5 % Bioethanol angenommen.

(9) Ermittlung basiert teilweise auf Annahmen und Schätzungen.

(10) Gemäß UStatG und BDEW-Leitfaden zur Erfassung von Investitionen und laufenden Aufwendungen im Umweltschutz (April 2007).

Ausgewählte Aktivitäten

Wasserkraft: Strom aus Wasserkraft schont das Klima. Gleichwohl bedeutet die Nutzung der Wasserkraft auch einen Eingriff in die Natur. Daher engagieren wir uns, um Wasserkraft und Ökologie in Einklang zu bringen. Entstehen durch Kraftwerke Veränderungen in der natürlichen Landschaft, gleichen wir dies durch ökologische Aufwertungsmaßnahmen aus. So schaffen beziehungsweise verbessern wir die Durchgängigkeit der Fließgewässer durch den Bau oder die Optimierung von naturnahen Fischpässen und Fischabstiegs- beziehungsweise Fischaufstiegsanlagen und entwickeln neue innovative Lösungen zum Fischaufstieg und Fischschutz konsequent weiter. So wird künftig beispielsweise die Durchwanderbarkeit der Murg für Fische an den Standorten Kirschbaumwasen und Forbach (Niederdruckwerk) ermöglicht. Da die Rahmenbedingungen vor Ort eine Umsetzung klassischer Fischauf- und abstiegslösungen nicht zulassen, kommt hier ein neuartiger weiterentwickelter Fischlift zum Einsatz. So kann ein wertvoller Beitrag zur Erreichung der Ziele der europäischen Wasserrahmenrichtlinie am Lachsprogrammgewässer Murg geleistet werden. Durch den zusätzlichen Bau von Dotierturbinen an den Fischliftstandorten erfolgt eine kontinuierliche Abgabe der Rest- und Dotierwassermenge bei gleichzeitiger klimafreundlicher Energieerzeugung.

Erhalt der biologischen Vielfalt: Wir initiierten 2011 gemeinsam mit der LUBW Landesanstalt für Umwelt Baden-Württemberg das EnBW-Amphibienschutzprogramm "Impulse für die Vielfalt", das seit 2016 auch die Förderung von Schutzmaßnahmen für Reptilien umfasst. Das Programm ist Bestandteil von "Wirtschaft und Unternehmen für die Natur", einem Projektbaustein der Landesinitiative "Aktiv für die Biologische Vielfalt". Es ist nach wie vor bundesweit das einzige Schutzprogramm eines Unternehmens, das nicht nur eine einzelne Art, sondern zwei ganze Artengruppen landesweit fördert. Im Berichtsjahr wurden in diesem Rahmen neun weitere Projekte realisiert. Insgesamt wurden seit Beginn des Förderprogramms über 110 Maßnahmen in ganz Baden-Württemberg umgesetzt und für zahlreiche gefährdete Arten im Land die Lebensbedingungen erfolgreich verbessert.

Die EnBW Ostwürttemberg DonauRies hat in den vergangenen drei Jahren insgesamt 10.600 heimische Laub- und Nadelbäume in Ostwürttemberg und in der Region DonauRies gepflanzt. Sie arbeitet dabei mit acht Kommunen und der Schutzgemeinschaft Deutscher Wald (SDW) zusammen und leistet mit dieser Initiative einen Beitrag sowohl zur Biodiversität als auch zum regionalen Klimaschutz.

Wir verweisen außerdem auf unsere Ausführungen im Chancen- und Risikobericht.

Unternehmenssituation der EnBW AG

Der Jahresabschluss der EnBW AG ist nach den Vorschriften des Handelsgesetzbuchs (HGB), des Aktiengesetzes (AktG) und des Gesetzes über die Elektrizitäts- und Gasversorgung (Energiewirtschaftsgesetz- EnWG) aufgestellt. Es gelten die Vorschriften für große Kapitalgesellschaften.

Der von der Ernst & Young GmbH Wirtschaftsprüfungsgesellschaft geprüfte Jahresabschluss sowie der mit dem Konzernlagebericht zusammengefasste Lagebericht der EnBW AG werden im Bundesanzeiger veröffentlicht.

Für Aussagen, die zum Verständnis der Unternehmenssituation der EnBW AG notwendig sind und die nicht im folgenden Teil explizit enthalten sind, insbesondere zur Strategie und zu den wirtschaftlichen und politischen Rahmenbedingungen, verweisen wir auf die Ausführungen zum EnBW-Konzern. Der vollständige Jahresabschluss der EnBW AG steht als Download zur Verfügung (www.enbw.com/bericht2019-downloads).

Für die EnBW AG ist der Jahresüberschuss als Basis der Dividendenfähigkeit wesentlicher Leistungsindikator.

Ertragslage der EnBWAG

Kurzfassung der Gewinn- und Verlustrechnung der EnBW AG

in Mio. € (1)	2019	2018	Veränderung in %
Umsatzerlöse	38.220,6	24.883,1	53,6
Materialaufwand	-37.385,9	-24.364,2	-53,5
Abschreibungen	-569,3	-458,1	-24,3
Sonstiges Betriebsergebnis	-39,6	-502,6	92,1
Ergebnis der betrieblichen Tätigkeit	225,8	-441,8	-
Finanzergebnis	-29,3	-73,0	59,9
Steuern	84,1	-285,9
Jahresüberschuss / -fehlbetrag	280,6	-800,7	-

(1) Nach deutschem Handelsrecht.

Die EnBW AG weist einen Jahresüberschuss in Höhe von 280,6 Mio. € aus. Der deutliche Anstieg im Vergleich zum Vorjahr wird maßgeblich durch das um 667,6 Mio. € bessere Ergebnis der betrieblichen Tätigkeit sowie das um 370,0 Mio. € bessere Steuerergebnis verursacht.

Das operative Ergebnis der EnBW AG wird im Wesentlichen von den erwirtschafteten Umsatzerlösen aus dem Strom- und Gasabsatz sowie dem damit verbundenen Materialaufwand bestimmt.

In dem Ergebnis der betrieblichen Tätigkeit steht den um 13.337,5 Mio. € gestiegenen Umsatzerlösen ein Anstieg des Materialaufwands um 13.021,7 Mio. gegenüber.

Die Umsatzerlöse (nach Abzug Strom- und Energiesteuern) in Höhe von 38.220,6 Mio. € beinhalten im Wesentlichen Erlöse aus dem Stromabsatz in Höhe von 17.345,5 Mio. € sowie aus dem Gasabsatz in Höhe von 19.592,5 Mio. €. Der Strom- und Gasabsatz umfasst sowohl das Handelsgeschäft mit Lieferungen an Handelspartner und an Börsenplätze als auch Vertriebstätigkeiten in Form der direkten Belieferung von Endkunden mit Energie.

Als Folge der weiteren Ausweitung der Handelsaktivitäten 2019 hat das Handelsgeschäft einen Anstieg der Umsatzerlöse in Höhe von 13.630,5 Mio. € auf insgesamt 35.415,2 Mio. € zu verzeichnen. Im Handelsgeschäft Gas hat der Anstieg der Handelsmenge die niedrigeren Marktpreise überkompensiert. Im Handelsgeschäft Strom wurde der Anstieg der Handelsmenge durch die steigende Preisentwicklung an den Energiemärkten zusätzlich positiv beeinflusst. Den erhöhten Umsatzerlösen stehen auch gestiegene Materialaufwendungen in Höhe von 13.515,3 Mio. € auf 34.727,2 Mio. € gegenüber.

Aus den Vertriebstätigkeiten entfallen Umsatzerlöse in Höhe von 1.668,6 Mio. € auf Strom und 200,6 Mio. € auf Gas, was insgesamt einem Rückgang um 35,8 Mio. € entspricht.

Im Privat- und Endkundenbereich (B2C) lag der Stromabsatz aus Vertriebstätigkeit mit 6,9 Mrd. kWh auf Vorjahresniveau. Der Gasabsatz stieg im selben Zeitraum insbesondere aufgrund des wachsenden Vertragsbestands auf 4,1 Mrd. kWh an und lag somit um 0,2 Mrd. kWh über dem Vorjahr. Die Weitergabe der gestiegenen energiewirtschaftlichen Kosten in beiden Geschäftsfeldern führte dabei zu höheren Umsatzerlösen.

Der Geschäftskunden-Absatz (B2B) beinhaltet die Versorgung von konzerninternen Kunden und das Weiterverteilen sowie die Ersatzversorgung von B2B-Kunden. Im B2B-Stromgeschäft sank der Absatz insbesondere aufgrund des Absatzrückgangs bei Weiterverteiler-Kunden um 0,3 Mrd. kWh auf 0,5 Mrd. kWh. Der Gasabsatz bei den Geschäftskunden nahm im gleichen Zeitraum, hauptsächlich aufgrund der geringeren Abnahme konzerninterner Kunden, um 0,1 Mrd. kWh auf 0,2Mrd. kWh ab.

Im Materialaufwand sind Aufwendungen für Strombezug in Höhe von 15.986,9 Mio. € und Aufwendungen für Gasbezug in Höhe von 19.607,7 Mio. € enthalten.

In den Abschreibungen sind neben den planmäßigen auch außerplanmäßige Abschreibungen in Höhe von 236,5 Mio. € enthalten.

Die deutliche Verbesserung des sonstigen Betriebsergebnisses wird maßgeblich durch höhere Erträge aus Anlagenabgängen in Höhe von 848,2 Mio. € im Vergleich zum Vorjahr verursacht. Wesentliche gegenläufige Effekte im Vergleich zum Vorjahr betreffen geringere Erträge aus Zuschreibungen in Höhe von 189,7 Mio. € und geringere Erträge aus der Auflösung von Rückstellungen in Höhe von 153,9 Mio. €.

Die positive Entwicklung des Finanzergebnisses ist im Wesentlichen beeinflusst durch geringere Abschreibungen auf Finanzanlagen in Höhe von 13,2 Mio. €, den um 44,7 Mio. € gesunkenen Zinsaufwand für kerntechnische Rückstellungen, die um 60,7 Mio. € geringeren Zinsaufwendungen gegen verbundene Unternehmen sowie die Aufzinsung von Steuerrückstellungen in Höhe von 24,0 Mio. €. Gegenläufig wirkten um 109,9 Mio. € geringere Beteiligungserträge.

Das positive Steuerergebnis betrug im Geschäftsjahr 84,1 Mio. €. Die Steuern beinhalten im Wesentlichen Auflösungen für steuerliche Betriebsprüfungsrisiken in Höhe von 107,0 Mio. €, während im Vorjahr eine Zuführung für steuerliche Betriebsprüfungsrisiken in Höhe von 133,8 Mio. € erfolgte, sowie geringere periodenfremde Steueraufwendungen in Höhe von 159,0 Mio. €. Vom Bilanzierungswahlrecht bei aktivem Überhang von Steuerlatenzen wurde kein Gebrauch gemacht.

Vermögenslage der EnBW AG

Bilanz der EnBW AG

in Mio. € (1)	31.12.2019	31.12.2018	Veränderung in %
Aktiva
Anlagevermögen
Immaterielle Vermögensgegenstände	519,6	635,4	-18,2
Sachanlagen	933,7	1.248,4	-25,2
Finanzanlagen	22.125,6	20.130,5	9,9
	23.578,9	22.014,3	7,1
Umlaufvermögen
Vorräte	494,5	446,7	10,7
Forderungen und sonstige Vermögensgegenstände	2.530,5	3.336,4	-24,2
Wertpapiere	45,8	119,2	-61,6
Flüssige Mittel	169,5	628,1	-73,0
	3.240,3	4.530,4	-28,5
Rechnungsabgrenzungsposten	366,5	1.226,3	-70,1
Aktiver Unterschiedsbetrag aus Vermögensverrechnung	315,8	268,1	17,8
	27.501,5	28.039,1	-1,9
Passiva
Eigenkapital
Gezeichnetes Kapital	708,1	708,1
Eigene Anteile	-14,7	-14,7
Ausgegebenes Kapital	(693,4)	(693,4)
Kapitalrücklage	776,0	776,0
Gewinnrücklagen	1.872,5	1.872,5
Bilanzgewinn	383,6	279,1	37,4
	3.725,5	3.621,0	2,9
Sonderposten für Investitionszuschüsse und -zulagen	23,4	24,0	-2,5
Rückstellungen	11.204,4	11.032,4	1,6
Verbindlichkeiten	12.094,2	12.414,7	-2,6
Rechnungsabgrenzungsposten	454,0	947,0	-52,1
	27.501,5	28.039,1	-1,9

(1) Nach deutschem Handelsrecht.

Die Vermögenslage der EnBW AG zum 31. Dezember 2019 wird maßgeblich von ihrem Anlagevermögen, insbesondere den Finanzanlagen, ihren Forderungen und sonstigen Vermögensgegenständen sowie den flüssigen Mitteln bestimmt. Dem gegenüber stehen im Wesentlichen langfristige Verbindlichkeiten sowie Rückstellungen aus dem Kernenergiebereich und für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen.

Das Finanzanlagevermögen beinhaltet im Wesentlichen Anteile an verbundenen Unternehmen in Höhe von 15.437,0 Mio. €, Wertpapiere des Anlagevermögens in Höhe von 2.726,6 Mio. € und Beteiligungen in Höhe von 1.607,0 Mio. €. Die Zunahme des Finanzanlagevermögens um 1.995,1 Mio. € beinhaltet zum einen die Anteile an verbundenen Unternehmen, im Wesentlichen aufgrund konzerninterner Umstrukturierungen und aufgrund von Zuzahlungen in die Kapitalrücklage bei Tochtergesellschaften. Zum anderen erhöhten sich die Ausleihungen an verbundene Unternehmen um 353,5 Mio. € im Vergleich zum Vorjahr.

Die Forderungen aus Lieferungen und Leistungen in Höhe von 715,6 Mio. € beinhalten im Wesentlichen Forderungen aus der Handelstätigkeit und Verbrauchsabgrenzungen für noch nicht in Rechnung gestellte Strom- und Gaslieferungen und liegen um 68,6 Mio. € unter dem Vorjahreswert. Die Forderungen gegen verbundene Unternehmen haben sich im Vergleich zum Vorjahr um 505,4 Mio. € reduziert. Im Wesentlichen handelt es sich dabei um Umgliederungen in Ausleihungen an verbundene Unternehmen.

Die flüssigen Mittel der EnBW AG in Höhe von 169,5 Mio. € bestehen im Wesentlichen aus Guthaben bei Kreditinstituten, die in Höhe von 50,0 Mio. € als Termingelder angelegt sind. Nähere Erläuterungen zur Entwicklung dieser Position finden sich im Abschnitt "Finanzlage der EnBW AG".

Bei der EnBW AG sind Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen in Höhe von 5.285,8 Mio. € aus der Zusage betrieblicher Altersversorgung sowie sonstiger Betriebsvereinbarungen der wesentlichen Tochtergesellschaften und der EnBW AG gebündelt. Die hieraus resultierenden jährlichen Aufwendungen für die Altersversorgung werden von den jeweiligen Tochtergesellschaften vergütet. Der Anstieg der Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen um 517,3 Mio. € wird, wie im Vorjahr, im Wesentlichen durch den Effekt des weiter gesunkenen Abzinsungssatzes verursacht. Des Weiteren sind Rückstellungen aus dem Kernenergiebereich in Höhe von 3.939,7 Mio. € erfasst, die auf Basis öffentlich-rechtlicher Verpflichtungen und Auflagen in den Betriebsgenehmigungen gebildet werden.

Von den Verbindlichkeiten in Höhe von 12.094,2 Mio. € haben 6.635,6 Mio. € eine Restlaufzeit von über einem Jahr. Insgesamt 7.347,5 Mio. € bestehen gegenüber verbundenen Unternehmen und resultieren im Wesentlichen aus dem konzerninternen Verrechnungsverkehr im Rahmen des zentralen Finanz- und Liquiditätsmanagements sowie Darlehensbeziehungen.

Der Rückgang der Verbindlichkeiten um insgesamt 320,5 Mio. € resultiert im Wesentlichen aus der Reduktion der sonstigen Verbindlichkeiten aus Marginzahlungen um 308,9 Mio. € und aus dem Rückgang von erhaltenen Optionsprämien um 70,9 Mio. €. Des Weiteren wirkte die Tilgung von Bankdarlehen in Höhe von 70,5 Mio. €.

Die langfristigen Verbindlichkeiten bestehen in Höhe von 2.700,4 Mio. € gegenüber der EnBW International Finance B.V. im Rahmen des Debt-Issuance-Programms (DIP), in Höhe von 2.992,6 Mio. € aus der Begebung von fünf Hybridanleihen und in Höhe von 597,7 Mio. € aus Darlehen gegenüber Kreditinstituten. Wesentliche Veränderungen im Vergleich zum Vorjahr resultieren aus der Begebung von zwei Grünen Hybridanleihen in Höhe von 1.000,0 Mio. €.

Ziel ist, die langfristigen Pensions- und Kernenergierückstellungen innerhalb eines ökonomisch sinnvollen Zeitraums durch entsprechende Finanzanlagen zu decken. Insgesamt steht dem Finanzanlagevermögen in Höhe von 22.125,6 Mio. € langfristiges Fremdkapital in Höhe von 15.339,4 Mio. € gegenüber.

Die Liquidität der EnBW AG zum Bilanzstichtag stellt die Zahlungsfähigkeit für die kurzfristigen Verbindlichkeiten aus dem operativen Geschäftsbetrieb sicher.

Finanzlage der EnBW AG

Im Vergleich zum Vorjahresstichtag hat sich die Liquidität der EnBW AG von 628,1 Mio. € um 458,6 Mio. € auf 169,5 Mio. € verringert.

Grundsätzlich resultieren die Zahlungsströme der EnBW AG im Wesentlichen sowohl aus dem eigenen operativen Geschäft als auch aus dem ihrer Tochtergesellschaften, die im Rahmen der zentralen Finanz- und Liquiditätssteuerung am konzerninternen Cashpooling teilnehmen und dadurch Aus- beziehungsweise Einzahlungen über die Bankkonten der EnBW AG ausgleichen.

Im Folgenden werden wesentliche Geschäftsvorfälle zusammengefasst, die Auswirkungen auf die Finanzlage der EnBW AG im Geschäftsjahr hatten:

Ein wesentlicher liquiditätswirksamer Sachverhalt im Geschäftsjahr waren Investitionen, im Wesentlichen im Bereich der erneuerbaren Energien und der Telekommunikation, in Höhe von 1.189,9 Mio. €. Gegenläufig führte der Verkauf einer Beteiligung zu einem Mittelzufluss in Höhe von 342,8 Mio. €.

Ein weiterer wesentlicher Sachverhalt war die Begebung von zwei Grünen Hybridanleihen in Höhe von 996,5 Mio. € sowie die Aufnahme einer neuen Anleihe in Höhe von 74,8 Mio. € über die EnBW International Finance B.V. Gegenläufig wirkte die Tilgung von Bankdarlehen in Höhe von 70,5 Mio. €.

Im Zusammenhang mit dem Verbrauch von Kernenergie- und Pensionsrückstellungen sind liquide Mittel in Höhe von 561,5 Mio. € abgeflossen.

Als Dividende wurden an die Aktionäre der EnBW AG insgesamt 176,1 Mio. € ausgeschüttet. Gegenläufig wurden erhaltene Dividenden in Höhe von 271,6 Mio. € liquiditätswirksam vereinnahmt.

Die EnBW AG leistete im Geschäftsjahr Steuernachzahlungen für Ertragsteuern von Vorjahren (inklusive darauf anfallender Zinsen) und Vorauszahlungen für das laufende Jahr in Höhe von insgesamt 208,0 Mio. €.

Gesamtbeurteilung der wirtschaftlichen Lage der EnBW AG und Entwicklung der EnBW AG

Die Entwicklung der Ertrags-, Finanz- und Vermögenslage der EnBW AG zum 31. Dezember 2019 beurteilen wir unter Berücksichtigung der nachfolgend beschriebenen nicht steuerungsrelevanten Effekte als zufriedenstellend. Im Vorjahr wurde für das Jahr 2019 ein Jahresüberschuss in Höhe von 200 Mio. € erwartet. Der Jahresüberschuss 2019 beläuft sich auf 280,6 Mio. € und ist maßgeblich durch nicht steuerungsrelevante Effekte beeinflusst, die sowohl bei der EnBW AG selbst als auch bei Tochtergesellschaften aufgetreten sind und sich über Ergebnis- beziehungsweise Gewinnabführungsverträge auf die EnBW AG ausgewirkt haben.

Wesentliche nicht steuerungsrelevante Effekte waren die höheren Zinsaufwendungen bei Rückstellungen für Altersversorgungsverpflichtungen und bei Rückstellungen im Kernenergiebereich, resultierend aus sinkenden Diskontierungszinssätzen, in Höhe von insgesamt 611,6 Mio. € (davon im Zinsaufwand der EnBW AG 566,3 Mio. €) und damit um 194,6 Mio. € höher als erwartet. Des Weiteren wirkten Zuführungen zu Rückstellungen im Kernenergiebereich, im Wesentlichen aus der Anpassung der Kostenschätzung, in Höhe von 122,1 Mio. € (davon im Materialaufwand der EnBW AG 71,2 Mio. €) negativ. Weitere Belastungen entstanden durch außerplanmäßige Abschreibungen auf immaterielle Vermögensgegenstände und Sachanlagen in Höhe von insgesamt 236,5 Mio. € sowie auf Finanzanlagen in Höhe von 91,1 Mio. € und durch die Zuführung zu Drohverlustrückstellungen in Höhe von 60,9 Mio. €.

Gegenläufig wirkten hauptsächlich die Erträge aus Anlagenabgängen in Höhe von 858,9 Mio. €, die Auflösung von sonstigen Rückstellungen in Höhe von 182,4 Mio. € und Steuerrückstellungen in Höhe von 129,0 Mio. € sowie die Anpassungen bei Drohverlustrückstellungen in Höhe von 81,7 Mio. €.

Ausgehend von dem Jahresüberschuss in Höhe von 280,6 Mio. € und unter Berücksichtigung des Gewinnvortrags in Höhe von 103,0 Mio. € ergibt sich ein Bilanzgewinn in Höhe von 383,6 Mio. €.

Für das Jahr 2020 erwarten wir einen Jahresfehlbetrag in der Größenordnung von 250 Mio. €. Das Jahresergebnis wird durch hohe Zinsaufwendungen für langfristige Rückstellungen negativ beeinflusst. Aufgrund der Niedrigzinsphase wird der Durchschnittszins in Zukunft weiter sinken. Für das Jahr 2020 rechnen wir hieraus mit einer Ergebnisbelastung in Höhe von 600 Mio. €. Bereinigt um diesen Effekt wird der Jahresüberschuss 35 0Mio. € betragen. Der ausschüttungsgesperrte Betrag aus der Bewertung der Rückstellungen für Altersversorgungsverpflichtungen und der Bewertung des Deckungsvermögens im CTA wird zum 31. Dezember 2020 rund 900 Mio. € betragen. 2021 gehen wir aufgrund des sinkenden Durchschnittszinses von einer Ergebnisbelastung in ähnlicher Größenordnung aus. Einen Rückgang der Ergebnisbelastungen aus diesem Sachverhalt erwarten wir für das Jahr 2022.

Chancen und Risiken

Die Lageberichte des EnBW-Konzerns und der EnBW AG werden zusammengefasst, da der Geschäftsverlauf, die wirtschaftliche Lage und die Chancen und Risiken der künftigen Entwicklung der EnBW AG nicht vom Geschäftsverlauf, von der wirtschaftlichen Lage und von den Chancen und Risiken der künftigen Entwicklung des EnBW-Konzerns abweichen.

Anmerkungen zur Berichtsweise

Der Konzernabschluss der EnBW AG wird entsprechend § 315 e Abs. 1 HGB zu den am Bilanzstichtag verpflichtend in der Europäischen Union anzuwendenden International Financial Reporting Standards (IFRS) des International Accounting Standards Board (IASB) aufgestellt. Die EnBW AG, als vertikal integriertes Energieunternehmen im Sinne des EnWG, übt andere Tätigkeiten innerhalb des Elektrizitätssektors, andere Tätigkeiten innerhalb des Gassektors und andere Tätigkeiten außerhalb des Elektrizitäts- und Gassektors nach § 6 b Abs. 3 Satz 3 und Satz 4 EnWG aus.

EnBW-Aktie und Dividendenpolitik

Aufgrund des geringen Streubesitzes der EnBW-Aktie (www.enbw.com/aktionaersstruktur) haben die Finanzmarktgeschehnisse beziehungsweise die Entwicklung des DAX in der Regel nur einen geringen Einfluss auf den Kursverlauf der EnBW-Aktie. Die EnBW-Aktie startete mit 29,20 € in das Jahr 2019 und lag dann zum Jahresende bei 50,50 € (www.enbw.com/aktienchart).

Das Vertrauen der Kapitalmarktteilnehmer in die EnBW basiert auf den vom Unternehmen geschaffenen Werten. Vor diesem Hintergrund steuert die EnBW die Wertentwicklung mit dem ROCE und die Bonität mit den Kennzahlen Innenfinanzierungskraft (bis 2020) beziehungsweise Schuldentilgungspotenzial (ab 2021). Die EnBW strebt grundsätzlich eine Ausschüttungsquote zwischen 40 % und 60 % des Adjusted Konzernüberschusses an. Ausgehend vom Jahresüberschuss der EnBW AG in Höhe von 280,6 Mio. € und unter Berücksichtigung des Gewinnvortrags in Höhe von 103,0 Mio. € ergibt sich für das Geschäftsjahr ein Bilanzgewinn in Höhe von 383,6 Mio. €, somit erfolgt für das Geschäftsjahr 2019 eine Dividendenzahlung. Die auszuschüttende Dividende wird für das Geschäftsjahr 2019 bei entsprechendem Beschluss durch die Hauptversammlung 0,70 € betragen. Dies entspricht, bereinigt um IFRS 9- Bewertungseffekte, einer Ausschüttungsquote von 40 %.

Gesamtbeurteilung der wirtschaftlichen Lage des Konzerns

Die Energiebranche ist derzeit von tiefgreifenden Umbrüchen geprägt. Besonderer Veränderungsdruck geht dabei von der Energiewende, von der Digitalisierung, der Sektorkopplung oder dem Autarkiestreben der Kommunen aus. Zudem erfährt der Klimaschutz in der Öffentlichkeit eine zunehmende Aufmerksamkeit. Die Europäische Kommission hat im Jahr 2019 das Klimaneutralitätsziel 2050 im Rahmen eines umfassenden Green Deals ausgerufen. Im Jahr 2020 soll untersucht werden, wie sich die Anhebung des 2030-Klimaziels auf mindestens 50 % beziehungsweise 55 % auswirkt. In Bezug auf die Rahmenbedingungen der EnBW und weiterer Akteure der Energiewirtschaft sind im Rahmen des Green Deals künftig weitere Maßnahmen zu erwarten.

Mit der erfolgreichen Umsetzung der Strategie EnBW 2020 gestaltet sich der Übergang der Strategieperioden fließend: Bereits 2019 haben wir unsere Geschäftsaktivitäten im Bereich erneuerbare Energien durch den Erwerb des französischen Wind- und Solarprojektierers und Anlagenbetreibers Valeco gestärkt. Ebenfalls 2019 machten wir durch den Erwerb von Plusnet einen maßgeblichen Schritt zum Aufbau einer starken Position auf dem bundesweiten Telekommunikationsmarkt. Beide Transaktionen zahlen bereits auf die Wachstumsstrategie EnBW 2025 ein.

Das operative Geschäft entwickelte sich 2019 insgesamt wie erwartet und wie zu Jahresbeginn prognostiziert: Das Adjusted EBITDA erhöhte sich gegenüber dem Vorjahr um 12,7 %. Bereinigt um Effekte aus Änderungen des Konsolidierungskreises wäre das Adjusted EBITDA um 8,1 % gestiegen. Das Ergebnis des Segments Vertriebe entwickelte sich im Berichtsjahr positiv und lag am oberen Rand unserer Prognose. Hierzu trug der Erwerb der Plusnet wesentlich bei. Das Ergebnis des Segments Netze stieg im Rahmen unserer Prognose. Wesentlichen Einfluss auf die positive Ergebnisentwicklung hatten höhere Erlöse aus Netznutzung, insbesondere aufgrund gestiegener erforderlicher Investitionen in die Versorgungssicherheit und -zuverlässigkeit der Netze. Im Segment Erneuerbare Energien verbesserte sich das Ergebnis deutlich und erreichte die prognostizierte Bandbreite. Positiv wirkten insbesondere die Inbetriebnahme unseres Offshore-Windparks EnBW Hohe See sowie Ergebnisbeiträge aus erworbenen Windparks in Frankreich. Das Ergebnis des Segments Erzeugung und Handel reduzierte sich, wie prognostiziert, durch den Entfall der Ergebnisbeiträge aus dem Verkauf der VNG Norge und ihrer Tochtergesellschaft VNG Danmark im Jahr 2018 sowie ein geringeres periodenfremdes Ergebnis. Insgesamt tragen die Segmente Netze und Erneuerbare Energien rund drei Viertel zum Adjusted EBITDA der EnBW bei. Das Adjusted EBITDA des Konzerns wird 2020 weiter ansteigen und sich in einer Bandbreite von 2,75 Mrd. € bis 2,9 Mrd. € bewegen. Damit wird das Ergebnis über dem strategischen Ziel liegen.

Das neutrale EBITDA ging 2019 gegenüber dem Vorjahr weiter zurück. Der Rückgang ist vor allem auf Zuführungen zu Drohverlustrückstellungen für langfristige Strombezugsverträge sowie auf Risikovorsorgen für eine mögliche EEG-Umlagepflicht von Eigenbedarfslieferungen innerhalb des EnBW-Konzerns zurückzuführen.

In Summe verbesserte sich das den Aktionären der EnBW zuzurechnende Konzernergebnis für das Geschäftsjahr 2019 um 400,0 Mio. € auf 734,2 Mio. €. Das Ergebnis je Aktie belief sich im Geschäftsjahr 2019 auf 2,71 €, nach 1,23 € im Vorjahr.

Die finanzielle Lage des Unternehmens ist weiterhin solide. Die Zahlungsfähigkeit war im Geschäftsjahr 2019 auf Basis der vorhandenen liquiden Mittel, der Innenfinanzierungskraft sowie der verfügbaren externen Finanzierungsquellen jederzeit gewährleistet. Am 29. Juli 2019 haben wir unsere ersten beiden Grünen Hybridanleihen mit einem Gesamtvolumen von 1 Mrd. € platziert. Damit ist die EnBW der erste deutsche Emittent einer Grünen Hybridanleihe. Der bereinigte Retained Cashflow übertraf in der Berichtsperiode die prognostizierte Bandbreite von 1,3 Mrd. € bis 1,4 Mrd. €, der Zielwert der Innenfinanzierungskraft von ≥ 85 % wird aufgrund der stark ausgeweiteten und um Wachstumsinvestitionen bereinigten Nettoinvestitionen knapp verfehlt. Der Rückgang des ROCE resultierte im Wesentlichen aus dem gestiegenen durchschnittlichen Capital Employed.

In der Zieldimension Kunden und Gesellschaft verbesserte sich der Reputationsindex der EnBW 2019 gegenüber dem Vorjahr; dabei ergaben sich die größten positiven Veränderungen bei den Kunden und der breiten Öffentlichkeit. Die Zufriedenheit der EnBW-Kunden verminderte sich 2019 infolge des allgemeinen Branchentrends sowie durch einzelne Maßnahmen wie eine Preisanpassung und Systemumstellung. Die Zufriedenheit der Yello-Kunden lag 2019 erneut auf einem hohen Niveau. Die Versorgungszuverlässigkeit hat sich 2019 verbessert. In der Zieldimension Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter verbesserte sich der Mitarbeitercommitmentindex aufgrund der verbesserten Einschätzung der aktuellen Wettbewerbsfähigkeit unseres Unternehmens und des gestiegenen Vertrauens der Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter in die Zukunftsfähigkeit des Konzerns. Im Bereich Arbeitssicherheit ist der LTIF für die steuerungsrelevanten Gesellschaften weiter gesunken. Der LTIF gesamt ist dagegen leicht angestiegen. In der Zieldimension Umwelt schreitet der Ausbau der erneuerbaren Energien planmäßig voran. Die CO ₂-Intensität der Eigenerzeugung nahm im Vergleich zum Vorjahr deutlich ab und liegt damit merklich unter der prognostizierten Bandbreite.

Nach Einschätzung des Vorstands hat sich das operative Geschäft unseres Unternehmens 2019 positiv entwickelt. Das operative Ergebnis erhöhte sich insgesamt wie erwartet. Auch in den nichtfinanziellen Zieldimensionen befindet sich die EnBW generell auf Kurs.

Prognosebericht

In unserem Prognosebericht gehen wir, soweit möglich, auf die erwartete künftige Entwicklung der EnBW in den Jahren 2020 bis 2022 ein.

Die erwarteten wirtschaftlichen, politischen und regulatorischen Rahmenbedingungen sind im Kapitel "Rahmenbedingungen" dargestellt. Potenzielle Einflussfaktoren für die Prognose werden ausführlich im Chancen- und Risikobericht erläutert.

Erwartete Entwicklung in den Zieldimensionen Finanzen und Strategie

Investitionen im Dreijahreszeitraum

Um weiterhin die Energiewende aktiv mitgestalten zu können, sind für den Zeitraum 2020 bis 2022 Gesamtinvestitionen in Höhe von 7,0 Mrd. € vorgesehen. Dies entspricht im Schnitt 2,3 Mrd. € pro Jahr. Auf Bestandsprojekte entfallen 1,6 Mrd. € (23 %), für Wachstumsprojekte sind 5,4 Mrd. € (77 %) geplant. Der Großteil der Gesamtinvestitionen soll im regulierten Geschäft (Erneuerbare Energien und Netze) vorgenommen werden.

Rund 54 % der Investitionen fließen in das Segment Netze, wovon rund 38 % Wachstum und 16 % Bestand betreffen. Um den Transport der erneuerbaren Energien aus dem Norden in den Süden Deutschlands zu ermöglichen, sind im Übertragungsnetz Mittel für die Realisierung der beiden im Netzentwicklungsplan enthaltenen HGÜ-Projekte ULTRANET und SuedLink vorgesehen, an denen unsere Tochtergesellschaft TransnetBW beteiligt ist. Zudem sind umfangreiche Investitionen in den Ausbau und die Ertüchtigung der bestehenden Netze geplant.

Auf das Segment Erneuerbare Energien entfallen rund 27 % der gesamten Investitionen- davon 26 % Wachstumsinvestitionen. Hierin enthalten sind Mittel für die Realisierung weiterer Offshore-Windparks nach 2019. Darüber hinaus sind Mittel für die Errichtung von Onshore-Windparks zum Erreichen des 1.000-MW-Ziels im In- und Ausland im Jahr 2020 sowie für Photovoltaikparks (darunter drei große Photovoltaikparks mit rund 460 MW) aus unserer umfangreichen Projektpipeline vorgesehen.

Im Segment Vertriebe fallen rund 11 % der Investitionen an, circa 8 % für Wachstumsinvestitionen. Im Wesentlichen sind die Wachstumsinvestitionen für den Ausbau der Elektromobilität sowie für die Entwicklung von Energielösungen vorgesehen.

In den Segmenten Erzeugung und Handel sowie Sonstiges fallen rund 9 % der Investitionen an. Der Anteil der Wachstumsinvestitionen beträgt dabei etwas mehr als die Hälfte. Dies ist im Wesentlichen auf Investitionen als Folge des Zuschlags für den Bau eines Gasturbinenkraftwerks in Marbach am Neckar als besonderes netztechnisches Betriebsmittel zurückzuführen.

Das Investitionsprogramm des EnBW-Konzerns reflektiert damit unsere Strategie zum Ausbau der erneuerbaren Energien und zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit in den regulierten Bereichen des Übertragungs- und Verteilnetzes.

Um das gesamte Investitionsvolumen von rund 7,0 Mrd. € zu finanzieren, sind in den Jahren 2020 bis 2022 Desinvestitionen in Höhe von knapp 0,7 Mrd. € vorgesehen. Darin enthalten sind Desinvestitionen im Onshore- und Photovoltaik-Bereich, die auf unseren bereits realisierten Beteiligungsmodellen aufbauen. Die restlichen Desinvestitionen entfallen auf den Erhalt von Baukostenzuschüssen sowie das Beteiligungsmodell "EnBW vernetzt". Dieses kommunale Beteiligungsmodell stößt derzeit auf reges Interesse der Kommunen.

Aus dem Saldo der Bruttoinvestitionen und den Desinvestitionen ergeben sich die Nettoinvestitionen, die 6,3 Mrd. € beziehungsweise durchschnittlich 2,1 Mrd. € im Jahr betragen.

Das Ziel aus der Strategie EnBW 2020, im Zeitraum 2012 bis 2020 14,1 Mrd. € Bruttoinvestitionen (Basisjahr 2012) zu tätigen, wird damit voraussichtlich um rund 3 Mrd. € übertroffen.

Mit den bis Ende 2019 realisierten Desinvestitionen in Höhe von rund 5,1 Mrd. € und den geplanten Desinvestitionen im Jahr 2020 wird voraussichtlich das Ziel aus der Strategie EnBW 2020 in Höhe von 5,1 Mrd. € (Basisjahr 2012) leicht übertroffen.

Adjusted EBITDA und Anteil der Segmente am Adjusted EBITDA

Entwicklung 2020 (Adjusted EBITDA und Anteil der Segmente am Adjusted EBITDA) gegenüber dem Vorjahr

	Ergebnisentwicklung (Adjusted EBITDA) gegenüber dem Vorjahr		Entwicklung Anteil der Segmente am Adjusted EBITDA des EnBW-Konzerns
	2020	2019	2020	2019
Vertriebe	325 bis 400 Mio. €	294,3 Mio. €	10 % bis 15 %	12,1 %
Netze	1.300 bis 1.400 Mio. €	1.311,2 Mio. €	40 % bis 55 %	53,9 %
Erneuerbare Energien	825 bis 925 Mio. €	482,8 Mio. €	25 % bis 35 %	19,8 %
Erzeugung und Handel	425 bis 500 Mio. €	383,8 Mio. €	10 % bis 20 %	15,8 %
Sonstiges / Konsolidierung		-39,6 Mio. €		-1,6 %
Gesamt	2.750 bis 2.900 Mio. €	2.432,5 Mio. €		100,0 %

Im Segment Vertriebe erwarten wir im Jahr 2020 ein Adjusted EBITDA über dem Vorjahresniveau. Ursächlich hierfür ist ein steigender Ergebnisbeitrag aus dem Bereich Telekommunikation bedingt durch den Erwerb der Plusnet im Geschäftsjahr 2019 sowie aus Effizienzen im Zusammenhang mit der Einführung neuer Abrechnungssysteme. Wir gehen daher von einem stabilen Anteil des Segments am Adjusted EBITDA des Konzerns aus.

Das Adjusted EBITDA des Segments Netze wird 2020 das Niveau des Geschäftsjahres 2019 erreichen und weiterhin das ergebnisstärkste Segment sein. Die Erlöse aus Netznutzung aufgrund von Rückflüssen aus gestiegener Investitionstätigkeit aus Projekten, die in den Netzentwicklungsplänen Strom und Gas enthalten sind, werden sich im Vergleich zum Vorjahr stabil entwickeln. Wir gehen von einem stabilen bis sinkenden Anteil des Segments am Adjusted EBITDA des Konzerns aus.

Das Adjusted EBITDA des Segments Erneuerbare Energien wird sich 2020 signifikant erhöhen. Aus der Inbetriebnahme unserer Offshore-Windparks EnBW Hohe See im Herbst 2019 und EnBW Albatros Anfang des Jahres 2020 werden ganzjährig Ergebnisbeiträge resultieren. Daneben wirkt sich der im Jahresverlauf 2019 realisierte sowie der für 2020 geplante Zubau und -kauf von Onshore-Windparks und Photovoltaikanlagen positiv auf das Ergebnis aus. Wir gehen generell in unserer Prognose von Winderträgen aus, die dem langjährigen Durchschnitt entsprechen. Da die Windverhältnisse im Jahr 2019 leicht darunterlagen, ergibt sich hierdurch für 2020 ein leicht steigendes Ergebnis im Vergleich zum Vorjahr. Wir gehen von einem steigenden Anteil des Segments am Adjusted EBITDA des Konzerns aus.

Im Segment Erzeugung und Handel erwarten wir im Jahr 2020 ein Adjusted EBITDA über dem Vorjahresniveau. Wir haben unsere Stromlieferungen 2020 zu im Vergleich zum Vorjahr höheren Großhandelsmarktpreisen am Terminmarkt abgesetzt. Gegenläufig wirkt die Außerbetriebnahme von Block 2 unseres Kernkraftwerks Philippsburg. Der Anteil des Segments am Adjusted EBITDA des Konzerns dürfte stabil bleiben.

In Sonstiges / Konsolidierung wird sich im Geschäftsjahr 2020 im Vergleich zum Vorjahr eine Adjustierung des Steuerungskonzepts im Zusammenhang mit der Umstellung des SAP-Systems auswirken. Der Aufwand aus Konzernfunktionen wird nicht mehr auf die operativen Segmente verteilt. Dies hat positive Auswirkungen auf das Adjusted EBITDA aller Segmente.

Das Adjusted EBITDA des EnBW-Konzerns wird 2020 weiter ansteigen und sich in einer Bandbreite von 2,75 Mrd. € bis 2,9 Mrd. € bewegen. Damit wird das Ergebnis zwischen 350 Mio. € und 500 Mio. € über dem strategischen Zielwert liegen. Für das Jahr 2021 gehen wir von einem Adjusted EBITDA des Konzerns leicht über dem Niveau des Jahres 2020 aus. Dies ist auf eine stetige Ergebnisverbesserung in allen Segmenten zurückzuführen.

Die Entwicklung des EBITDA 2020 und 2021 folgt der des Adjusted EBITDA. Wesentliche neutrale Sachverhalte sind in der Prognose nicht enthalten.

Das vergütungsrelevante EBT wird 2020 im Wesentlichen infolge der Steigerung des Adjusted EBITDA voraussichtlich in einer Bandbreite von 1,05 Mrd. € bis 1,15 Mrd. € liegen und somit im Vergleich zum Vorjahr ansteigen. Für das Jahr 2021 ist eine weitere leichte Erhöhung des EBT zu erwarten. Die Prognosegüte des EBT ist jedoch von weiteren nicht steuerungsrelevanten exogenen Faktoren abhängig, die nicht planbar sind, wie außerplanmäßigen Abschreibungen, Zuschreibungen oder Drohverlusten für Strombezugsverträge.

Unter der Annahme eines Adjusted EBITDA in der Bandbreite von 2,75 Mrd. € bis 2,9 Mrd. € dürfte der bereinigte Retained Cashflow eine Bandbreite von 1,9 Mrd. € bis 2,0 Mrd. € erreichen. Darin enthalten ist eine Erhöhung um 245 Mio. € aus der Rückzahlung der Kernbrennstoffsteuer. Bereinigt um diesen Effekt, die voraussichtliche Dividendenzahlung von rund 340 Mio. € (einschließlich Zahlungen von Beteiligungen an fremde Dritte) sowie die Ertragssteuerzahlungen erwarten wir einen FFO in einer Bandbreite von 2,2 Mrd. € bis 2,3 Mrd. €. 2021 ist ein Rückgang des bereinigten Retained Cashflows gegenüber dem Jahr 2020 zu erwarten, im Wesentlichen bedingt durch den Entfall der Bereinigung um die Rückzahlung der Kernbrennstoffsteuer.

Innenfinanzierungskraft

Top-Leistungskennzahl

	2020	2019
Innenfinanzierungskraft in %	rund 100	82,6

Für 2020 gehen wir von einer Innenfinanzierungskraft von rund 100 % aus, da sich die geplanten Nettoinvestitionen und der bereinigte Retained Cashflow auf einem vergleichbaren Niveau bewegen werden. Wir streben weiterhin eine Innenfinanzierungskraft im Zeitraum 2017 bis 2020 von rund 100 % an. Dies bedeutet jedoch, dass in einzelnen Jahren die Innenfinanzierungskraft unter 100 % liegen kann. Mit dem Übergang auf die Wachstumsstrategie wird die Top-Leistungskennzahl Innenfinanzierungskraft ab 2021 durch die neue Top-Leistungskennzahl Schuldentilgungspotenzial abgelöst.

ROCE

Top-Leistungskennzahl

	2020	2019
ROCE in %	5,5 - 6,0	5,2

Der ROCE wird im Geschäftsjahr 2020 über dem des Vorjahres in einer Bandbreite von voraussichtlich 5,5 % bis 6,0 % liegen. Generell führen Investitionen zunächst tendenziell zu einem sinkenden ROCE aufgrund der anfänglich noch geringen Ergebnisbeiträge. 2019 haben sich die Investitionen in unseren Offshore-Windpark EnBW Hohe See sowie der Erwerb von Valeco und Plusnet stark belastend auf den ROCE ausgewirkt. Für das Jahr 2021 ist mit einer Erholung des ROCE zu rechnen. Die Prognose des ROCE für 2020 liegt unter dem ausgegebenen strategischen Ziel 2020 aufgrund eines- im Vergleich zur Strategie- höheren Capital Employed und eines nicht entsprechend gestiegenen EBIT. Das Capital Employed ist durch ein gestiegenes kumuliertes Investitionsvolumen (3,0 Mrd. €) sowie die Neubewertung von EnBW Hohe See deutlich höher. Neben einer gesunkenen Verzinsungsanforderung (WACC) gegenüber 2012 wirken sich im EBIT erhöhte Abschreibungen aus den zusätzlichen Investitionen, signifikant gefallene Diskontierungszinsen die den Kernenergierückstellungen sowie die Neubewertung von EnBW Hohe See belastend aus.

Die Entwicklung des ROA folgt der Entwicklung des ROCE. Im Jahr 2020 wird der ROA in einer Bandbreite von 5,2 % bis 6,2 % liegen, für 2021 gehen wir nach aktuellem Stand von einem leichten Anstieg gegenüber 2020 aus.

Erwartete Entwicklung in der Zieldimension Kunden und Gesellschaft

Top-Leistungskennzahlen

	2020	2019
Reputationsindex	55,4	52,8
Kundenzufriedenheitsindex EnBW / Yello	114 - 136 /148 - 159	116 / 157
SAIDI (Strom) in min / a	15 - 20	15

Reputationsindex

Die EnBW strebt in den kommenden Jahren eine kontinuierliche und spürbare Verbesserung ihrer Reputation an. Der Reputationsindex ist eine wichtige nichtfinanzielle Kennzahl, weil eine ganze Reihe von Faktoren, die für die Zukunftsfähigkeit unseres Unternehmens wesentlich sind, diesen Indexwert mit beeinflussen. Das bestehende Reputationsmanagement und Stakeholderteam der EnBW können für die Optimierung der Reputation Empfehlungen zu notwendigen Maßnahmen aussprechen.

Kundenzufriedenheitsindex

Wir erwarten auch für 2020 einen weiterhin hohen Wettbewerbsdruck von direkten Konkurrenten aus dem Energieumfeld sowie zunehmend aus anderen Branchen, die bereits in den Energiemarkt eingetreten sind oder in Kürze eintreten werden. Darüber hinaus können exogene Faktoren die Zufriedenheit der Kunden zunehmend belasten, wie die Diskussionen über die Zukunft der Kohleverstromung, die Entwicklung staatlicher Umlagen, die im Klimapaket der Bundesregierung vorgesehene stufenweise Erhöhung der CO ₂-Preise bis 2023 sowie steigende Kosten und Verzögerungen beim Netzausbau. Zur Stärkung der Kundenzufriedenheit treiben wir auch 2020 den Ausbau unseres Angebots an nachhaltigen energiewirtschaftlichen Dienstleistungen und Energielösungen voran und richten unsere vertrieblichen Aktivitäten gezielt darauf aus. Im Sinne eines "Ökosystemangebots" für unsere Kunden kombinieren wir klassische Energieprodukte (Strom und Gas) mit haushalts- und energienahen Zusatzprodukten. Ein Beispiel dafür ist ein EnBW mobility+-Angebot, das ein Elektrofahrzeug mit einem Ökostromangebot und einer Ladebox für zu Hause und weiteren E-Mobility-Services bündelt. Auf Basis der vorgenannten Ziele streben wir im Geschäftsjahr 2020 einen Kundenzufriedenheitsindex für die EnBW zwischen 114 und 136 Punkten an.

Ziel ist, den Wert der Kundenzufriedenheit der Yello-Kunden weiterhin im Rahmen unserer Prognose zu halten. 2020 wird daher verstärkt am Ausbau der personalisierten Kundenansprache sowie individuellen Angeboten gearbeitet. Zusätzlich werden neue Strom- und Gasangebote, die Erweiterung des Contentangebots im Yello-Magazin sowie die Weiterentwicklung der digitalen Services die Attraktivität des Yello-Portfolios weiter steigern. Unter diesen Voraussetzungen streben wir für Yello im Geschäftsjahr 2020- ebenso wie im Vorjahr- einen Indexwert zwischen 148 und 159 Punkten an.

Die in unserer Strategie EnBW 2020 hinterlegten Zielwerte für den Kundenzufriedenheitsindex für das Jahr 2020 von > 136 für EnBW und > 159 für Yello werden voraussichtlich nicht ganz erreicht. Als wesentlichen Grund hierfür sehen wir, dass Maßnahmen zum Klimaschutz den Energiebezug der Kunden zunehmend verteuern. Trotz neuer Fähigkeiten, Angebote und Services belastet dies die Wahrnehmung der Energiebranche insgesamt.

SAIDI

Die Netztöchter der EnBW erreichen seit jeher eine hohe Versorgungszuverlässigkeit in ihrem Netzgebiet und für ihre Kunden. Die entsprechende Top-Leistungskennzahl SAIDI, die die durchschnittliche Dauer der Versorgungsunterbrechung je angeschlossenen Kunden im Jahr angibt, belief sich 2019 auf 15 Minuten. Für das Geschäftsjahr 2020 und für die Folgejahre streben wir einen Wert in der Bandbreite von 15 bis 20 Minuten an.

Erwartete Entwicklung in der Zieldimension Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter

Top-Leistungskennzahlen

	2020	2019
Mitarbeitercommitmentindex (MCI) (1)	≥ 66	66
LTIF steuerungsrelevante Gesellschaften (2)	≤ 2,1	2,1
LTIF gesamt (3)	≤ 3,8	3,8

(1) Abweichender Konsolidierungskreis (grundsätzliche Betrachtung aller Gesellschaften mit mehr als 100 Mitarbeitern [ohne ITOs]).

(2) Abweichender Konsolidierungskreis (grundsätzliche Betrachtung aller Gesellschaften mit mehr als 100 Mitarbeitern ohne Unternehmen im Bereich Abfallwirtschaft sowie externe Leiharbeiter und Kontraktoren).

(3) Abweichender Konsolidierungskreis (grundsätzliche Betrachtung aller Gesellschaften mit mehr als 100 Mitarbeitern ohne externe Leiharbeiter und Kontraktoren).

Mitarbeitercommitmentindex

Im Jahr 2019 erreichte der Mitarbeitercommitmentindex (MCI) einen Wert von 66 Punkten und übertraf damit deutlich unser für 2019 gesetztes Ziel von 63 Punkten. Für 2020 setzen wir uns zum Ziel, dieses hohe Niveau zu halten und mindestens den Wert von 2019 zu erreichen. Den in unserer Strategie EnBW 2020 hinterlegten Zielwert für das Jahr 2020 von 65 Punkten werden wir damit voraussichtlich erreichen oder sogar übertreffen.

LTIF

Unser Ziel ist, die Arbeitssicherheit im Unternehmen sowohl für eigene Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter als auch für Beschäftigte von Fremdfirmen, die im Auftrag der EnBW Arbeiten ausführen, kontinuierlich zu verbessern. Wir führen daher zahlreiche Maßnahmen zur Unfallprävention durch. Die Schwerpunkte unserer Maßnahmen liegen dabei auf dem Rollout der Quentic-Software sowie der geschärften Wahrnehmung von unsicheren Situationen und Zuständen. Durch die konsequente Meldung solcher Vorfälle und die Kommunikation untereinander über Gefährdungssituationen wollen wir eine stärkere Sensibilisierung der Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter erreichen. Wir beabsichtigen, den LTIF steuerungsrelevante Gesellschaften und den LTIF gesamt kontinuierlich zu senken.

Erwartete Entwicklung in der Zieldimension Umwelt

Top-Leistungskennzahlen

	2020	2019
Installierte Leistung EE in GW und Anteil EE an der Erzeugungskapazität in %	5,0 / > 40	4,4 / 31,8
CO ₂-Intensität in g / kWh	16 % - 23 %	419

Installierte Leistung erneuerbare Energien (EE) und Anteil EE an der Erzeugungskapazität

Die installierte Leistung erneuerbare Energien wird 2020 auf 5 GW ansteigen, insbesondere bedingt durch den Anfang 2020 in Betrieb genommenen Offshore-Windpark EnBW Albatros sowie den in Umsetzung befindlichen Solarpark Weesow-Willmersdorf. Daneben ist ein weiterer Zubau von Onshore-Windkraft- und Photovoltaikanlagen geplant. Hierdurch sowie durch die Abschaltung von Block 2 des Kernkraftwerks Philippsburg wird der Anteil der erneuerbaren Energien an der Erzeugungskapazität des Konzerns ansteigen. Auch für die Folgejahre erwarten wir einen kontinuierlichen Anstieg der installierten Leistung erneuerbare Energien. Damit erhöht sich der Anteil EE an der Erzeugungskapazität weiter.

CO ₂-Intensität

Im Jahr 2020 erwarten wir durch den weiteren Ausbau der erneuerbaren Energien eine Zunahme der Stromeigenerzeugung aus erneuerbaren Quellen. Gleichzeitig gehen wir von einem höheren Einsatz unserer thermischen Erzeugungsanlagen gegenüber dem Vorjahr aus, da dieser im Jahr 2019 marktpreisbedingt deutlich unter der Erwartung lag. Als wesentliche Unsicherheitsfaktoren bei der Prognose für das Jahr 2020 sind die Volatilität des Wind- und Wasserdargebots sowie die weitere Entwicklung des Clean Dark Spreads und des Redispatch-Einsatzes der Kraftwerke zu nennen. Bedingt durch die niedrige CO ₂-Intensität 2019 ist daher für das Berichtsjahr 2020 mit einem Anstieg um 16 % bis 23 % gegenüber dem Vorjahr zu rechnen. Diese Prognose entspricht gleichwohl unserem für das Jahr 2020 genannten Ziel einer Verringerung der CO ₂-Intensität um 15 % bis 20 % gegenüber dem Basisjahr 2015.

Gesamtbeurteilung der voraussichtlichen Entwicklung durch die Unternehmensleitung

Für 2020 erwarten wir für das Adjusted EBITDA des Konzerns gegenüber 2019 einen Anstieg. Die in unserer Strategie angelegte Verschiebung des Ergebnisses zwischen den Segmenten setzt sich 2020 weiter fort. Wir werden unsere Zielwerte 2020 auf Konzernebene übertreffen und auf Segmentebene mindestens erreichen. So können wir weiterhin genügend Investitionsmittel aus eigener Kraft für die aktive Gestaltung der Energiewende bereitstellen. Hierbei streben wir unverändert eine ausgewogene Finanzierungsstruktur, ein solides Finanzprofil und damit solide Investmentgrade-Ratings an. Für unsere nichtfinanziellen Top-Leistungskennzahlen erwarten wir 2020 eine stabile bis positive Entwicklung.

Chancen- und Risikobericht

Grundsätze des integrierten Chancen- und Risikomanagements

Das integrierte Chancen- und Risikomanagement (iRM) der EnBW orientiert sich an dem international etablierten COSO-II-Rahmenwerk als Standard für unternehmensweites Risikomanagement. Das iRM hat zum Ziel, in einem ganzheitlichen und integrierten Ansatz eine wirksame und effiziente Identifikation, Bewertung und Steuerung der Chancen und Risiken (inklusive Überwachung) und der Berichterstattung über die Chancen- / Risikolage sowie über die Angemessenheit und Funktionsfähigkeit der Prozesse zu gewährleisten. Die Risikosteuerung sieht dabei Maßnahmen zur Risikovermeidung, -verminderung und -überwälzung der bilanziellen Risikovorsorge oder aber Regelungen zur Risikotoleranz vor. Wir definieren hierfür den Begriff Chance / Risiko als Ereignis mit Wirkung einer künftig möglichen Übererfüllung / Nichterreichung von strategischen / nachhaltigen, operativen, finanziellen und Compliance-Zielen. Der iRM-Prozess berücksichtigt zudem die Vorgaben der nichtfinanziellen Erklärung. Zur Identifikation und Einordnung von Chancen und Risiken ist die konzernweit bekannte Chancen- und Risikolandkarte zu verwenden. Mithilfe der Landkarte werden ausdrücklich mögliche Chancen und Risiken geprüft, die die nachhaltige Ausrichtung unseres Unternehmens betreffen. Neben der Ausrichtung auf die Erfüllung der Anforderungen für eine nichtfinanzielle Erklärung sind auch die Empfehlungen der Task Force on Climate-related Financial Disclosures (TCFD) berücksichtigt. Zudem wird der iRM-Prozess im Rahmen der Digitalisierung stetig weiterentwickelt.

Struktur und Prozess des integrierten Chancen- und Risikomanagements

Die Strukturen und Prozesse des iRM sind konzernweit bekannt. Die zentrale Funktionaleinheit Risikomanagement & IKS ist für die konzernweite Vorgabe von Methoden, Prozessen und Systemen, die Ermittlung der Konzernchancen- und -risikoposition sowie die Berichterstattung verantwortlich. Zentrales Steuerungsgremium ist der Risikoausschuss, der unter Einbindung ausgewählter Einheiten / Gesellschaften verantwortlich ist für die Klärung relevanter Sachverhalte aus verschiedenen Konzernperspektiven sowie für die Festlegung von ausgewählten Top-Chancen / -Risiken.

Das iRM wird jährlich durch die Konzernrevision mit wechselnden Schwerpunkten geprüft, die Ergebnisse der Prüfung werden dem Aufsichtsrat in Form eines sogenannten Wirksamkeitsberichts mitgeteilt. Alle Chancen und Risiken werden zunächst mithilfe des iRM-Relevanzfilters vor und nach Berücksichtigung implementierter und angedachter Steuerungsinstrumente bewertet und dabei jeweils mittels quantitativer und qualitativer Kriterien für die vier Dimensionen strategisch / nachhaltig, operativ, finanziell und Compliance in sieben Relevanzklassen unterteilt.

Die Chancen und Risiken werden innerhalb des mittelfristigen Planungszeitraums erfasst. Sofern eine finanzielle Bewertung der Chancen und Risiken möglich ist, bewegt sie sich in den Relevanzklassen 0 bis 4 zwischen unter 0,2 Mio. € und unter 50 Mio. € innerhalb des mittelfristigen Planungszeitraums. Ab der Relevanzklasse 5 und einer Eintrittswahrscheinlichkeit von über 50 % werden Chancen und Risiken grundsätzlich in den Konzernchancen- und -risikobericht aufgenommen. Dies entspricht 50 Mio. € innerhalb des mittelfristigen Planungszeitraums. Hinzu kommen die sogenannten Top-Chancen / -Risiken sowie langfristige Chancen und Risiken, sofern sie von besonderer Bedeutung sind. Die Berichterstattung erfolgt quartalsweise in standardisierter Form und bei wesentlichen Veränderungen unverzüglich mittels einer Sonderberichterstattung.

Für den Konzernchancen- und -risikobericht relevante Chancen und Risiken sind grundsätzlich mittels quantitativer Methoden (beispielsweise Szenariotechniken und Verteilungsfunktionen) für eine stochastische Modellierung relativ zum aktuellen Planungszeitraum zu bewerten. In der Betrachtung stehen mögliche Effekte auf das Adjusted EBITDA, das Adjusted EBIT und das Capital Employed (mit Auswirkungen auf den ROCE) sowie auf den Retained Cashflow beziehungsweise den bereinigten Retained Cashflow und die Nettoinvestitionen beziehungsweise die bereinigten Nettoinvestitionen (mit Auswirkungen auf die Innenfinanzierungskraft) sowie die Nettoschulden. Neben diesen finanziellen Auswirkungen haben Chancen und Risiken auch Effekte auf die weiteren Top-Leistungskennzahlen, die mit den Fachverantwortlichen diskutiert werden.

Bestehen Chancen beziehungsweise Risiken mit einer Eintrittswahrscheinlichkeit von bis zu 50 %, wird anhand einer Einzelprüfung beurteilt, ob diese in der nächsten Planungsrunde zu berücksichtigen sind. Bei Chancen beziehungsweise Risiken mit einer Eintrittswahrscheinlichkeit von über 50 % werden diese in der Regel planerisch erfasst und es werden, soweit möglich, bilanzielle Maßnahmen im IFRS-Konzernabschluss ergriffen.

Neben den Top-Chancen / -Risiken besteht im Konzern eine Vielzahl weiterer Chancen und Risiken, die in der Chancen- und Risikolandkarte den jeweiligen Risikoarten zugeordnet und mithilfe des iRM-Relevanzfilters bewertet werden. Diese können neben den Top-Leistungskennzahlen in den Zieldimensionen Finanzen und Strategie ebenfalls Effekte auf die Top-Leistungskennzahlen in den Zieldimensionen Kunden und Gesellschaft, Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter und Umwelt haben. Auch Auswirkungen auf die Bereiche Compliance, soziales Engagement und Beschaffung werden dabei geprüft.

Struktur und Prozess des rechnungslegungsbezogenen internen Kontrollsystems

Grundsätze

Bei der EnBW ist ein rechnungslegungsbezogenes internes Kontrollsystem (IKS) etabliert, das eine ordnungsgemäße und verlässliche Finanzberichterstattung sicherstellen soll. Die Wirksamkeit dieses IKS wird durch eine regelmäßige Prüfung der Eignung und Funktionsfähigkeit der konzernweiten Kontrollmechanismen auf Einzelgesellschafts- sowie Konzernebene gewährleistet.

Sind bestehende Kontrollschwächen identifiziert und ist ihre Relevanz für den Jahresabschluss erörtert, werden sie zeitnah behoben. Basis der rechnungslegungsbezogenen IKS-Methodik ist der COSO-II-Standard.

Sofern die Kontrollmechanismen einen standardisierten und überwachten Reifegrad erreichen sowie keine wesentlichen Kontrollschwächen vorhanden sind, wird das rechnungslegungsbezogene IKS als wirksam eingestuft. Die Wesentlichkeit von Kontrollschwächen bemisst sich nach der Eintrittswahrscheinlichkeit und dem Umfang einer möglichen Falschaussage im Verhältnis zu den betroffenen Jahresabschlussposten. Als ein Teil des rechnungslegungsbezogenen IKS definiert das rechnungslegungsbezogene Risikomanagementsystem Maßnahmen zur Identifizierung und Bewertung von Risiken, die das Ziel eines regelkonformen Jahresabschlusses gefährden.

Trotz des etablierten IKS besteht keine absolute Sicherheit in Bezug auf die Zielerreichung sowie die Vollständigkeit. Die Leistungsfähigkeit des IKS kann in Einzelfällen durch unvorhergesehene Veränderungen im Kontrollumfeld, kriminelle Handlungen oder menschliche Fehler beeinträchtigt werden.

Struktur

Das rechnungslegungsbezogene IKS der EnBW unterteilt sich in eine zentrale und eine dezentrale Organisation. Alle wesentlichen Gesellschaften, Geschäfts- und Funktionaleinheiten verfügen über IKS-Verantwortliche. Sie überwachen die Wirksamkeit des IKS und bewerten aufgetretene Kontrollschwächen. Jährlich wird ein Wirksamkeitsbericht erstellt. Der auf Konzernebene angesiedelte IKS-Verantwortliche unterstützt die Gesellschaften / Einheiten bei der Umsetzung der standardisierten Vorgehensweise und konsolidiert die erhobenen Daten.

Prozess

Die Vollständigkeit und Konsistenz der Jahresabschlusserstellung und -offenlegung stellen standardisierte Prozesse sicher. Das rechnungslegungsbezogene IKS definiert die Kontrollen zur Einhaltung der Konzernbilanzierungsrichtlinien sowie der Verfahrensanweisungen und Zeitpläne der einzelnen Rechnungslegungs- und Konsolidierungsprozesse. Im Rahmen der Konzernkonsolidierung wird auf die konsequente Umsetzung des Vieraugenprinzips geachtet; Stichproben und Abweichungsanalysen erhöhen die Qualität. Ein jährlicher Regelkreislauf überwacht die Aktualität der Dokumentation, die Eignung sowie die Funktionalität der Kontrollen; zudem identifiziert und bewertet er auftretende Kontrollschwächen.

Ein risikoorientiertes Auswahlverfahren definiert die relevanten Gesellschaften / Einheiten sowie die wesentlichen Jahresabschlussposten und Prozesse einschließlich Kontrollen.

Ein zentrales Dokumentationssystem erfasst die definierten Prozesse und Kontrollen. Im Anschluss wird die Wirksamkeit dieser Kontrollaktivitäten beurteilt. Werden Kontrollschwächen festgestellt, schließt sich eine Bewertung der Auswirkungen auf den Jahresabschluss an. Die Ergebnisse fließen in die Berichterstattung auf Ebene der Gesellschaften beziehungsweise Einheiten und des Konzerns mit ein. Darüber hinaus führt die Konzernrevision im Rahmen einer risikoorientierten Prüfungsplanung IKS-Prüfungen durch.

Nichtfinanzielle Erklärung

Im Rahmen der nichtfinanziellen Erklärung analysieren wir ausführlich in diesem Zusammenhang stehende Chancen und Risiken für Compliance, soziales Engagement, Beschaffung, die Zieldimension Kunden und Gesellschaft, die Zieldimension Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter und die Zieldimension Umwelt. Um die Erfüllung der Anforderungen an die nichtfinanzielle Erklärung zu gewährleisten, werden etablierte iRM-Methode und der damit verbundene Prozess angewandt. In diesem Zusammenhang identifiziert die iRM-Methode auch Chancen und Risiken zum Klimaschutz und liefert somit wichtige Impulse für eine Umsetzung der Empfehlungen der Task Force on Climate-related Financial Disclosures (TCFD).

Risiken im Zusammenhang mit der nichtfinanziellen Erklärung

Die nichtfinanzielle Erklärung beschreibt unter anderem die in Verbindung mit dem EnBW-Geschäftsmodell und dem daran ausgerichteten Handeln stehenden Chancen und Risiken grundlegender Art, die mögliche Auswirkungen auf die einzelnen Belange haben könnten. Wesentliche Einzelrisiken mit sehr wahrscheinlich schwerwiegenden negativen Auswirkungen im Zusammenhang mit den folgenden Belangen bestehen bei der EnBW nicht.

Compliance

Die Einhaltung relevanter gesetzlicher Vorgaben und innerbetrieblicher Regeln ist Basis unseres unternehmerischen Handelns. Die Steuerung von Compliance-Risiken bei der EnBW (im Fokus stehen dabei die Korruptions-, Kartell- sowie Datenschutzrisiken) ist die Aufgabe des Compliance-Management-Systems, das regelmäßig entsprechende Risk-Assessments umfasst. Risiken im Zusammenhang mit der Bekämpfung von Korruption und Bestechung sind segmentübergreifend auf Seite 49 f. beschrieben.

Soziales Engagement

Im Bereich soziales Engagement bestehen keine Risiken. Vielmehr nehmen wir unsere gesellschaftliche Verantwortung für bürgerschaftliches und gemeinnütziges Engagement wahr.

Beschaffung

Nachhaltige Beschaffung - Einkauf: In der Beschaffung sind Risiken aufgrund steigender Komplexität und der Vielzahl an Lieferanten nicht auszuschließen. Der Bereich Einkauf betreibt ein aktives Risikomanagement, wirkt den Beschaffungsrisiken entgegen und ergreift die notwendigen Maßnahmen zur Absicherung und Risikovermeidung. Diese Risiken werden durch definierte Prozesse und hier insbesondere im Präqualifizierungsprozess gesteuert.

Rohstoffbeschaffung - Kohle und Gas: Im Wesentlichen bestehen im Bereich der Rohstoffbeschaffung potenzielle menschenrechtliche Risiken und damit einhergehend in der Lieferkette. In der Rohstoffbeschaffung erfolgt die Achtung der Menschenrechte über mehrstufige Prüfprozesse im Rahmen des Beschaffungsprozesses, hier werden alle Lieferanten und solche, mit denen Lieferbeziehungen angestrebt werden, regelmäßig einem Screening unterzogen. Weitere Maßnahmen im Rahmen der Bewertung erfolgen in direkter Zusammenarbeit mit dem Compliance-Bereich. Beim Kohleabbau kann es zu möglichen menschenrechtlichen Risiken bezogen auf die Arbeits- und Lebensbedingungen der Menschen in den Kohleabbauregionen kommen. In diesem Zusammenhang kann es zu verstärkten zivilgesellschaftlichen Aktivitäten kommen, die zu erhöhten Reputationsrisiken führen können. Wir stehen in stetem Austausch mit Vertretern der Zivilgesellschaft und informieren diese über Fortschritte und Herausforderungen in allen Nachhaltigkeitsthemenfeldern.

In der Vorbereitung für künftige (Flüssig-)Gasverträge haben wir im Rahmen der Geschäftspartnerprüfung weitere (Vor-)Prüfungen zu Nachhaltigkeit und Compliance von Produzenten aus verschiedenen Ländern vorgenommen. Für das potenzielle Lieferland USA konnten wir keine wesentlichen menschenrechtlichen Risiken in der Lieferkette erkennen. Auch bei anderen Produzenten haben wir keine Auffälligkeiten festgestellt, die eine vertiefte Analyse erforderlich machen würden.

Zieldimension Kunden und Gesellschaft

Reputation: Sämtliche Chancen und Risiken sowie nichtfinanziellen Belange können sich positiv beziehungsweise negativ auf die Reputation und somit auf die Top-Leistungskennzahl Reputationsindex auswirken. Das Reputationsmanagement erfasst daher Reputationschancen und -risiken, entwickelt Maßnahmen zum Schutz und zur Verbesserung der Reputation, berät Vorstand sowie Management und gibt Handlungsempfehlungen.

Nahe am Kunden: Risiken bestehen insbesondere durch den weiterhin hohen Wettbewerbsdruck von direkten Wettbewerbern aus dem Energieumfeld sowie zunehmend aus anderen Branchen, die bereits in den Energiemarkt eingetreten sind oder in Kürze eintreten werden. Damit einher geht das Risiko von negativen Auswirkungen auf Kundenbestand beziehungsweise Absatzmengen. Chancen bestehen vor allem durch eine breitere und kundenindividuellere Angebotspalette wie zum Beispiel die Vermarktung von Hardware-Bundles und Produktoptionen sowie kundenzentriertere Prozesse. Die EnBW hat auch 2019 den Ausbau ihres Angebots an nachhaltigen energiewirtschaftlichen Dienstleistungen und Energielösungen weiter vorangetrieben und ihre vertrieblichen Aktivitäten gezielt darauf ausgerichtet.

Zieldimension Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter

Mitarbeitercommitment: Aufgrund des Wettbewerbs am Arbeitsmarkt besteht bei der Rekrutierung von Mitarbeiterinnen und Mitarbeitern das Risiko, in den relevanten Zielgruppen nicht in ausreichendem Maße Mitarbeiter mit den erforderlichen Qualifikationen und Kompetenzen für das Unternehmen gewinnen zu können. Zudem erhöhen die demografische Entwicklung und die verschärften Rahmenbedingungen der Energiebranche dieses Risiko. Regelmäßige anonyme Mitarbeiterbefragungen, aus denen wir den Mitarbeitercommitmentindex (MCI) als Top-Leistungskennzahl ableiten, sehen wir als wichtiges Instrument, um Chancen bei der Mitarbeiterentwicklung und -bindung frühzeitig ergreifen zu können.

Arbeitssicherheit: Grundsätzlich bestehen Risiken im Bereich der Arbeitssicherheit und des Gesundheitsschutzes bei unseren Geschäftsaktivitäten. Diesen Risiken begegnen wir durch umfassende organisatorische und prozessuale Maßnahmen wie arbeitsplatzbezogene Gefährdungsanalysen, um die Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter bestmöglich vor nachteiligen Folgen zu bewahren. Wir begreifen diese Maßnahmen auch als Chance, dass die Arbeitskraft der Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter und die Attraktivität der EnBW als Arbeitgeber erhalten bleiben. Die Arbeitssicherheit wird in Form der Top-Leistungskennzahlen LTIF steuerungsrelevante Gesellschaften und LTIF gesamt in der Zieldimension Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter gemessen.

Zieldimension Umwelt

Erneuerbare Energien ausbauen: Grundsätzlich bestehen Risiken in den Genehmigungs- und Ausschreibungsverfahren. Dies kann zu Verzögerungen beim weiteren Ausbau der erneuerbaren Energien führen. Aufgrund gleichgestellter Ausschreibungsbedingungen erwarten wir unverändert hohen Wettbewerb. Den Ausbau der erneuerbaren Energien messen wir anhand unserer Top-Leistungskennzahl "Installierte Leistung erneuerbare Energien (EE) und Anteil EE an der Erzeugungskapazität".

Klimaschutz: Grundsätzlich bestehen Risiken im Bereich des Umweltschutzes durch den operativen Betrieb von Energieerzeugungs- und -übertragungsanlagen mit möglichen Folgen für Luft, Wasser, Boden und Natur. Der Bedeutung des Klimaschutzes wird unter anderem auch durch unsere Top-Leistungskennzahl CO ₂-Intensität Rechnung getragen.

Wir begegnen diesen Risiken unter anderem mit einem nach DIN EN ISO 14001:2015 zertifizierten Umweltmanagementsystem, das bei wesentlichen Tochtergesellschaften eingerichtet ist. Die Sicherheit der Bevölkerung und den Schutz der Umwelt nehmen wir sehr ernst. Dabei bestehen Risiken aufgrund äußerer Umstände, wie Extremwetterlagen. Diesen Risiken begegnen wir mit umfassenden organisatorischen und prozessualen Maßnahmen zur Risikoreduzierung. Durch regelmäßige Krisenübungen und andere Maßnahmen stellen wir bei Notfall- oder Krisensituationen eine schnelle, effektive und abgestimmte Vorgehensweise zur Gefahrenabwehr sicher. Über unsere vielfältigen Aktivitäten im Bereich des Umwelt-, Natur- und Artenschutzes nutzen wir auch die Chance, jenseits unserer Kernaktivitäten substanzielle Beiträge zur Stärkung des Umweltschutzes zu leisten. Dies kann sich durch eine positive Wahrnehmung in der Öffentlichkeit auch günstig auf unsere Top-Leistungskennzahl Reputationsindex auswirken.

Gleichzeitig bestehen für die EnBW durch die anhaltenden Klimaveränderungen potenzielle Risiken. So kann zum Beispiel aufgrund zunehmender Wetterextreme, stark schwankender Wasserstände oder lokaler Immissionsbegrenzungen speziell der Betrieb von Erzeugungsanlagen und damit die Versorgungssicherheit (Stromnetze) beeinträchtigt werden. Wasserkraftanlagen können sowohl durch Wassermangel, aber auch durch dessen Überfluss betrieblich eingeschränkt sein. Bei thermischen Anlagen mit Kühlbedarf kann sich aufgrund von Temperaturbegrenzungen bei der Wassereinleitung möglicherweise die Leistung reduzieren. Zunehmende Volatilität im Dargebot von Wind, Wasser und Sonne birgt Herausforderungen für die Planungssicherheit für den Betrieb von Anlagen sowie den Vertrieb von Strommengen. Hierzu wird die Top-Chance / das Top-Risiko Windertragsschwankungen seit dem Integrierten Geschäftsbericht 2016 berichtet; derartige Chancen / Risiken haben jedoch keine wesentliche Auswirkung auf die nichtfinanziellen Belange. Darüber hinaus bestehen Unsicherheiten durch steigende Umweltauflagen bei der Realisierung von Projekten zur nachhaltigen Energieerzeugung und dem Betrieb von Anlagen. Durch interne Prozesse werden diese Risiken mit gezielten Steuerungsmaßnahmen kontrolliert und abgeschwächt.

Neben Veränderungen physikalischer Klimaparameter und anderer klimabedingter oder klimabezogener Entwicklungen fließen auch schwerpunktmäßig regulatorische Vorgaben und Marktveränderungen sowie Änderungen mit in die Risikobewertung ein. So bestehen auch Chancen, beispielsweise durch veränderte Kundenbedürfnisse und eine zunehmende Nachfrage nach klimafreundlichen Produkten wie E-Mobilität. Diesbezügliche Chancen und Risiken werden durch eine systematische konzernübergreifende Erfassung regelmäßig erhoben. Erste Empfehlungen der Task Force on Climate-related Financial Disclosures (TCFD) werden umgesetzt und in der Chancen- und Risikoberichterstattung kommuniziert. Aufbauend auf der Überarbeitung der Risikolandkarte 2016 finden Nachhaltigkeitsaspekte- insbesondere Klimaschutzziele- besondere Berücksichtigung und sollen künftig vertieft in der Risikobetrachtung verankert werden. Wir haben uns daher intensiv mit der Bedeutung von Nachhaltigkeits- und Klimaschutzthemen für das Geschäftsmodell auseinandergesetzt und wollen Maßnahmen ergreifen und Ziele setzen, um unser Risikomanagementsystem noch stärker an klimabezogenen Risiken auszurichten.

Chancen- und Risikolage

Die folgende Grafik veranschaulicht die Berichterstattung der Chancen- und Risikolage an den Vorstand und den Prüfungsausschuss des Aufsichtsrats. Die Anordnung der Top-Chancen / -Risiken in den Quadranten stellt dar, wie die EnBW Steuerungsmaßnahmen einsetzen kann, um Chancen zu nutzen und Risiken entgegenzuwirken.

Aus den einzelnen Bewertungen der Top-Chancen / -Risiken wird deutlich, welche Effekte sie aufgrund ihrer Chancen- und Risikoausprägung mit hoher Eintrittswahrscheinlichkeit auf unsere Top-Leistungskennzahlen in der Zieldimendion Finanzen das Adjusted EBITDA, die Innenfinanzierungskraft, den ROCE und sowie die Nettoschulden haben können. Die Risiken werden nach der Umsetzung von Risikobegrenzungsmaßnahmen dargestellt.

Die folgenden Chancen und Risiken sind im Jahr 2019 hinzugekommen:

- EEG-Umlagepflicht auf Eigen- und Gemeinschaftskraftwerke

- EEG-Umlagepflicht auf Pachtmodelle

- EEG-Umlagepflicht beim Rückbau

- Kohleausstieg: vorgezogene Stilllegung Kraftwerke

Details zu den Top-Chancen / -Risiken sowie zu weiteren berichtsrelevanten Chancen / Risiken und deren möglichen Auswirkungen auf die relevanten Steuerungsgrößen werden im folgenden Abschnitt erläutert.

Segmentübergreifende Chancen und Risiken

Unser Unternehmen unterliegt aufgrund seiner vertraglichen Beziehungen zu Kunden, Geschäftspartnern und Mitarbeitern grundsätzlich Risiken aus Rechtsverfahren. In einem geringen Umfang führen wir gerichtliche Verfahren auch bei Themen mit gesellschaftsrechtlichem Hintergrund. Hierfür werden bilanzielle Risikovorsorgen beziehungsweise- bei einer Eintrittswahrscheinlichkeit von < 50 %- Eventualverbindlichkeiten in angemessenem Umfang gebildet. Grundsätzlich besteht somit auch die Chance positiver Ergebniseffekte, sofern gebildete Rückstellungen wieder aufgelöst werden können. Darüber hinaus sind gegen die EnBW verschiedene Prozesse, behördliche Untersuchungen oder Verfahren sowie andere Ansprüche anhängig, deren Erfolg allerdings als sehr unwahrscheinlich erachtet wird und die daher nicht unter den Eventualverbindlichkeiten und sonstigen finanziellen Verpflichtungen ausgewiesen werden.

Im Zusammenhang mit solchen Verfahren führen wir das Risiko Wasserkonzession Stuttgart. Im Gerichtsverfahren zur Übernahme des Wassernetzes nach Ablauf der Wasserkonzession in der Landeshauptstadt Stuttgart streben die Landeshauptstadt und die EnBW weiterhin eine gütliche Einigung an. Das Verfahren ruhte mittlerweile mehrfach, nämlich von Januar 2015 bis Ende 2016 sowie von April 2018 bis Ende Januar 2019, um den Parteien Gelegenheit für eine gütliche Einigung zu geben. Eine solche konnte leider aufgrund unterschiedlicher Wertvorstellungen bislang nicht erreicht werden. Der nächste Verhandlungstermin findet voraussichtlich im März 2020 statt. Das Risiko eines Verlusts des Wassernetzes ohne angemessene Entschädigung besteht daher grundsätzlich im Jahr 2020 weiter.

Finanzielle Chancen und Risiken

1. Marktpreis Finanzanlagen: Bei den durch das Asset-Management gesteuerten Finanzanlagen bestehen Chancen beziehungsweise Risiken, dass es aufgrund eines volatilen Finanzmarktumfelds zu Kurs- oder anderen Wertänderungen kommt. Seit 2018 sind gemäß IFRS 9 deutlich mehr Wertpapiere, die dem Deckungsstock zugeordnet sind, erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert zu bewerten. Die Wertschwankungen dieser Wertpapiere werden erfolgswirksam ausgewiesen und beliefen sich im Berichtsjahr auf 335,5 Mio. € (Vorjahr: -38,5 Mio. €). Dies könnte sich 2020 und 2021 über entsprechende Effekte auf die Nettoschulden im niedrigen bis mittleren dreistelligen Millionen-Euro-Bereich sowohl positiv als auch negativ auswirken. Bei den Marktpreisen für Finanzanlagen sehen wir gleichermaßen eine Chancen- und Risikoausprägung aufgrund der erhöhten Volatilitäten an den Finanzmärkten.

2. Diskontierungszins Pensionsrückstellungen: Grundsätzlich ergibt sich bei einer Veränderung des Diskontierungszinses für die Pensionsrückstellungen eine Chance beziehungsweise ein Risiko, da der Barwert der Pensionsrückstellungen bei einem höheren Diskontierungszinssatz sinkt und bei einem niedrigeren Diskontierungszinssatz steigt. Zum Jahresabschluss des Konzerns 2019 lag der Diskontierungszinssatz im Vergleich zum Vorjahr (1,8 %) bei 1,1 %. Die künftige Zinsentwicklung kann sich 2020 und 2021 im niedrigen vierstelligen Millionen-Euro-Bereich positiv und im niedrigen bis mittleren dreistelligen Millionen-Euro-Bereich negativ auf die Entwicklung der Nettoschulden auswirken. Vor dem Hintergrund der künftig erwarteten Zinsentwicklung sehen wir derzeit ein erhöhtes Chancen- und geringeres Risikoverhältnis.

3. Liquidität: Aufgrund nicht vorhersehbarer Entwicklungen, insbesondere aus Marginzahlungen, nicht abgerufenen Projektmitteln oder steuerlichen Sachverhalten sowie Finanzmarktkrisen, unterliegt die Liquiditätsplanung des Konzerns Unsicherheiten, sodass es zu Abweichungen der tatsächlichen von den geplanten Zahlungen kommen könnte. Grundsätzlich besteht darüber hinaus das Risiko zusätzlicher Liquiditätsanforderungen im Fall einer Herabstufung der Bonitätsbeurteilung durch die Ratingagenturen. Insbesondere durch ausgeweitete Handelsvolumina und eine erhöhte Volatilität am Energiemarkt nimmt das Risiko aus Marginzahlungen zu. Diese Effekte könnten sich 2020 und 2021 insgesamt im mittleren dreistelligen Millionen-Euro-Bereich positiv und negativ auf die Entwicklung der Nettoschulden sowie mittelbar über das Capital Employed auf die Top-Leistungskennzahl ROCE sowie über die die bereinigten Nettoinvestitionen auf die Innenfinanzierungskraft auswirken. Hier sehen wir derzeit eine ausgewogene Chancen- und Risikoausprägung.

Compliance Chancen und Risiken

Das Compliance-Risk-Assessment konzentriert sich insbesondere auf die Risikoeinschätzung und Festlegung angemessener Präventionsmaßnahmen in den Compliance-Risiken Korruption, Kartellrecht und Datenschutz.

Risiken, aus denen wir Maßnahmen zur Bekämpfung von Korruption und Bestechung ableiten, existieren primär in den vertrieblichen kommunalen / politischen Geschäftsaktivitäten im Umgang mit Amtsträgern. Wesentliche Präventionsmaßnahmen, insbesondere Trainings und Beratung, sind auf Seite 49 f. beschrieben.

Des Weiteren drohen in den Vertriebsaktivitäten einiger Tochtergesellschaften Kartellrisiken, mit der Folge von Bußgeldern und auch bedeutenden strategischen Implikationen und Reputationsschäden. Diesem Risiko wird durch gemeinsame Präventionsmaßnahmen der Bereiche Compliance und Recht entgegengewirkt.

Der fehlerhafte Umgang mit personenbezogenen Daten sowie deren unerlaubte Weitergabe oder Nutzung stellen ein Datenschutzrisiko dar. Das Risiko besteht vor dem Hintergrund der digitalen Transformation vieler Geschäftsaktivitäten. Beratungs- und Sensibilisierungsangebote beziehungsweise Prozesskontrollen sollen die Einhaltung datenschutzrechtlicher Belange im Konzern gewährleisten. Gesellschaftsspezifische Maßnahmen werden über den Bereich Compliance und Datenschutz koordiniert.

Segment Vertriebe

Finanzielle Chancen und Risiken

4. Wettbewerbsumfeld: Es besteht das Risiko, dass sich die anhaltend angespannte Wettbewerbssituation auf sämtliche Marken der EnBW im Strom- und Gas- sowie beim Energielösungsgeschäft negativ auf Kundenbestand, Absatzmengen und Preisniveau auswirkt. Die Wechselbereitschaft der Kunden und der Preisdruck bleiben für die Zukunft bestehen. Die Strategie EnBW 2020 umfasst auch den Auf- und Ausbau von System- und Komplettlösungen, die spezifisch auf die verschiedenen Kundensegmente zugeschnitten sind. Wir sehen gute Chancen, indem wir unseren Kunden neben der klassischen Versorgung mit Strom und Gas auch innovative Energielösungen in den Bereichen Energietechnik zu Hause, beispielsweise mit Produkten wie Photovoltaikspeicheranlagen, Energieeffizienz im Unternehmen oder auch Elektromobilität anbieten. Die EnBW-Töchter Plusnet und NetCom BW sollen künftig gemeinsam wachsen und eine noch stärkere Rolle am Markt spielen. Wir sehen darin zudem einen wichtigen Schritt zum Ausbau der nachhaltigen Infrastruktur. Damit sollen entsprechende Ergebnisbeiträge für unser Unternehmen erzielt werden. Diese können sich 2020 und 2021 im niedrigen einstelligen Millionen-Euro-Bereich sowohl positiv als auch negativ auf die Top-Leistungskennzahl Adjusted EBITDA und damit mittelbar über den bereinigten Retained Cashflow auf die Top-Leistungskennzahl Innenfinanzierungskraft und über das Adjusted EBIT auf die Top-Leistungskennzahl ROCE auswirken. Wir sehen hier derzeit eine niedrige Chancen- und Risikoausprägung.

Segment Netze

Strategische Chancen und Risiken

Kostenanerkennung Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragungstechnik: Die TransnetBW will mit anderen Übertragungsnetzbetreibern neue Verbindungen in Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragungstechnik (HGÜ) errichten. Für das Projekt SuedLink gilt zusätzlich eine Verordnung zur Erdverkabelung. Bei beiden Projekten bestehen derzeit grundsätzlich Risiken hinsichtlich möglicher zeitlicher Verzögerungen und Mehrkosten sowie das als gering eingestufte Risiko, dass die Notwendigkeit in einem neuen Netzentwicklungsplan nicht mehr bestätigt werden könnte.

Finanzielle Chancen und Risiken

Jahresendstand EEG-Bankkonto: Das EEG-Bankkonto ist gemäß § 5 Ausgleichsmechanismusverordnung (AusglMechV) ein separat geführtes Bankkonto, das von sonstigen Tätigkeitsbereichen abgegrenzt ist. Aufgrund der AusglMechV kann der Kontostand durch Unter- beziehungsweise Überdeckung auf die Berechnung der Nettoschulden der EnBW vorübergehend entlastend beziehungsweise belastend wirken. Zum Bilanzstichtag 31. Dezember 2019 ergab sich auf dem EEG-Bankkonto unserer Tochtergesellschaft TransnetBW ein Überschuss in niedriger dreistelliger Millionen-Euro-Höhe. Durch die für 2020 festgelegte EEG-Umlage erwarten wir 2020 und 2021 einen tendenziell rückläufigen Wert für den Kontostand zum Jahresende.

Segment Erneuerbare Energien

Strategische Chancen und Risiken

5. Politisches und wirtschaftliches Umfeld in der Türkei: Wir sind seit Jahren in der Türkei geschäftlich beim Ausbau der Energieerzeugung aus Wind- und Wasserkraft aktiv. In den vergangenen Jahren haben sich die wirtschaftlichen und politischen Rahmenbedingungen in diesem Land spürbar verschlechtert. Wir beobachten diese Entwicklungen weiterhin sehr genau, insbesondere aufgrund unserer Fürsorgepflicht für die in der Türkei tätigen Mitarbeiter. Es besteht zwar seit einigen Jahren ein erhöhtes Sicherheitsrisiko, es ist jedoch derzeit keine unmittelbare Gefährdung der lokalen Mitarbeiter zu erkennen. Wir bleiben weiterhin im regelmäßigen Austausch mit der deutschen Botschaft, dem Generalkonsulat, unserem Partner Borusan sowie anderen in der Türkei tätigen deutschen Unternehmen, um möglichst früh negative Entwicklungen zu erkennen und rechtzeitig darauf reagieren zu können. Das Risiko könnte sich 2020 und 2021 auf die Top-Leistungskennzahl ROCE auswirken. Wir sehen hier derzeit eine niedrige Chancen- und Risikoausprägung.

Finanzielle Chancen und Risiken

6. Windertragsschwankungen: Bei Windkraftanlagen bestehen grundsätzlich Chancen beziehungsweise Risiken aus Windertragsschwankungen, da die erzeugte Energiemenge dargebotsabhängigen Schwankungen der mittleren Jahreswindgeschwindigkeit unterliegt. Diese Schwankungen nehmen naturgemäß mit dem Ausbau unserer Windkraftanlagen zu. Um diese Windschwankungen in der Planung zu berücksichtigen, wurden Windgutachten erstellt. Bis Ende 2020 werden zudem Messkampagnen zur Ermittlung der Windgeschwindigkeiten durchgeführt. Dennoch könnten sich naturgemäß diese Windschwankungen 2020 und 2021 im hohen zweistelligen Millionen-Euro-Bereich positiv und negativ auf die Top-Leistungskennzahl Adjusted EBITDA und damit mittelbar über den bereinigten Retained Cashflow auf die Top-Leistungskennzahl Innenfinanzierungskraft sowie über das Adjusted EBIT auf die Top-Leistungskennzahl ROCE auswirken. Durch den Ausbau unseres Windkraftparks mit den Windkraftanlagen EnBWHohe See und EnBWAlbatros sehen wir derzeit eine tendenziell erhöhte Chancen- und Risikoausprägung.

Segment Erzeugung und Handel

Im Zusammenhang mit dem Betrieb und Rückbau der kerntechnischen Anlagen bestehen grundsätzliche Risiken. Im Rahmen des Rückbaus der kerntechnischen Anlagen besteht noch das Risiko einer verzögerten Rückführung in standortnahe Zwischenlager, mit möglichen Mehrkosten aufgrund einer verlängerten Lagerung der Abfälle in Großbritannien und Frankreich sowie weiteren Kosten aus Zulassungs- beziehungsweise Genehmigungsverfahren.

Im Jahresabschluss 2019 erfolgte im Rahmen der regelmäßigen Überprüfung des Diskontierungszinssatzes und der Eskalationsrate eine Neubewertung der bei der EnBW verbleibenden Rückstellungen. Aus der Änderung solcher Annahmen in der Zukunft sehen wir für die verbleibenden Kernenergierückstellungen derzeit eine niedrige Chancen- und Risikoausprägung.

In Abhängigkeit von Marktentwicklungen und den Rahmenbedingungen der Energiewende besteht das grundsätzliche Risiko von Ergebnisbelastungen aus Abschreibungen auf den Kraftwerkspark und Drohverlusten aus Strombezugsverträgen.

Operative Chancen und Risiken

7. Verfügbarkeit nuklearer Kraftwerkspark: Grundsätzlich besteht das Risiko, dass endogene und exogene Faktoren Einfluss auf die Verfügbarkeit der Kraftwerke haben. Diesen Risiken versuchen wir mit präventiven Maßnahmen zu begegnen. Je nach Dauer kann eine Betriebsunterbrechung im Kraftwerksbereich zu einer Ent- beziehungsweise Belastung der Ertragslage führen. Die Verfügbarkeit der nuklearen Kraftwerke könnte sich 2020 und 2021 im niedrigen einstelligen Millionen-Euro-Bereich negativ sowie im niedrigen zweistelligen Millionen-Euro-Bereich positiv auf die Top-Leistungskennzahl Adjusted EBITDA und damit mittelbar über den bereinigten Retained Cashflow auf die Top-Leistungskennzahl Innenfinanzierungskraft sowie über das Adjusted EBIT auf die Top-Leistungskennzahl ROCE auswirken. Hier sehen wir derzeit eine eher höhere Chancenausprägung.

8. Betrieb und Rückbau kerntechnischer Anlagen: Bei lang laufenden Großprojekten wie dem Rückbau und dem Restbetrieb eines Kernkraftwerks bestehen prinzipiell Risiken, dass im zeitlichen Verlauf Verzögerungen und Mehrkosten durch geänderte Rahmenbedingungen eintreten können. Unter anderem kann es zu Verzögerungen bei Genehmigungen, erhöhten Vorbereitungen der Demontage, Erschließung von Pufferflächen, Nachrüstungen sowie Engpässen bei benötigten Ressourcen kommen. Darüber hinaus besteht auch die Chance, durch Synergien im Zeitablauf und Lerneffekte bei nachfolgenden Abbautätigkeiten Kosteneinsparungen zu erzielen. In den Jahren 2020 und 2021 können sich Chancen im mittleren zweistelligen Millionen-Euro-Bereich,und Risiken im hohen zweistelligen Millionen-Euro-Bereich ergeben, die sich auf die Entwicklung der Nettoschulden auswirken können. Hier sehen wir derzeit eine ausgewogene Chancen- und Risikoausprägung.

Finanzielle Chancen und Risiken

9. Hedge: Bei der Vermarktung der EnBW-Erzeugungsmengen besteht das Risiko sinkender Strompreise beziehungsweise das Risiko einer ungünstigen Entwicklung des Brennstoff-Strompreis-Verhältnisses. Unsere Absicherungsstrategie basiert auf einem Hedgekonzept, das die Begrenzung von Risiken, aber auch die Wahrung von Chancen umfasst. Im Jahr 2019 wendeten wir Forwards, Futures und Swaps als Sicherungsinstrumente an. Der EnBW-Konzern ist durch die Beschaffung und Preisabsicherung des Brennstoffbedarfs sowie durch Gas- und Ölhandelsgeschäfte Risiken aus Fremdwährungen ausgesetzt. Dies könnte sich im Jahr 2021 im niedrigen zweistelligen Millionen-Euro-Bereich positiv und negativ auf die Top-Leistungskennzahl Adjusted EBITDA, und damit mittelbar über den bereinigten Retained Cashflow auf die Top-Leistungskennzahl Innenfinanzierungskraft sowie über das Adjusted EBIT auf die Top-Leistungskennzahl ROCE auswirken. Beim Hedge sehen wir derzeit durch steigende Brennstoff- und CO ₂-Preise eine ausgewogene Chancen- und Risikoausprägung. Weitere Informationen finden sich in der Berichterstattung zu den Finanzinstrumenten im Anhang zum Konzernabschluss unter www.enbw.com/bericht2019-downloads.

10. Kraftwerksoptimierung: Nach Abschluss des Erzeugungshedge bewirtschaftet die Geschäftseinheit Handel den Einsatz der Kraftwerke. Dies erfolgt im Rahmen der Kraftwerksoptimierung am Terminmarkt, durch die Vermarktung von Systemdienstleistungen, über die Einsatzplanung bis in den Spot- und Intraday-Handel. Allerdings besteht hier ein weiterhin starker Einfluss durch regulatorische Eingriffe. Insbesondere schwankende Systemdienstleistungserlöse sowie die Termin- und Spotmarktvolatilität können sich in den Jahren 2020 und 2021 im mittleren zweistelligen Millionen-Euro-Bereich positiv und negativ auf die Top-Leistungskennzahl Adjusted EBITDA und damit mittelbar über den bereinigten Retained Cashflow auf die Top-Leistungskennzahl Innenfinanzierungskraft sowie über das Adjusted EBIT auf die Top-Leistungskennzahl ROCE auswirken. Hier sehen wir derzeit eine von Marktpreisentwicklungen abhängige niedrige Risiko- und Chancenausprägung.

11. EEG-Umlagepflicht auf Eigen- und Gemeinschaftskraftwerke: Die EnBW AG nimmt für ihre eigenen Kraftwerke, darunter Kernkraftwerke, sowie Gemeinschaftskraftwerke das Bestandsprivileg des von der EEG-Umlage befreiten Letztverbrauchs für den jeweiligen Kraftwerksanteil in Anspruch. Aus verschiedenen Argumentationen ist erkennbar, dass die Bundesnetzagentur sowie der Übertragungsnetzbetreiber diese Betreiberrolle anders definieren könnten. Mögliche Nachzahlungen von EEG-Umlagen für Vorjahre könnten sich im Jahr 2020 im niedrigen dreistelligen Millionen-Euro-Bereich und 2021 im hohen zweistelligen Millionen-Euro-Bereich negativ auf die Top-Leistungskennzahl Adjusted EBITDA und damit mittelbar über den bereinigten Retained Cashflow auf die Top-Leistungskennzahl Innenfinanzierungskraft sowie über das Adjusted EBIT auf die Top-Leistungskennzahl ROCE auswirken. Hier sehen wir derzeit eine erhöhte Risikoausprägung.

12. EEG-Umlagepflicht auf Pachtmodelle: Bestimmte Kraftwerksscheiben waren in der Vergangenheit fremdverpachtet. Die EnBW als Betreiber und Dritte als Mitbetreiber gehen bis heute davon aus, dass der Dritte aufgrund der Pachtverhältnisse Anlagenbetreiber nach dem EEG am jeweiligen Standort war und entsprechend den Strom in deren Werken im räumlichen Zusammenhang EEG-befreit verbrauchen durfte. Grundsätzlich besteht bei den Pachtmodellen das Risiko der nachträglichen Einforderung der EEG-Umlage durch den Übertragungsnetzbetreiber. Mögliche Nachzahlungen von EEG-Umlagen für Vorjahre könnten sich im Jahr 2020 im mittleren zweistelligen Millionen-Euro-Bereich negativ auf die Top-Leistungskennzahl Adjusted EBITDA und damit mittelbar über den bereinigten Retained Cashflow auf die Top-Leistungskennzahl Innenfinanzierungskraft sowie über das Adjusted EBIT auf die Top-Leistungskennzahl ROCE auswirken. Hier sehen wir derzeit eine erhöhte Risikoausprägung.

13. EEG- UmlagepflichtbeimRückbau: Bei der bisherigen Planung der Rückbaukosten der Kernkraftwerke wurde davon ausgegangen, dass für die Stromversorgung der Blöcke in der Nachbetriebsphase und im Rückbau das sogenannte Eigenversorgungsprivileg genutzt werden kann. Die Kostenansätze für den Strombezug beinhalten daher keine EEG-Umlage. Es besteht das Risiko, dass das Eigenversorgungsprivileg nicht angewendet werden kann, was zu erhöhten Rückbaukosten führt. Dies könnte sich 2020 und 2021 im niedrigen dreistelligen Millionen-Euro-Bereich negativ auf die Nettoschulden auswirken. Hier sehen wir derzeit eine erhöhte Risikoausprägung.

14. Kohleausstieg: vorgezogene Stilllegung Kraftwerke: Die Kabinettsfassung des Kohleausstiegsgesetzes und die Rahmenparameter (Vorhaben der Betreiber bezüglich Ersatzanlagen und Stilllegung) lassen unterschiedliche Interpretationen zum Ausstiegspfad zu. Generell führt die späte Stilllegung der Braunkohleanlagen dazu, dass die Steinkohlekraftwerke schneller abgeschaltet werden und somit auch neue Steinkohlekraftwerke früher vom Netz gehen. Eine Entschädigung für alle Stilllegungen nach 2027 ist seitens der Bundesregierung nicht vorgesehen. Hier sehen wir derzeit eine erhöhte Risikoausprägung.

Gegenüber dem Vorjahr sind keine berichtsrelevanten Chancen oder Risiken entfallen.

Verknüpfung mit den Top-Leistungskennzahlen

Die Top-Chancen / -Risiken können sich auf unsere Top-Leistungskennzahlen auswirken, wobei die Effekte auf die nichtfinanziellen Top-Leistungskennzahlen potenzieller beziehungsweise langfristiger Natur und schwer messbar sind und daher in folgender Grafik abgeschwächt dargestellt werden. Im abgelaufenen Geschäftsjahr wurden diese Verknüpfungen im Einzelnen nicht überwacht.

Gesamtbeurteilung durch die Unternehmensleitung

Die Risikosituation hat sich im Jahr 2019 für unser Unternehmen weiter verschärft. Gleichzeitig sehen wir aber auch ein zunehmendes Chancenpotenzial. Weiterhin bleibt die EnBW zahlreichen Faktoren ausgesetzt, die die Planungssicherheit und somit die Erreichung ihrer wirtschaftlichen Ziele gefährden und hohes Risikopotenzial bergen, beispielsweise die regulatorischen Anforderungen und Gesetzgebungen im Rahmen einer nachhaltigen Energieerzeugung. Für den EnBW-Konzern resultieren daraus einschneidende Konsequenzen im operativen Geschäft und Belastungen der Ergebnissituation. Der Ausbau erneuerbarer Energien unterliegt dabei ebenso schwierig zu planenden Faktoren, wie die jüngste Entwicklung im Bereich der Energieerzeugung aus Kohlekraftwerken zeigt. Die anhaltenden Wettbewerbs- und Marktrisiken könnten die Ertrags-, Finanz- und Vermögenslage beeinträchtigen.

Gleichzeitig bietet die Energiewende vielfältige Chancen zur Entwicklung neuer Modelle für künftige Geschäftsfelder, die wir über unsere- auf Basis der bisher erfolgreich umgesetzten Strategie EnBW 2020- weiterentwickelte Strategie nach 2020 konsequent verfolgen. So sehen wir Chancen durch zahlreiche kundengerichtete Maßnahmen wie innovative Energielösungen oder auch bei der Elektromobilität und im Bereich der Telekommunikation. Die wirtschaftliche Erschließung umweltfreundlicher und CO ₂-effizienter Energielösungen wird weiter konsequent vorangetrieben. Die Umsetzung unserer Strategie nach 2020 soll die Zukunftsfähigkeit des Unternehmens sichern und neue Wachstumspotenziale erschließen.

Bestandsgefährdende Risiken sind für den EnBW-Konzern derzeit nicht zu erkennen.

Vergütungsbericht

Der Vergütungsbericht fasst die Grundsätze zusammen, die für die Festlegung der Vergütung der Vorstandsmitglieder maßgeblich sind, und erläutert die Struktur und Höhe der Vorstandsvergütung sowie die Vergütung des Aufsichtsrats. Der Vergütungsbericht berücksichtigt dabei die Empfehlungen des Deutschen Corporate Governance Kodex (DCGK) in der Fassung vom 7. Februar 2017 und die Vorgaben aus dem Deutschen Rechnungslegungs Standard (DRS) 17 (geändert 2010). Darüber hinaus beinhaltet er die notwendigen Angaben, die nach den Erfordernissen des deutschen Handelsrechts Bestandteil des Anhangs nach § 314 HGB beziehungsweise des Lageberichts nach § 315 HGB sind.

Vergütung des Vorstands

Auf Vorschlag des Personalausschusses beschließt der Aufsichtsrat über das Vergütungssystem für den Vorstand einschließlich der wesentlichen Vertragselemente und überprüft es regelmäßig. Kriterien für die Angemessenheit der Vergütung sind neben der Aufgabe und der Leistung der Vorstandsmitglieder die wirtschaftliche Lage, der Erfolg und die nachhaltige Wertentwicklung des Unternehmens sowie das Verhältnis der Vorstandsvergütung zur Vergütung des oberen Führungskreises und der Belegschaft insgesamt sowie in der zeitlichen Entwicklung.

Das Vorstandsvergütungssystem in nachfolgender Form ist seit dem 1. Januar 2018 in Kraft. Am 5. Dezember 2018 wurde mit Wirkung zum 1. Januar 2019 die Definition von Kenngrößen angepasst (siehe Erläuterung zur Kenngröße EBT). Das folgende Schaubild zeigt die Struktur der Gesamtvergütung:

Die Vergütung setzte sich im Berichtsjahr aus Grundvergütung, einjähriger und mehrjähriger variabler Vergütung sowie den Zuwendungen im Rahmen der betrieblichen Altersversorgung zusammen. Das Verhältnis von einjähriger zu mehrjähriger variabler Vergütung beträgt abhängig vom individuellen Zieleinkommen der Vorstände circa 40 % zu 60 %, sodass die mehrjährige variable Vergütung im Verhältnis zur einjährigen variablen Vergütung deutlich überwiegt. Die variablen Vergütungsbestandteile haben grundsätzlich eine mehrjährige Bemessungsgrundlage entsprechend Ziffer 4.2.3 Satz 4 DCGK (in der Fassung vom 7. Februar 2017). Die kurzfristige variable Vergütungskomponente wird im Folgenden auch als Short Term Incentive (STI), die langfristige variable Vergütungskomponente als Long Term Incentive (LTI) bezeichnet.

Erfolgsunabhängige Vergütung

Die erfolgsunabhängige Vergütung umfasst eine Grundvergütung sowie Nebenleistungen.

Erfolgsbezogene Vergütung

Kurzfristige variable Vergütung (Short Term Incentive- STI)

Der STI wird für den Zeitraum jeweils eines Geschäftsjahres gewährt und im folgenden Geschäftsjahr ausgezahlt. Bemessungszeitraum für die Berechnung des STI ist das Geschäftsjahr der Gewährung.

Kenngrößen für die Berechnung der Zielerreichung des STI sind die für den EnBW-Konzern jeweils für ein Geschäftsjahr ermittelten und nicht adjustierten Unternehmenskennzahlen.

- EBT (Earnings before Taxes = Ergebnis vor Ertragsteuern), bereinigt um das auf das Finanzergebnis entfallende Ergebnis der Bewertung der Finanzanlagen und offene Handelspositionen der im Trading befindlichen Derivatepositionen sowie (nach Beschluss des Aufsichtsrats der EnBW Baden-Württemberg AG am 5. Dezember 2018 mit Wirkung vom 1. Januar 2019) um die Auswirkungen, die durch eine Anpassung der Kernenergierückstellungen entstehen und sich aus der Änderung der Inflationsrate der Kosten für Betrieb, Rückbau und Entsorgung der Kernkraftwerke sowie des Diskontierungszinssatzes ergeben

- FFO (Funds from Operations), bereinigt um die Position der gezahlten beziehungsweise erhaltenen Ertragsteuern

Der Aufsichtsrat bestimmt den Zielwert für die Kenngrößen EBT und FFO jeweils jährlich vor Beginn des einjährigen Bemessungszeitraums.

Der Zielwert für die Kenngröße EBT wird grundsätzlich auf Basis des im Vorjahr erwirtschafteten Istwerts festgelegt, wobei der Aufsichtsrat den Anspannungsgrad erhöhen oder senken kann, indem der Vorjahreswert nach freiem Ermessen unter Berücksichtigung von außerordentlichen Vorjahresereignissen und grundsätzlichen Erwägungen zur Ertragsentwicklung angepasst wird (Ziel-Ist-Vergleich).

Der Zielwert für die Kenngröße FFO entspricht dem Planwert, der in der im Jahr vor Beginn des Bemessungszeitraums beschlossenen einjährigen Budgetplanung für die Kenngröße festgelegt worden ist (Plan-Ist-Vergleich).

Die Zielvergütung des STI setzt sich aus zwei gleich zu gewichtenden Teilbeträgen (50 : 50) zusammen. Der jeweilige Teilbetrag wird erreicht, wenn der Zielwert einer Kenngröße zu 100 % erreicht wird.

Der Einzelzielerreichungsgrad der jeweiligen Kenngröße ergibt sich bei Unter- oder Überschreitung des Zielwerts aus dem Verhältnis zwischen dem zuvor festgelegten Zielwert und dem für den Bemessungszeitraum erreichten Istwert der Kenngröße, der für das Jahr der Gewährung im Konzernabschluss festgestellt worden ist.

Die bei Überschreitung der Zielerreichung maximal auszuzahlende Vergütung ist auf 180 % der für die jeweilige Kenngröße festgelegten Teilzielvergütung begrenzt (Teilauszahlungs-Cap). Aus der Summe beider Teilauszahlungs-Caps ergibt sich der Gesamtauszahlungs-Cap STI, der 180 % des Gesamtbetrags der STI-Zielvergütung entspricht. Bei Unterschreitung der Zielerreichung ist der Betrag der kurzfristigen variablen Vergütung nicht nach unten begrenzt und kann bis auf einen Betrag von 0 € sinken.

Bei Festlegung der Zielwerte der kurzfristigen Vergütungskomponenten bestimmt der Aufsichtsrat nach freiem Ermessen jährlich und jeweils für jede Kenngröße separat zusätzlich einen Minimal- und einen Höchstwert und somit die Zielbandbreite.

Die Zielbandbreite entspricht einer stückweise linearen Funktion, wie in nebenstehender Grafik dargestellt, die sich aus dem Wert des niedrigsten Zielerreichungsgrads Xmin im Verhältnis zum niedrigsten Auszahlungsfaktor und dem Wert des höchsten Zielerreichungsgrads Xmax im Verhältnis zum höchsten Auszahlungsfaktor ergibt. Aus dem Verhältnis des Zielwerts zum Minimal- beziehungsweise Höchstwert leitet sich jeweils der niedrigste beziehungsweise der höchste Zielerreichungsgrad (Xmin beziehungsweise Xmax), aus dem Verhältnis der Zielvergütung zur Minimal- beziehungsweise Maximalvergütung jeweils der niedrigste beziehungsweise der höchste Auszahlungsfaktor ab. Der auf die jeweilige Kenngröße entfallende und aus dem Einzelzielerreichungsgrad abzuleitende Teilbetrag der kurzfristigen variablen Vergütung berechnet sich aus dem tatsächlichen Auszahlungsfaktor multipliziert mit der für die Kenngröße festgelegten Zielvergütung. Der tatsächliche Auszahlungsfaktor ergibt sich dabei aus dem erreichten Istwert der Kenngröße unter Anwendung der stückweise linearen Funktion der Zielbandbreite.

Ändern sich die Definitionen der Kenngrößen oder Bilanzierungs- beziehungsweise Bewertungsmethoden insbesondere aufgrund von veränderten Rechnungslegungsstandards, werden die Zielwerte und Bandbreiten während des laufenden Bemessungszeitraums entsprechend angepasst, sofern sich daraus eine Änderung des jeweiligen Zielerreichungsgrads im Vergleich zum ohne die Änderung erreichten Wert um mehr als +/- 5 Prozentpunkte ergibt. Die Summe beider auf die jeweilige Kenngröße entfallenden Teilbeträge ergibt die vorläufige STI-Gesamtvergütung.

Der auf Basis ausschließlich finanzieller Kennzahlen ermittelte Betrag der vorläufigen STI-Gesamtvergütung wird qualitativ auf der Grundlage zusätzlicher Kriterien bewertet. Die Anpassung erfolgt im Wege der Multiplikation der vorläufigen Gesamtvergütung mit einem Faktor, dessen niedrigster Wert 0,7 und dessen höchster Wert 1,3 beträgt. Es sollen nur Faktoren mit einer Nachkommastelle verwendet werden. Sofern nicht anders vom Aufsichtsrat beschlossen, beträgt der Faktor 1,0. Die Höhe des Faktors legt der Aufsichtsrat überwiegend auf Grundlage einer Bewertung von Kriterien fest, die er jährlich im Voraus bestimmt hat. Der Aspekt der nachhaltigen Unternehmensentwicklung wird dabei in besonderer Weise berücksichtigt.

Im Fall außergewöhnlicher Leistungen des Gesamtvorstands oder eines Vorstandsmitglieds kann der Aufsichtsrat nach freiem Ermessen Sondervergütungen als Teil der kurzfristigen variablen Vergütung gewähren.

Dem Aufsichtsrat steht zur abschließenden Beurteilung der kurzfristigen variablen Vergütung zusätzlich ein Gesamtermessen zu, aufgrund dessen er im Fall von außergewöhnlichen, nicht vorhersehbaren und seitens des Vorstands nicht steuerbaren Ereignissen, die erhebliche Auswirkung auf die dem Vergütungssystem zugrunde liegenden Finanzkennzahlen haben, die Höhe des STI angemessen anpassen kann. Das Gesamtermessen bezieht sich nicht auf die Erfolgsziele oder Vergleichsparameter, deren nachträgliche Anpassung nach der Empfehlung in Ziffer 4.2.3 Abs. 2 DCGK in der Fassung vom 7. Februar 2017 ausgeschlossen sein soll.

Auch bei Gewährung einer Vergütung im Sinne der beiden vorstehenden Absätze gilt der STI-Gesamtauszahlungs-Cap in Höhe von 180 % der STI-Zielvergütung.

Langfristige variable Vergütung (Long Term Incentive- LTI)

Der LTI wird für den Zeitraum jeweils eines Geschäftsjahres gewährt und im Geschäftsjahr nach Abschluss des Bemessungszeitraums ausgezahlt. Der Bemessungszeitraum zur Berechnung des LTI erstreckt sich auf drei Geschäftsjahre, bestehend aus dem Jahr der Gewährung und den beiden auf dieses Jahr folgenden Geschäftsjahren (Performance-Periode).

Kenngrößen für die Berechnung der Zielerreichung des Long Term Incentive sind die für den EnBW-Konzern geltenden, jeweils für ein Geschäftsjahr ermittelten und nicht adjustierten Unternehmenskennzahlen.

- EBT (Earnings before Taxes = Ergebnis vor Ertragsteuern), bereinigt um das auf das Finanzergebnis entfallende Ergebnis der Bewertung der Finanzanlagen und offene Handelspositionen der im Trading befindlichen Derivatepositionen sowie (nach Beschluss des Aufsichtsrats der EnBW Energie Baden-Württemberg AG am 5. Dezember 2018 mit Wirkung vom 1. Januar 2019) um die Auswirkungen, die durch eine Anpassung der Kernenergierückstellungen entstehen und sich aus der Änderung der Inflationsrate der Kosten für Betrieb, Rückbau und Entsorgung der Kernkraftwerke sowie des Diskontierungszinssatzes ergeben

- ROA (Return on Assets = Rendite auf das für immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen eingesetzte Kapital, die sich aus dem Verhältnis des nicht adjustierten EBIT [bereinigt analog den Regelungen zu den Abweichungen bei der Kenngröße EBT] zur Summe aus immateriellen Vermögenswerten und Sachanlagen [bereinigt um Zuschüsse im Zusammenhang mit Investitionen] ergibt)

Die für eine Performance-Periode geltenden Zielwerte für die Kenngrößen EBT und ROA werden vom Aufsichtsrat jährlich im Einklang mit der Unternehmensstrategie und mit Wirkung für die jeweils im Folgejahr beginnende nächste Performance-Periode nach freiem Ermessen festgelegt.

Die Zielvergütung des LTI setzt sich aus zwei gleich zu gewichtenden Teilbeträgen (50 : 50) zusammen. Der jeweilige Teilbetrag wird erreicht, wenn der Zielwert einer Kenngröße zu 100 % erreicht wird.

Der Einzelzielerreichungsgrad der jeweiligen Kenngröße ergibt sich bei Unter- oder Überschreitung des Zielwerts aus dem Verhältnis zwischen dem zuvor festgelegten Zielwert und dem arithmetischen Mittelwert der Istwerte der Kenngröße, die für die einzelnen Jahre des Performance-Zeitraums jeweils in den Konzernabschlüssen festgestellt worden sind.

Die bei Überschreitung der Zielerreichung maximal auszuzahlende Vergütung ist auf 180 % der für die jeweilige Kenngröße festgelegten Teilzielvergütung begrenzt (Teilauszahlungs-Cap). Aus der Summe beider Teilauszahlungs-Caps ergibt sich der Gesamtauszahlungs-Cap LTI, der 180 % des Gesamtbetrags der LTI-Zielvergütung entspricht. Bei Unterschreitung der Zielerreichung ist der Betrag der langfristigen variablen Vergütung nicht nach unten begrenzt und kann bis auf einen Betrag von 0 € sinken.

Bei Festlegung der Zielwerte der langfristigen Vergütungskomponenten bestimmt der Aufsichtsrat nach freiem Ermessen jährlich und jeweils für jede Kenngröße separat zusätzlich einen Minimalwert und einen Höchstwert und somit die Zielbandbreite (siehe hierzu die Ausführungen beim STI).

Der auf die jeweilige Kenngröße entfallende und aus dem Einzelzielerreichungsgrad abzuleitende Teilbetrag der langfristigen variablen Vergütung berechnet sich aus dem tatsächlichen Auszahlungsfaktor multipliziert mit der für die Kenngröße festgelegten Zielvergütung. Der tatsächliche Auszahlungsfaktor ergibt sich dabei aus dem erreichten Istwert der Kenngröße unter Anwendung der stückweise linearen Funktion der Zielbandbreite. Die Summe beider auf die jeweilige Kenngröße entfallenden Teilbeträge ergibt die LTI-Gesamtvergütung.

Ändern sich die Definitionen der Kenngrößen oder Bilanzierungs- beziehungsweise Bewertungsmethoden insbesondere aufgrund von veränderten Rechnungslegungsstandards, werden die Zielwerte und Bandbreiten während des laufenden Bemessungszeitraums entsprechend angepasst, sofern sich daraus eine Änderung des jeweiligen Zielerreichungsgrads im Vergleich zum ohne die Änderung erreichten Wert um mehr als +/- 5 Prozentpunkte ergibt.

Für die langfristige variable Vergütung der Bemessungszeiträume 2015 bis 2017, 2016 bis 2018 und 2017 bis 2019 gelten die Regelungen des bis zum 31. Dezember 2017 gültigen Vorstandsvergütungssystems, wobei der Aufsichtsrat der EnBW Energie Baden-Württemberg AG am 12. Juli 2018 für die Bemessungszeiträume 2016 bis 2018 sowie 2017 bis 2019 beschlossen hat, dass für den Gesamt-LTI ein Auszahlungs-Cap in Höhe von 110 % der Gesamtzielvergütung eingeführt wird. Der LTI (Wertsteigerungsbonus) nach dem alten Vergütungssystem setzt sich aus einem Basis-LTI, einer Wettbewerbskomponente sowie einer Nachhaltigkeitskomponente zusammen. Die Summe der aus diesen drei Komponenten ermittelten variablen Vergütungsbestandteile ergibt die Gesamthöhe des Wertsteigerungsbonus. Zielwerte, Untergrenzen und Obergrenzen werden im Voraus durch den Aufsichtsrat festgelegt. Der Basis-LTI wird durch den aus der dreijährigen Mittelfristplanung abgeleiteten kumulierten Wertbeitrag bestimmt. Er berechnet sich aus der Differenz der Kenngrößen ROCE und WACC (Kapitalkostensatz) multipliziert mit dem durchschnittlichen eingesetzten Kapital (Capital Employed). Die Wettbewerbskomponente misst in der jeweiligen dreijährigen Performance-Periode die relative Performance des EnBW-Konzerns verglichen mit einer Peergroup von Wettbewerbern auf Basis des Value Spreads (= ROCE WACC). Dem Ziel einer nachhaltigen Unternehmensentwicklung im engeren Sinne wird zusätzlich durch die LTI-Nachhaltigkeitskomponente Rechnung getragen. Innerhalb dieser Komponente werden die Auswirkungen der nachhaltigen Geschäftsentwicklung auf die Bereiche Kunden, Mitarbeiter sowie Ökologie / Gesellschaft berücksichtigt. Die Feststellung der Zielerreichung aller drei Komponenten erfolgt nach Ablauf der dreijährigen Planungsperiode, die jeweils die Bemessungsgrundlage bildet. Der Aufsichtsrat ist bei nicht steuerungsrelevanten Ereignissen außerhalb des Einflussbereichs des Vorstands berechtigt, eine Anpassung der Zielgrößen vorzunehmen. Die Werte des Wertsteigerungsbonus bei 100-prozentiger Zielerreichung sowie der erreichbare Maximal- und Minimalwert bei Über- beziehungsweise Unterschreitung der vereinbarten Ziele können ebenfalls der Tabelle "Zieleinkommen der Vorstandsmitglieder" entnommen werden. Der sich aus den jeweiligen Zielerreichungen ergebende Betrag wird nach Ablauf des dreijährigen Bemessungszeitraums ausgezahlt. Im Hinblick auf die Beibehaltung der bisherigen Zieleinkommenshöhe erfolgt einmalig nach Ablauf des dreijährigen Bemessungszeitraums für zwei Jahre eine Verzinsung des ermittelten Bonusbetrags in Höhe von 3 % pro Jahr.

Vergütung der Vorstandsmitglieder im Geschäftsjahr 2019

Angaben in €	Dr. Frank Mastiaux, Vorsitzender		Dr. Bernhard Beck, LL.M. (bis 30. Juni 2019)		Thomas Kusterer
	2019	2018	2019	2018	2019	2018
Erfolgsunabhängige Vergütung
Grundvergütung	1.040.000	990.000	257.500	515.000	600.000	515.000
Sonstige Bezüge (1)	3.162	17.086	5.743	18.715	22.508	23.594
Erfolgsbezogene Vergütung
ohne langfristige Anreizwirkung	1.108.235	802.705	329.869	413.075	629.438	419.686
mit langfristiger Anreizwirkung (2)	1.198.817	1.198.817	732.021	732.021	625.931	625.931
Gesamt	3.350.214	3.008.608	1.325.133	1.678.811	1.877.877	1.584.211

Angaben in €	Colette Rückert-Hennen (seit 1. März 2019)		Dr. Hans-Josef Zimmer
	2019	2018	2019	2018
Erfolgsunabhängige Vergütung
Grundvergütung	380.000	0	570.000	515.000
Sonstige Bezüge (1)	17.333	0	39.982	39.956
Erfolgsbezogene Vergütung
ohne langfristige Anreizwirkung	371.952	0	603.431	418.477
mit langfristiger Anreizwirkung (2)	0	0	625.931	625.931
Gesamt	769.285	0	1.839.344	1.599.364

(1) Die sonstigen Bezüge beinhalten geldwerte Vorteile, insbesondere aus dem Zurverfügungstellen von Dienstwagen in Höhe von insgesamt 75.994 € (Vorjahr: 98.344 €).

(2) Laut aktuellem Stand beträgt der vorläufige Wertsteigerungsbonus für die Performance-Periode 2018 bis 2020 (beziehungsweise 2019 bis 2021) von Dr. Frank Mastiaux 1.012.095 € (812.174 €), Dr. Bernhard Beck 527.925 € (226.823 €), Thomas Kusterer 527.925 € (471.939 €), Colette Rückert-Hennen 0 € (302.431 €) und Dr. Hans-Josef Zimmer 527.925 € (453.647 €). Die exakte Höhe des Wertsteigerungsbonus für die Performance-Periode 2018 bis 2020 (beziehungsweise 2019 bis 2021) kann erst nach Ablauf des Geschäftsjahres 2020 (beziehungsweise 2021) ermittelt werden und sich innerhalb der Bandbreite des LTI gemäß der nachfolgenden Tabelle "Zieleinkommen der Vorstandsmitglieder" bewegen.

Zieleinkommen der Vorstandsmitglieder (1)

Angaben in €	Dr. Frank Mastiaux Chief Executive Officer
	2019	2019(min.)	2019(max.)	2018
Festvergütung	1.040.000	1.040.000	1.040.000	990.000
Nebenleistungen	3.162	3.162	3.162	17.086
Summe	1.043.162	1.043.162	1.043.162	1.007.086
Einjährige variable Vergütung Leistungsbonus	750.000	0	1.350.000	710.000
Mehrjährige variable Vergütung LTI 2017 bis 2019	1.026.000	0	1.130.000	1.026.000
Summe	2.819.162	1.043.162	3.523.162	2.743.086
Versorgungsaufwand	526.560	526.560	526.560	546.663
Gesamtvergütung	3.345.722	1.569.722	4.049.722	3.289.749

Angaben in €	Dr. Bernhard Beck, LL.M. (bis 30. Juni 2019) Chief Personnel Officer
	2019	2019(min.)	2019(max.)	2018
Festvergütung	257.500	257.500	257.500	515.000
Nebenleistungen	5.743	5.743	5.743	18.715
Summe	263.243	263.243	263.243	533.715
Einjährige variable Vergütung Leistungsbonus	205.000	0	369.000	370.000
Mehrjährige variable Vergütung LTI 2017 bis 2019	630.000	0	690.000	630.000
Summe	1.098.243	263.243	1.322.243	1.533.715
Versorgungsaufwand	46.950	46.950	46.950	112.847
Gesamtvergütung	1.145.193	310.193	1.369.193	1.646.562

Angaben in €	Thomas Kusterer, Chief Financial Officer
	2019	2019(min.)	2019(max.)	2018
Festvergütung	600.000	600.000	600.000	515.000
Nebenleistungen	22.508	22.508	22.508	23.594
Summe	622.508	622.508	622.508	538.594
Einjährige variable Vergütung Leistungsbonus	430.000	0	774.000	370.000
Mehrjährige variable Vergütung LTI 2017 bis 2019	535.000	0	590.000	535.000
Summe	1.587.508	622.508	1.986.508	1.443.594
Versorgungsaufwand	369.898	369.898	369.898	380.180
Gesamtvergütung	1.957.406	992.406	2.356.406	1.823.774

Angaben in €	Colette Rückert-Hennen (seit 1. März 2019) Chief Human Resources Officer
	2019	2019(min.)	2019(max.)	2018
Festvergütung	380.000	380.000	380.000	0
Nebenleistungen	17.333	17.333	17.333	0
Summe	397.333	397.333	397.333	0
Einjährige variable Vergütung Leistungsbonus	273.333	0	492.000	0
Mehrjährige variable Vergütung LTI 2017 bis 2019	0	0	0	0
Summe	670.666	397.333	889.333	0
Versorgungsaufwand	0	0	0	0
Gesamtvergütung	670.666	397.333	889.333	0

Angaben in €	Dr. Hans-Josef Zimmer Chief Technical Officer
	2019	2019(min.)	2019(max.)	2018
Festvergütung	570.000	570.000	570.000	515.000
Nebenleistungen	39.982	39.982	39.982	39.956
Summe	609.982	609.982	609.982	554.956
Einjährige variable Vergütung Leistungsbonus	410.000	0	738.000	370.000
Mehrjährige variable Vergütung LTI 2017 bis 2019	535.000	0	590.000	535.000
Summe	1.554.982	609.982	1.937.982	1.459.956
Versorgungsaufwand	242.401	242.401	242.401	235.725
Gesamtvergütung	1.797.383	852.383	2.180.383	1.695.681

(1) Diese Tabelle stellt die Vergütung im Berichts- sowie im Vorjahr dar, die sich bei 100 % Zielerreichung ergibt (Zieleinkommen), sowie die für das Geschäftsjahr mögliche minimale und maximale Vergütung. Beschrieben wird die Vergütung der Vorstandsmitglieder, die im Berichts- oder Vorjahr zumindest zeitanteilig als Vorstand der EnBW AG bestellt waren. Für zeitanteilig bestellte Vorstandsmitglieder ist die Vergütung zeitanteilig dargestellt.

Zufluss an die Vorstandsmitglieder (1)

Angaben in €	Dr. Frank Mastiaux Chief Executive Officer		Dr. Bernhard Beck, LL.M. (bis 30. Juni 2019) Chief Personnel Officer		Thomas Kusterer Chief Financial Officer
	2019	2018	2019	2018	2019	2018
Festvergütung	1.040.000	990.000	257.500	515.000	600.000	515.000
Nebenleistungen	3.162	17.086	5.743	18.715	22.508	23.594
Summe	1.043.162	1.007.086	263.243	533.715	622.508	538.594
Einjährige variable Vergütung Leistungsbonus	815.340	838.069	463.980	464.059	388.980	445.103
LTI 2015 bis 2017		1.222.921		718.222		620.561
LTI 2016 bis 2018	1.198.817		732.021		625.931
Summe	3.057.319	3.068.076	1.459.244	1.715.996	1.637.419	1.604.258
Versorgungsaufwand	526.560	546.663	46.950	112.847	369.898	380.180
Gesamtvergütung	3.583.879	3.614.739	1.506.194	1.828.843	2.007.317	1.984.438

Angaben in €	Colette Rückert-Hennen (seit 1. März 2019) Chief Human Resources Officer		Dr. Hans-Josef Zimmer Chief Technical Officer
	2019	2018	2019	2018
Festvergütung	380.000	0	570.000	515.000
Nebenleistungen	17.333	0	39.982	39.956
Summe	397.333	0	609.982	554.956
Einjährige variable Vergütung Leistungsbonus	0	0	507.056	443.895
LTI 2015 bis 2017		0		620.560
LTI 2016 bis 2018	0	0	625.931
Summe	397.333	0	1.742.969	1.619.411
Versorgungsaufwand	0	0	242.401	235.725
Gesamtvergütung	397.333	0	1.985.370	1.855.136

(1) Diese Tabelle stellt den Zufluss im Sinne des Einkommensteuergesetzes im Berichts- sowie im Vorjahr dar. Beschrieben werden die Bezüge der Vorstandsmitglieder, die im Berichts- oder Vorjahr zumindest zeitanteilig als Vorstand der EnBW AG bestellt waren.

Zusagen an den Vorstand für den Fall der Tätigkeitsbeendigung

Mit Wirkung vom 1. Januar 2016 hat der Aufsichtsrat der EnBW AG am 18. März 2016 eine Neuregelung der betrieblichen Altersversorgung der Vorstände beschlossen.

Die bis dahin gültigen Regelungen können in folgenden Veröffentlichungen nachgelesen werden:

- Die bis zum 31. Dezember 2015 geltenden betrieblichen Altersversorgungszusagen für die Vorstandsmitglieder sind ausführlich im Vergütungsbericht für das Jahr 2015 dargestellt, der im zusammengefassten Lagebericht des EnBW-Konzerns und der EnBW AG für das Geschäftsjahr 2015 veröffentlicht ist.

- Die Überleitungsregelungen der bis zum 31. Dezember 2015 bestehenden Altersversorgungszusagen sind im Vergütungsbericht für das Jahr 2016 beschrieben, der im zusammengefassten Lagebericht des EnBW-Konzerns und der EnBW AG für das Geschäftsjahr 2016 veröffentlicht ist.

Das System der betrieblichen Altersversorgung für die Vorstandsmitglieder der Gesellschaft ist ein modernes und marktgerechtes Versorgungssystem, das den Vorstandsmitgliedern Flexibilität hinsichtlich der Wahl der Auszahlungsform der Versorgungsleistungen eröffnet. Mit Einführung des neuen Systems erfolgte eine Umstellung der bislang leistungsorientierten Versorgungszusagen auf ein beitragsorientiertes Versorgungsmodell. Dabei werden jährliche Versorgungsbeiträge gewährt, die mit einem kapitalmarktorientierten Zinssatz verzinst werden. Um die mit der Altersversorgung verbundenen Unternehmensrisiken- insbesondere Zinsrisiken und biometrische Risiken - für die Zukunft kalkulierbarer auszugestalten, enthält das Zinsmodell nur einen vergleichsweise geringen fix zugesagten Zinsanteil als Basisverzinsung zuzüglich nicht garantierter, an die tatsächliche Zinsentwicklung in der Lebensversicherungswirtschaft angelehnter Überschüsse.

Die EnBW stellt während der Dauer des Anstellungsvertrags auf einem individuellen Versorgungskonto jährliche Festbeiträge zur Altersversorgung bereit. Versorgungsbeiträge werden für die maximale Dauer von drei Bestellperioden (beziehungsweise 13 Bestelljahren) gewährt. Die jährlichen Festbeiträge betragen 230.000 € für ordentliche Vorstandsmitglieder beziehungsweise 390.000 € für den Vorstandsvorsitzenden. Im Fall der Invalidität werden dem erreichten Stand des Versorgungskontos als ergänzende Risikoleistung altersabhängig "fiktive" Beiträge bis zur Vollendung des 60. Lebensjahres- höchstens jedoch sieben Beiträge- hinzugerechnet.

Zusätzlich zu den jährlichen Beiträgen wird eine marktorientierte Verzinsung gewährt, die aus einer garantierten Basisverzinsung und nicht garantierten Überschüssen besteht. Jeder Beitrag wird mit dem Garantiezins vorab bis zum festgelegten Eintrittsalter für den Ruhestand (Alter 63) aufgezinst. Des Weiteren können jährliche Überschüsse über den Garantiezins hinaus zugeteilt werden. Diese richten sich nach der in der Lebensversicherungswirtschaft im vergangenen Jahr tatsächlich erreichten laufenden Durchschnittsverzinsung der Kapitalanlagen und sind nicht garantiert.

Grundsätzlich ist für den Versorgungsfall (Alter, Invalidität, Tod) die Auszahlung des Versorgungsguthabens in fünf bis zehn Raten vorgesehen. Alternativ kann auf Antrag des Vorstandsmitglieds auch eine lebenslange Rentenzahlung- unter Einschluss einer 60-prozentigen Hinterbliebenenanwartschaft- oder eine Mischform erfolgen. Für den / die Hinterbliebenen stehen ebenfalls Auszahlungsoptionen zur Verfügung. Bei Ausscheiden vor Eintritt eines Versorgungsfalls bleibt das Versorgungskonto mit dem erreichten Stand zuzüglich eventuell noch anfallender Überschussgutschriften erhalten.

Den Vorstandsmitgliedern wird ermöglicht, sich selbst an der Vorsorge für den Ruhestand zu beteiligen und die arbeitgeberfinanzierte Altersversorgung durch Eigenbeiträge aufzustocken. Hierfür kann ein Anteil der jährlichen STI-Zahlung bis zu einem Maximalbetrag von 50.000 € p.a. in einen Altersversorgungsanspruch umgewandelt werden. Die vorstehenden Regelungen gelten für die eigenfinanzierten Beiträge entsprechend.

Anwartschaften aus dem alten Versorgungssystem: Im Rahmen der Überleitung bestehender Altersversorgungszusagen aus dem alten Versorgungssystem wurden bei den amtierenden Vorstandsmitgliedern zum 31. Dezember 2015 gemäß der jeweiligen individuellen Bestelldauer folgende erreichte Anwartschaften ermittelt: Dr. Frank Mastiaux: 80.676 € p. a., Dr. Bernhard Beck (bis 30.06.2019): 195.846 € p. a., Thomas Kusterer: 89.523 € p. a., Dr. Hans-Josef Zimmer: 174.636 € p. a.

Individuelle Versorgungsbeiträge in Abweichung von den Regelungen des neuen Versorgungssystems: Seit dem 1. Januar 2016 werden jährliche Versorgungsbeiträge und die Verzinsung der Beiträge grundsätzlich nach den Regelungen des neuen Systems für neu bestellte Vorstandsmitglieder gewährt. In Abweichung vom neuen System wurden im Rahmen der Überleitung für die amtierenden Vorstandsmitglieder individuelle Versorgungsbeiträge und jeweils eine individuelle Beitragszeit definiert. Folgende individuelle Versorgungsbeiträge wurden dabei festgelegt: Dr. Frank Mastiaux: 360.000 € p. a., Dr. Bernhard Beck (bis 30.06.2019): 170.000 € p. a., Thomas Kusterer: 215.000 € p. a., Dr. Hans-Josef Zimmer: 120.000 € p. a.

Regelung zur Begrenzung von Abfindungszahlungen: Für den Fall der vorzeitigen Beendigung der Vorstandstätigkeit bestehen keine Abfindungszusagen. Eine Abfindung kann sich aber aus einer Aufhebungsvereinbarung ergeben, die im Einzelfall individuell getroffen wird. Für zum Bilanzstichtag bestehende Verträge wurde vereinbart, dass Zahlungen an ein Vorstandsmitglied bei vorzeitiger Beendigung der Vorstandstätigkeit ohne wichtigen Grund einschließlich Nebenleistungen den Wert von zwei Jahresvergütungen (Abfindungs-Cap) nicht überschreiten dürfen und nicht mehr als die Restlaufzeit des Anstellungsvertrags vergütet werden darf. Beim Abschluss oder bei der Verlängerung von Vorstandsverträgen wird darauf geachtet, dass bei Beendigung des Anstellungsvertrags aus einem vom Vorstandsmitglied zu verantwortenden wichtigen Grund keine Zahlung an das Vorstandsmitglied erfolgt.

Im Fall einer vorzeitigen Beendigung der Vorstandstätigkeit infolge eines Kontrollwechsels (Change of Control) ist die Möglichkeit einer Abfindungszahlung für das jeweilige Vorstandsmitglied auf die für die Restlaufzeit des Vertrags anteilig zu gewährende(n) Jahresvergütung(en) begrenzt. Der Abfindungsbetrag darf jedoch nicht höher als das Dreifache einer Jahresvergütung sein.

Bei Abschluss oder Verlängerung eines Vorstandsvertrags wird für den Fall der vorzeitigen Beendigung der Vorstandstätigkeit wegen eines Change of Control vereinbart, dass Ausgleichs- oder Abfindungszahlungen das Dreifache einer Jahresvergütung nicht überschreiten und nicht mehr als die Restlaufzeit des Anstellungsvertrags vergüten dürfen.

Vorübergehende Dienstverhinderung: Im Fall einer vorübergehenden Dienstverhinderung des Vorstandsmitglieds wegen Krankheit oder sonstiger vom Vorstandsmitglied nicht zu vertretender Gründe werden für die ersten sechs Monate die Vergütung, wobei sich die Höhe der variablen Vergütung aus dem Durchschnitt der letzten drei Jahre bemisst, und für weitere sechs Monate die Grundvergütung gezahlt. Die Zahlungen für den Fall der Dienstverhinderung erfolgen jedoch längstens bis zum Ende der Laufzeit des Dienstvertrags.

Aus den Versorgungsregelungen ergeben sich folgende Angaben für das Geschäftsjahr 2019. Die Darstellung erfüllt die Anforderungen des § 285 Nr. 9 a HGB. Es werden der erdiente Anspruch zum Bilanzstichtag, der Jahresaufwand für Pensionsverpflichtungen sowie der zum Bilanzstichtag erdiente Barwert der Pensionsverpflichtungen angegeben.

Versorgungsregelungen

Angaben in €	Dr. Frank Mastiaux, Vorsitzender		Dr. Bernhard Beck, LL.M. (bis 30. Juni 2019)		Thomas Kusterer
	2019	2018	2019	2018	2019	2018
Erdienter Rentenanspruch aus bisheriger Zusage p.a.	80.676	80.676	195.846	195.846	89.523 (2)	89.523 (2)
Kapital aus Beitragsmodell	1.767.878	1.296.167	379.626	373.116	1.096.121	777.533
Jahresaufwand für Pensionsverpflichtungen (1)	526.560	546.663	46.950	112.847	369.898	380.180
Barwert der Pensionsverpflichtungen (Defined Benefit Obligations)	4.391.428	3.396.435	5.646.078	5.216.617	4.096.394	3.151.738

Angaben in €	Colette Rückert-Hennen (seit 1. März 2019)		Dr. Hans-Josef Zimmer
	2019	2018	2019	2018
Erdienter Rentenanspruch aus bisheriger Zusage p.a.	0	0	174.636	174.636
Kapital aus Beitragsmodell	198.025	0	513.058	384.086
Jahresaufwand für Pensionsverpflichtungen (1)	0	0	242.401	235.725
Barwert der Pensionsverpflichtungen (Defined Benefit Obligations)	244.894	0	5.599.845	4.845.098

(1) Darin enthalten: Zuführung zum Versorgungskapital in Höhe von insgesamt 101.649 € (Vorjahr: 128.128 €). Hierbei handelt es sich um eine durch Gehaltsverzichteigenfinanzierte Versorgungszusage.

(2) Thomas Kusterer hat zusätzlich zur Besitzstandsrente einen Sonderkapitalbaustein in Höhe von 135.000 €.

Unter dem Jahresaufwand für Pensionsverpflichtungen werden sowohl der Dienstzeitaufwand als auch der Zinsaufwand ausgewiesen. Für die aktuellen Mitglieder des Vorstands bestehen Pensionsverpflichtungen (Defined Benefit Obligations) nach IFRS in Höhe von 20,0 Mio. € (Vorjahr: 16,6 Mio. €).

Frühere Mitglieder des Vorstands und ihre Hinterbliebenen erhielten im Geschäftsjahr 2019 Gesamtbezüge in Höhe von 5,2 Mio. € (Vorjahr: 4, 8 Mio. €). Die Rentenzahlungen werden entsprechend den prozentualen Veränderungen der Vergütungen laut Tarifvertrag dynamisiert.

Es bestehen Pensionsverpflichtungen (Defined Benefit Obligations) gegenüber früheren Mitgliedern des Vorstands und ihren Hinterbliebenen nach IFRS in Höhe von 114,8 Mio. € (Vorjahr: 99,0 Mio. €).

Zum Geschäftsjahresende bestehen wie im Vorjahr keine Vorschüsse und Kredite gegenüber den Mitgliedern des Vorstands.

Vergütung des Aufsichtsrats

Die Hauptversammlung am 25. April 2013 hat auf Vorschlag des Vorstands und des Aufsichtsrats die Regelungen für die Vergütung des Aufsichtsrats neu gefasst. Danach erhalten die Mitglieder des Aufsichtsrats für das gesamte Geschäftsjahr 2019 neben dem Ersatz ihrer Auslagen eine feste, nach Ablauf des Geschäftsjahres zahlbare Vergütung in Höhe von je 40.000 €.

Der Vorsitzende des Aufsichtsrats erhält das Zweifache, der stellvertretende Vorsitzende des Aufsichtsrats das Eineinhalbfache des vorgenannten Betrags.

Für die Tätigkeit in einem oder mehreren Ausschüssen des Aufsichtsrats erhalten die Mitglieder des Aufsichtsrats zum Ausgleich des zusätzlichen Aufwands pauschal eine feste Vergütung in Höhe von je 7.500 € pro Geschäftsjahr. Der Vorsitzende eines oder mehrerer Ausschüsse erhält das Zweifache der Ausschussvergütung, es sei denn, der jeweilige Ausschuss ist im betreffenden Geschäftsjahr nicht tätig geworden. Aufsichtsratsmitglieder, die nur während eines Teils des Geschäftsjahres dem Aufsichtsrat oder einem Ausschuss angehörten oder eine Vorsitzendenfunktion wahrgenommen haben, erhalten einen der zeitlichen Dauer ihres Amts oder ihrer Funktion im Geschäftsjahr entsprechenden Teil der Vergütung.

Zusätzlich erhalten die Mitglieder des Aufsichtsrats für die Teilnahme an Aufsichtsratssitzungen und Ausschusssitzungen ein Sitzungsgeld in Höhe von je 750 €. Für die Teilnahme an Vorbesprechungen wird ein Sitzungsgeld in Höhe von je 250 € gezahlt, wobei für jede Aufsichtsratssitzung nur eine Vorbesprechung vergütet wird.

Entsprechend dieser Vergütungssystematik erhalten die Mitglieder des Aufsichtsrats für das Geschäftsjahr 2019 die in nachfolgender Tabelle dargestellte Gesamtvergütung (einschließlich Sitzungsgeldern und Mandatsvergütungen von Tochtergesellschaften).

In den Angaben zur Vergütung der Aufsichtsratsmitglieder sind Sitzungsgelder in Höhe von 237.000 € (Vorjahr: 201.500 €) und in den Mandatsvergütungen von Tochtergesellschaften Sitzungsgelder in Höhe von 19.575 € (Vorjahr: 14.390 €) enthalten. Sonstige Vergütungen oder Vorteile für persönlich erbrachte Leistungen, vor allem Beratungs- und Vermittlungsleistungen, wurden den Aufsichtsratsmitgliedern nicht gewährt. Sie haben im Berichtsjahr auch keine Kredite und Vorschüsse erhalten.

Die Mitglieder des Vorstands und des Aufsichtsrats werden in eine im Interesse der EnBW von ihr in angemessener Höhe abgeschlossene Vermögensschaden-Haftpflichtversicherung für Organe einbezogen. Für diese D&O-Versicherung gilt für die Mitglieder des Vorstands und des Aufsichtsrats ein Selbstbehalt in Höhe von jeweils 10 % des Schadens bis zur Höhe des Eineinhalbfachen der jeweiligen festen jährlichen Vergütung.

Gesamtvergütung der Aufsichtsratsmitglieder der EnBW AG

Angaben in €	Vergütung (inkl. Sitzungsgeldern)		Mandatsvergütungen von Tochtergesellschaften		Gesamt
	2019	2018	2019	2018	2019	2018
Lutz Feldmann, Vorsitzender	107.750	110.750	0	0	107.750	110.750
Dietrich Herd, stellv. Vorsitzender	85.250	84.750	9.500	9.500	94.750	94.250
Achim Binder (seit 1. Januar 2019)	64.500	0	10.069	0	74.569	0
Dr. Dietrich Birk	58.750	57.250	0	0	58.750	57.250
Stefanie Bürkle (1)	55.750	52.000	0	0	55.750	52.000
Stefan Paul Hamm (2)	64.500	64.000	7.513	7.513	72.013	71.513
Volker Hüsgen (seit 1. Oktober 2018)	56.750	13.723	13.805	2.579	70.555	16.302
Michaela Kräutter (2)	57.750	46.000	7.513	950	65.263	46.950
Silke Krebs (bis 31. Dezember 2018)	0	56.500	0	0	0	56.500
Marianne Kugler-Wendt (2)	57.750	56.500	6.400	6.100	64.150	62.600
Thomas Landsbek	58.500	46.000	0	0	58.500	46.000
Dr. Hubert Lienhard	64.503	54.250	0	0	64.503	54.250
Marika Lulay (seit 14. Februar 2019)	49.274	0	0	0	49.274	0
Sebastian Maier (bis 31. Dezember 2018)	0	56.500	0	6.615	0	63.115
Arnold Messner (bis 31. Dezember 2018)	0	63.750	0	8.113	0	71.863
Dr. Wolf-Rüdiger Michel (1)	57.250	54.250	0	0	57.250	54.250
Gunda Röstel	65.500	64.000	11.313	11.513	76.813	75.513
Jürgen Schäfer (seit 1. Januar 2019)	56.750	0	0	0	56.750	0
Klaus Schörnich (bis 30. September 2018)	0	42.777	0	200	0	42.977
Heinz Seiffert (1) (bis 31. Dezember 2018)	0	55.750	0	0	0	55.750
Harald Sievers (1) (seit 1. Januar 2019)	55.000	0	0	0	55.000	0
Edith Sitzmann (3)	61.750	54.250	0	0	61.750	54.250
Ulrike Weindel	60.750	56.500	0	0	60.750	56.500
Lothar Wölfle (1)	63.250	63.250	0	0	63.250	63.250
Dr. Bernd-Michael Zinow	68.250	66.250	12.000	12.800	80.250	79.050
Summe	1.269.527	1.219.000	78.113	65.883	1.347.640	1.284.883

(1) Es gelten die Regelungen des Landesbeamtengesetzes und der Landesnebentätigkeitsverordnung des Landes Baden-Württemberg zur Ablieferung von Vergütungen aus Nebentätigkeiten an den Landkreis. Für Herrn Seiffert gelten abweichend die Regelungen des LBeamtVG.

(2) Gemäß der Richtlinie des DGB über die Abführung von Aufsichtsratsvergütungen wird die Vergütung an die Hans-Böckler-Stiftung und die ver.di GewerkschaftsPolitische Bildung gGmbH abgeführt.

(3) Die Mitglieder der Landesregierung und die politischen Staatssekretäre sind verpflichtet, Vergütungen einschließlich Sitzungsgeldern aus Aufsichtsräten, Verwaltungsräten, Beiräten und allen vergleichbaren Gremien, in denen sie im Zusammenhang mit ihrem Amt tätig sind und in die sie als Mitglied der Landesregierung entsandt werden, in entsprechender Anwendung des § 5 Landesnebentätigkeitsverordnung an das Land abzuliefern, soweit diese im Kalenderjahr insgesamt den Bruttobetrag der Stufe "B6 und höher" (derzeit 6.100 €) übersteigen (Ministerratsbeschluss vom 5.7.2016).

Angaben nach den §§ 289 a Abs. 1, 315 a Abs. 1 HGB und erläuternder Bericht des Vorstands

Der Vorstand macht nachfolgend die nach den §§ 289 a Abs. 1, 315 a Abs. 1 HGB vorgeschriebenen Angaben und erläutert diese zugleich gemäß § 176 Abs. 1 Satz 1 AktG.

Zusammensetzung des gezeichneten Kapitals und Beteiligungen am Kapital

Die Zusammensetzung des gezeichneten Kapitals ist im Anhang des Jahres- und Konzernabschlusses im Abschnitt "Eigenkapital" wiedergegeben und erläutert. Direkte oder indirekte Beteiligungen am Kapital, die 10 % der Stimmrechte überschreiten, sind im Anhang des Jahresabschlusses in den Abschnitten "Aktionärsstruktur" und "Mitteilungen nach den §§ 33 ff. WpHG" sowie im Anhang des Konzernabschlusses im Abschnitt "Beziehungen zu nahestehenden Unternehmen" wiedergegeben und erläutert. Angaben und Erläuterungen zu eigenen Aktien der Gesellschaft sind nachfolgend wiedergegeben und befinden sich in Textziffer 19 des Anhangs zum Konzernabschluss unter www.enbw.com/bericht2019-downloads.

Beschränkungen, die Stimmrechte oder die Übertragung von Aktien betreffen

Zwischen dem Zweckverband Oberschwäbische Elektrizitätswerke (Zweckverband OEW) und der OEW Energie-BeteiligungsGmbH einerseits und dem Land Baden-Württemberg, der NECKARPRIGmbH und der NECKARPRI-Beteiligungsgesellschaft mbH andererseits wurden am 22. Dezember 2015 Verfügungsbeschränkungen über die von diesen gehaltenen EnBW-Aktien sowie deren grundsätzliche gegenseitige Verpflichtung zur Wahrung paritätischer Beteiligungsverhältnisse an der EnBW im Verhältnis zueinander vereinbart. Beschränkungen, die Stimmrechte betreffen, existieren nach Kenntnis des Vorstands nicht mehr, seit die vorgenannten unmittelbaren und mittelbaren EnBW-Aktionäre am 22. Dezember 2015 eine bis dahin zwischen ihnen bestehende Aktionärsvereinbarung aufgehoben haben.

Gesetzliche Vorschriften und Bestimmungen der Satzung über die Ernennung und Abberufung der Mitglieder des Vorstands und über die Änderung der Satzung

Die Bestellung und Abberufung von Mitgliedern des Vorstands obliegt dem Aufsichtsrat gemäß § 84 AktG in Verbindung mit § 31 MitbestG. Diese Kompetenz wird in § 7 Abs. 1 Satz 2 der Satzung der EnBW abgebildet. Sollte ausnahmsweise ein erforderliches Vorstandsmitglied fehlen, hat nach § 85 AktG die Bestellung eines Vorstandsmitglieds durch das Gericht zu erfolgen, wenn ein dringender Fall vorliegt. Das Recht zu Satzungsänderungen liegt gemäß § 119 Abs. 1 Nr. 6 AktG bei der Hauptversammlung. Die entsprechenden konkretisierenden Verfahrensregeln sind in den §§ 179, 181 AktG enthalten. Aus Praktikabilitätsgesichtspunkten wurde die Kompetenz für Satzungsänderungen, die lediglich die Fassung betreffen, dem Aufsichtsrat übertragen. Diese durch § 179 Abs. 1 Satz 2 AktG eröffnete Möglichkeit ist in § 18 Abs. 2 der Satzung verankert. Beschlüsse der Hauptversammlung zur Änderung der Satzung bedürfen nach § 179 Abs. 2 AktG einer Mehrheit von mindestens drei Vierteln des bei der Beschlussfassung vertretenen Grundkapitals, sofern die Satzung nicht eine andere- für die Änderung des Unternehmensgegenstands jedoch nur eine höhere- Kapitalmehrheit bestimmt. Nach § 18 Abs. 1 der Satzung bedürfen die Beschlüsse der Hauptversammlung der Mehrheit der abgegebenen Stimmen (einfache Stimmenmehrheit), soweit nicht Gesetz oder Satzung eine größere Mehrheit oder weitere Erfordernisse bestimmen. Schreibt das Gesetz eine größere Mehrheit der abgegebenen Stimmen beziehungsweise des bei der Beschlussfassung vertretenen Grundkapitals vor, so genügt in den Fällen die einfache Mehrheit, in denen das Gesetz es der Satzung überlässt, dies zu bestimmen.

Befugnisse des Vorstands hinsichtlich der Möglichkeit, Aktien auszugeben oder zurückzukaufen

Bei der EnBW existiert aktuell weder ein genehmigtes oder bedingtes Kapital noch eine Ermächtigung der Hauptversammlung nach § 71 Abs. 1 Nr. 8 AktG zum Erwerb eigener Aktien durch die Gesellschaft. Die Gesellschaft kann eigene Aktien daher nur aufgrund und nach Maßgabe der übrigen Erwerbstatbestände des § 71 Abs.1 AktG erwerben. Die Gesellschaft verfügt zum 31. Dezember 2019 über 5.749.677 eigene Aktien, die aufgrund früherer Ermächtigungen nach § 71 Abs. 1 Nr. 8 AktG erworben wurden. Die Veräußerung eigener Aktien der Gesellschaft kann über die Börse oder durch Angeb ot an alle Aktionäre der Gesellschaft erfolgen. Eine Verwendung- insbesondere Veräußerung- eigener Aktien in anderer Weise kann nur im Rahmen des Beschlusses der Hauptversammlung vom 29. April 2004 erfolgen. Aus den von der EnBW gehaltenen eigenen Aktien stehen der Gesellschaft gemäß § 71 b AktG keine Rechte zu.

Wesentliche Vereinbarungen der Gesellschaft, die unter der Bedingung eines Kontrollwechsels infolge eines Übernahmeangebots stehen, und die hieraus folgenden Wirkungen

Folgende Vereinbarungen der EnBW stehen unter der Bedingung eines Kontrollwechsels infolge eines Übernahmeangebots im Sinne der §§ 289 a Abs. 1 Nr. 8, 315 a Abs. 1 Nr. 8 HGB:

Eine syndizierte Kreditlinie in Höhe von 1,5 Mrd. €, die zum 31. Dezember 2019 nicht genutzt war, kann von den Gläubigern bei einem Kontrollwechsel bei der EnBW zur Rückzahlung fällig gestellt werden. Dies gilt nicht, wenn es sich bei dem Anteilserwerber um das Land Baden-Württemberg oder den Zweckverband OEW oder eine andere deutsche öffentlich-rechtliche Rechtspersönlichkeit handelt.

Von der Stadtwerke Düsseldorf AG (SWD AG) im Zusammenhang mit der Finanzierung ihres GuD-Kraftwerks aufgenommene Schuldscheindarlehen in Höhe von 200 Mio. €, zwei bilaterale Bankdarlehen in Höhe von zusammen rund 44 Mio. € und eine syndizierte Kreditlinie, die zum 31. Dezember 2019 mit 182 Mio. € valutierte, können jeweils bei einem- auch mittelbaren- Kontrollwechsel bei der SWD AG zur Rückzahlung fällig gestellt werden. Dies gilt nicht, wenn auch nach dem Kontrollwechsel die Mehrheit der Anteile an der SWD AG unmittelbar oder mittelbar von deutschen Gebietskörperschaften gehalten wird und die Stadt Düsseldorf an der SWD AG mindestens 25,05 % der Anteile hält.

Eine der VNG AG eingeräumte syndizierte Kreditlinie in Höhe von 700 Mio. €, die am 31. Dezember 2019 mit rund 390 Mio. € genutzt war, kann bei einem- auch mittelbaren- Kontrollwechsel bei der VNG zur Rückzahlung fällig gestellt werden. Dies gilt nicht, wenn auch nach dem Kontrollwechsel die Mehrheit der Anteile an der VNG von deutschen öffentlichen Anteilseignern unmittelbar oder mittelbar über von diesen beherrschte juristische Personen gehalten wird.

Eine unter dem Debt-Issuance-Programm am 12. Dezember 2008 begebene Schuldverschreibung in Höhe von 20 Mrd. JPY kann von den Gläubigern bei einem Kontrollwechsel bei der EnBW gekündigt und zur Zahlung fällig gestellt werden. Dies gilt nicht, wenn es sich bei dem Anteilserwerber um die EDF (deren Rechtsnachfolger als Aktionär seit Februar 2011 das Land Baden-Württemberg ist) oder den Zweckverband OEW oder eine andere deutsche öffentlich-rechtliche Körperschaft handelt. Zwei bilaterale langfristige Bankdarlehen, die am 31. Dezember 2019 mit 350 Mio. € beziehungsweise rund 318 Mio. € valutierten, können vom Darlehensgeber bei einem Kontrollwechsel bei der EnBW zur Rückzahlung fällig gestellt werden, sofern sich durch den Kontrollwechsel eine nachteilige Auswirkung auf die künftige Rückzahlung des Darlehens ergibt. Dies gilt nicht, wenn es sich bei dem Anteilserwerber um die EDF (deren Rechtsnachfolger als Aktionär seit Februar 2011 das Land Baden-Württemberg ist) oder den Zweckverband OEW handelt.

Entschädigungsvereinbarungen

Entschädigungsvereinbarungen im Sinne der §§ 289 a Abs. 1 Nr. 9, 315 a Abs. 1 Nr. 9 HGB, die mit Mitgliedern des Vorstands für den Fall eines Kontrollwechsels getroffen sind, sind im Vergütungsbericht wiedergegeben und erläutert, der Teil des Lageberichts ist.

Die Ziffern 4 und 5 der §§ 289 a Abs. 1, 315 a Abs. 1 HGB waren bei der EnBW im Geschäftsjahr 2019 nicht einschlägig.

Index nichtfinanzielle Erklärung des EnBW-Konzerns und der EnBW AG

Gemäß § 315 b beziehungsweise § 289 b HGB sind der EnBW-Konzern sowie die EnBWAG seit dem Geschäftsjahr 2017 verpflichtet, eine nichtfinanzielle Erklärung abzugeben. Den Anforderungen entsprechen wir per Vollintegration im Integrierten Geschäftsbericht im Rahmen des zusammengefassten Lageberichts des EnBW-Konzerns und der EnBW AG. Für alle im Gesetz geforderten und darüber hinausgehende aus EnBW-Sicht wesentliche Aspekte, wie Ansehen in der Gesellschaft, Kundenzufriedenheit und Versorgungsqualität, erfüllen wir die Angabepflichten zu den Konzepten und Prozessen, Maßnahmen, Kennzahlen und Risiken.

Index nichtfinanzielle Erklärung des EnBW-Konzerns und der EnBW AG

Themen	Aspekte	Kapitel	Seitenverweis
Compliance	Bekämpfung von Korruption und Bestechung	Corporate Governance	Seite 49 f.
		Im Dialog mit unseren Stakeholdern	Seite 55
		Chancen und Risikobericht	Seite 103
Soziales Engagement	Sozialbelange	Im Dialog mit unseren Stakeholdern	Seite 53 ff.
		Chancen und Risikobericht	Seite 103
Beschaffung	Achtung der Menschenrechte	Im Dialog mit unseren Stakeholdern	Seite 52 ff.
		Beschaffung	Seite 59 ff.
		Chancen und Risikobericht	Seite 103
Reputation	Ansehen in der Gesellschaft	Im Dialog mit unseren Stakeholdern	Seite 52 ff.
		Unternehmenssituation EnBW Konzern	Seite 81
		Prognosebericht	Seite 98
		Chancen und Risikobericht	Seite 103
Nahe am Kunden	Kundenzufriedenheit	Im Dialog mit unseren Stakeholdern	Seite 52 ff.
		Unternehmenssituation EnBW Konzern	Seite 81 f.
		Prognosebericht	Seite 98 f.
		Chancen und Risikobericht	Seite 103
Versorgungszuverlässigkeit	Versorgungsqualität	Im Dialog mit unseren Stakeholdern	Seite 51
		Unternehmenssituation EnBW Konzern	Seite 83
		Prognosebericht	Seite 99
Mitarbeitercommitment	Arbeitnehmerbelange	Im Dialog mit unseren Stakeholdern	Seite 52 ff.
		Unternehmenssituation EnBW Konzern	Seite 83 ff
		Prognosebericht	Seite 99
		Chancen und Risikobericht	Seite 103
Arbeitssicherheit	Arbeitnehmerbelange	Unternehmenssituation EnBW Konzern	Seite 86 ff
		Prognosebericht	Seite 99
		Chancen und Risikobericht	Seite 104
Erneuerbare Energien ausbauen	Umweltbelange	Geschäftsmodell	Seite 32 f.
		Strategie, Ziele und Steuerungssystem	Seite 41 ff.
		Im Dialog mit unseren Stakeholdern	Seite 51 ff.
		Unternehmenssituation EnBW Konzern	Seite 87 f.
		Prognosebericht	Seite 99
		Chancen und Risikobericht	Seite 104
Klimaschutz	Umweltbelange	Geschäftsmodell	Seite 32 f.
		Strategie, Ziele und Steuerungssystem	Seite 41 ff.
		Im Dialog mit unseren Stakeholdern	Seite 51 ff.
		Rahmenbedingungen	Seite 63
		Unternehmenssituation EnBW Konzern	Seite 88 ff
		Prognosebericht	Seite 99
		Chancen und Risikobericht	Seite 104

Die nichtfinanzielle Erklärung wird für den EnBW-Konzern und die EnBW AG zusammen abgegeben. Bei Unterschieden zwischen den Aussagen für den Konzern und die EnBW AG ist dies im Text kenntlich gemacht. Die Angaben zum Geschäftsmodell sind im Kapitel Geschäftsmodell zu finden. Wir haben im Geschäftsjahr 2019 keine wesentlichen Einzelrisiken mit sehr wahrscheinlich schwerwiegenden negativen Auswirkungen im Zusammenhang mit den jeweiligen nichtfinanziellen Belangen identifiziert.

Die Berichterstattung zu Nachhaltigkeitsthemen orientiert sich seit Jahren an den Leitlinien der Global Reporting Initiative (GRI). Seit dem Berichtsjahr 2017 orientieren wir uns an den GRI-Standards mit der Option "Kern" einschließlich der Branchenangaben für die Elektrizitätswirtschaft (www.enbw.com/gri-index). Unsere Berichterstattung über Nachhaltigkeit erfüllt darüber hinaus die Anforderungen des Communication on Progress für den UN Global Compact.

Die Angaben zum Diversitätskonzept finden sich in der Erklärung zur Unternehmensführung unter www.enbw.com/corporate-governance.

Die Ernst & Young GmbH Wirtschaftsprüfungsgesellschaft ist beauftragt, den Konzernabschluss und den zusammengefassten Lagebericht einschließlich der Inhalte der nichtfinanziellen Erklärung mit hinreichender Sicherheit zu prüfen und im Anschluss an die Prüfung hierüber ein Urteil abzugeben. Der vollständige Konzernabschluss sowie der zusammengefasste Lagebericht jeweils für das Geschäftsjahr 2019 sind auf den Internetseiten www.enbw.com/bericht2019-downloads allgemein zugänglich.

Index Task Force on Climate-related Financial Disclosures (TCFD)

Die EnBW hat 2017 begonnen, die Empfehlungen der TCFD umzusetzen. Diese Umsetzung wurde im aktuellen Geschäftsjahr fortgeführt und in den einzelnen vier Kernelementen kontinuierlich weiterentwickelt. Im Index sind darüber hinaus Themen enthalten, bei denen wir an der weiteren Umsetzung der TCFD-Empfehlungen arbeiten.

TCFD-Element	Themen	Kapitel	Seitenverweis
Governance	Unternehmensfuhrung	Corporate Governance	Seite 48
	Wesentlichkeitsanalyse	Im Dialog mit unseren Stakeholdern	Seite 51 f.
	Investitionsrichtlinie	Unternehmenssituation EnBW Konzern	Seite 76
	Klimaschutzinitiativen	Im Dialog mit unseren Stakeholdern, Rahmenbedingungen	Seite 52 und 63
	Gesamtbeurteilung durch die Unternehmensleitung	Gesamtbeurteilung der wirtschaftlichen Lage des Konzerns	Seite 95
	Vergütung des Vorstands	Vergütungsbericht	Seite 110 ff
Strategie	Robustheit Geschaftsmodell / Szenarioanalyse	Geschäftsmodell	Seite 33
	Strategie, strategische Weiterentwicklung	Strategie, Ziele und Steuerungssystem	Seite 41 ff
	Wirkungszusammenhänge	Strategie, Ziele und Steuerungssystem	Seite 46 ff.
	Wesentlichkeitsanalyse	Im Dialog mit unseren Stakeholdern	Seite 51 f.
	Grüne Anleihen	Unternehmenssituation EnBW Konzern	Seite 74 f.
	Rahmenbedingungen, Klimaschutz	Rahmenbedingungen	Seite 63.
Risikomanagement	Integriertes Chancen- und Risikomanagement inklusive Chancen- und Risikolandkarte	Chancen und Risikobericht	Seite 100 ff.
	Zieldimension Umwelt: Chancen und Risiken	Chancen und Risikobericht	Seite 104 ff.
Kennzahlen und Ziele	Nachhaltigkeitsratings	Im Dialog mit unseren Stakeholdern	Seite 53
	Top-Leistungskennzahlen und langfristige Ziele	Strategie, Ziele und Steuerungssystem	Seite 44 ff.
	Zieldimension Umwelt: Top Leistungskennzahlen und weitere Kennzahlen	Unternehmenssituation EnBW Konzern	Seite 87 ff.

Versicherung der gesetzlichen Vertreter

Wir versichern nach bestem Wissen, dass gemäß den anzuwendenden Rechnungslegungsgrundsätzen der Jahres- beziehungsweise Konzernabschluss ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage der Gesellschaft beziehungsweise des Konzerns vermittelt und im zusammengefassten Lagebericht der Geschäftsverlauf einschließlich des Geschäftsergebnisses und die Lage der Gesellschaft und des Konzerns so dargestellt sind, dass ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild vermittelt wird und die wesentlichen Chancen und Risiken der voraussichtlichen Entwicklung der Gesellschaft und des Konzerns beschrieben sind.

Karlsruhe, 4. März 2020

EnBW Energie Baden-Württemberg AG

Dr. Mastiaux

Kusterer

Rückert-Hennen

Dr. Zimmer

Erklärung zur Unternehmensführung einschließlich Corporate Governance Bericht

Gute Corporate Governance ist bei der EnBW Energie Baden-Württemberg AG (EnBW) wesentlicher Bestandteil der Unternehmenskultur. Wir sind davon überzeugt, dass eine verantwortungsvolle und transparente Unternehmensführung das Vertrauen von Kunden, Kapitalgebern, Mitarbeiterinnen und Mitarbeitern und der Öffentlichkeit in das Unternehmen stärkt und zu einem langfristigen Erfolg beiträgt. Vorstand und Aufsichtsrat haben den Anspruch, die Unternehmensleitung und -überwachung über die bloße Erfüllung gesetzlicher Vorgaben hinaus an anerkannten Maßstäben guter Unternehmensführung auszurichten und im Einklang mit den Prinzipien der sozialen Marktwirtschaft für den Bestand des Unternehmens und seine nachhaltige Wertschöpfung zu sorgen.

Als verantwortliches Mitglied des Vorstands für Corporate Governance überwachte Dr. Bernhard Beck bis zum Ende seiner Bestellung am 30. Juni 2019 und seither Colette Rückert-Hennen die Einhaltung der Bestimmungen des Deutschen Corporate Governance Kodex (DCGK) bei der EnBW und berichtete in Vorstand und Aufsichtsrat ausführlich über aktuelle Corporate Governance Themen. Beide Gremien nahmen den Bericht von Colette Rückert-Hennen zur Kenntnis und verabschiedeten daraufhin die am Ende dieses Berichts vollständig abgedruckte Entsprechenserklärung.

In dieser Erklärung zur Unternehmensführung berichten Aufsichtsrat und Vorstand über die gesetzlichen Vorgaben nach den §§ 289 f Abs. 2, 315 d HGB hinaus über die Corporate Governance des Unternehmens (Corporate Governance Bericht).

Dem Corporate Governance Bericht liegt der DCGK in der Fassung vom 7. Februar 2017 und nicht in der von der Regierungskommission DCGK beim Bundesministerium der Justiz und für Verbraucherschutz zur Prüfung und Veröffentlichung eingereichten Fassung vom 23. Januar 2020 zugrunde, da die Kodexfassung vom 7. Februar 2017 Grundlage für die am 4. Dezember 2019 abgegebene Entsprechenserklärung war und die neue Fassung des Kodex erst nach Ende des Berichtszeitraums in Kraft treten wird. In diesem Dokument enthaltene Verweise auf den DCGK beziehen sich daher auf die Fassung vom 7. Februar 2017.

Vorstand und Aufsichtsrat

Eine am Unternehmenswohl orientierte enge und vertrauensvolle Zusammenarbeit ist für Vorstand und Aufsichtsrat Teil des Selbstverständnisses der EnBW-Kultur.

Der Vorstand leitet das Unternehmen gemeinschaftlich in eigener Verantwortung. Im Berichtszeitraum bis 31. Dezember 2019 gehörten dem Vorstand vom Beginn der Bestellung von Colette Rückert-Hennen am 1. März 2019 vorübergehend bis zum Ende der Bestellung von Dr. Bernhard Beck am 30. Juni 2019 fünf, danach wieder vier Personen an, von denen eine Person den Vorsitz innehat. Aufgabe des Vorstands ist es, die Unternehmensziele festzulegen und die strategische Ausrichtung des EnBW-Konzerns zu entwickeln, diese mit dem Aufsichtsrat abzustimmen und entsprechend umzusetzen. Darüber hinaus sorgt er für die konzernweite Einhaltung von gesetzlichen Bestimmungen und unternehmensinternen Richtlinien sowie für ein angemessenes Risikomanagement und Risikocontrolling.

Wesentliche Aspekte der Zusammenarbeit im Vorstand sind in einer Geschäftsordnung festgelegt. Diese regelt unter anderem den Turnus der mehrmals im Monat stattfindenden und vom Vorstandsvorsitzenden geleiteten Vorstandssitzungen und bestimmt, dass dort alle bedeutsamen Fragen der Konzernführung und ressortübergreifende Angelegenheiten behandelt werden. Weiterhin enthält die Geschäftsordnung eine Regelung zur Beschlussfassung im Vorstand nach dem Mehrheitsprinzip, wobei die Stimme des Vorstandsvorsitzenden bei Stimmengleichheit den Ausschlag gibt.

Vorsitzender des Vorstands war im Berichtszeitraum und ist aktuell Dr. Frank Mastiaux. Nähere Informationen zu den Mitgliedern des Vorstands und zur Ressortverteilung im Vorstand können den Angaben auf den Seiten 18 bis 21 des Integrierten Geschäftsberichts 2019 sowie dem Abschnitt "Leitung und Überwachung" im Kapitel "Corporate Governance" auf den Seiten 48 und 49 des Integrierten Geschäftsberichts 2019 entnommen werden.

Für Vorstandsmitglieder ist bei der EnBW eine Regelaltersgrenze von 63 Jahren definiert. Die Mitglieder des Vorstands nahmen im Berichtszeitraum und nehmen aktuell nicht mehr als drei Aufsichtsratsmandate bei konzernexternen börsennotierten Gesellschaften oder in Aufsichtsgremien von konzernexternen Gesellschaften wahr, die vergleichbare Anforderungen stellen. Wie in der Vergangenheit sind bei den Vorstandsmitgliedern auch im Geschäftsjahr 2019 keine Interessenkonflikte bekannt. Die EnBW hat im Berichtszeitraum keine wesentlichen Geschäfte mit einem Vorstandsmitglied nahestehenden Personen oder Unternehmungen vorgenommen.

Der Vorstand hat im Berichtszeitraum die Halbjahresfinanzberichte und Quartalsmitteilungen vor Veröffentlichung mit dem Prüfungsausschuss des Aufsichtsrats erörtert.

Der Aufsichtsrat der EnBW besteht aus 20 Mitgliedern und setzt sich je zur Hälfte aus von den Aktionären und den Arbeitnehmern gewählten Vertretern zusammen. Vorsitzender des Aufsichtsrats ist Lutz Feldmann.

Die Amtszeit der gewählten Arbeitnehmer- und Anteilseignervertreter hat mit Beendigung der Hauptversammlung der EnBW am 10. Mai 2016 begonnen. Die bei der Wahl der Aufsichtsratsmitglieder bestimmte Amtszeit endet mit dem Schluss der Hauptversammlung des Jahres 2021.

Im Berichtszeitraum hat sich in der Zusammensetzung des Aufsichtsrats keine Änderung ergeben. Mit Wirkung zum 31. Dezember 2018 haben wie bereits im letzten Jahr berichtet die Aufsichtsratsmitglieder Silke Krebs (Anteilseignervertreterin) und Sebastian Maier (Arbeitnehmervertreter) aus beruflichen Gründen und die Aufsichtsratsmitglieder Heinz Seiffert (Anteilseignervertreter) und Arnold Messner (Arbeitnehmervertreter) aufgrund Eintritts in den Ruhestand jeweils ihr Amt niedergelegt. Im Wege der gerichtlichen Ergänzungsbestellung wurden Marika Lulay und Harald Sievers, Landrat des Landkreises Ravensburg, mit Wirkung ab dem 1. Januar 2019 bis zum Ende der regulären Wahlperiode der ausgeschiedenen Aufsichtsratsmitglieder Silke Krebs und Heinz Seiffert in den Aufsichtsrat berufen. Die Ergänzungsbestellung von Marika Lulay und Harald Sievers wurde durch Einzelwahlen in der Hauptversammlung vom 8. Mai 2019 mit Wirkung bis zum Ende der regulären Wahlperiode bestätigt. Zum 1. Januar 2019 traten außerdem Achim Binder, stellvertretender Vorsitzender des EnBW-Konzernbetriebsrats, Vorsitzender des Spartengesamtbetriebsrats Netze der EnBW und Vorsitzender des Betriebsrats Regionalservice der Netze BW GmbH, und Jürgen Schäfer, Mitglied des EnBW-Konzernbetriebsrats und stellvertretender Vorsitzender des Betriebsrats der TransnetBW GmbH, als gewählte Ersatzmitglieder die Nachfolge von Arnold Messner beziehungsweise von Sebastian Maier als Aufsichtsratsmitglieder an.

Nähere Informationen zum Aufsichtsrat und zu seiner Zusammensetzung können den Angaben auf den Seiten 132, 133, 135 und 136 des Integrierten Geschäftsberichts 2019 sowie dem Abschnitt "Leitung und Überwachung" im Kapitel "Corporate Governance" auf den Seiten 48 und 49 des Integrierten Geschäftsberichts 2019 entnommen werden.

Wesentliche Aufgabe des Aufsichtsrats ist es, den Vorstand bei der Leitung des Unternehmens fortlaufend zu beraten und zu überwachen. Sämtliche Mitglieder des Aufsichtsrats haben grundsätzlich die gleichen Rechte und Pflichten und sind an Aufträge und Weisungen nicht gebunden. Wesentliche Aspekte der Zusammenarbeit hat der Aufsichtsrat in einer Geschäftsordnung festgelegt. Danach wird der Aufsichtsrat regelmäßig zu ordentlichen sowie nach Bedarf zu außerordentlichen Sitzungen einberufen, die vom Vorsitzenden geleitet werden. Die Mitglieder des Vorstands nehmen grundsätzlich an den Sitzungen teil, bei Bedarf tagt der Aufsichtsrat ohne den Vorstand. Der Vorstand informiert den Aufsichtsrat regelmäßig, zeitnah und umfassend entsprechend den Regelungen der Geschäftsordnung des Aufsichtsrats vor allem über die in § 90 Aktiengesetz (AktG) aufgeführten Gegenstände, alle wesentlichen nichtfinanziellen und finanziellen Kennzahlen und Risiken der Gesellschaft und des Konzerns und über deren Entwicklung, die Strategie, die Planung, den Rechnungslegungsprozess, die Wirksamkeit des internen Kontrollsystems, des Risikomanagements und des internen Revisionssystems, die Compliance sowie aus sonstigen wichtigen Anlässen.

Zwischen den Sitzungen des Aufsichtsrats hält der Aufsichtsratsvorsitzende mit dem Vorstand, insbesondere mit dem Vorsitzenden des Vorstands, regelmäßig Kontakt und berät mit ihm Fragen der Strategie, der Planung, der Geschäftsentwicklung, der Risikolage, des Risikomanagements und der Compliance des Unternehmens. Er wird über wichtige Ereignisse, die für die Beurteilung der Lage und Entwicklung sowie für die Leitung des Unternehmens von wesentlicher Bedeutung sind, unverzüglich durch den Vorsitzenden des Vorstands informiert. Gegebenenfalls unterrichtet der Aufsichtsratsvorsitzende sodann den Aufsichtsrat und beruft erforderlichenfalls eine außerordentliche Aufsichtsratssitzung ein.

Darüber hinaus sind in der Geschäftsordnung des Aufsichtsrats Geschäfte und Maßnahmen des Vorstands bestimmt, die nur mit Zustimmung des Aufsichtsrats vorgenommen werden dürfen. Ferner wird hier auch die Beschlussfassung im Aufsichtsrat nach dem Mehrheitsprinzip geregelt, wobei die Stimme des Aufsichtsratsvorsitzenden gemäß der Satzung der EnBW bei Stimmengleichheit den Ausschlag gibt. Auf Anordnung des Aufsichtsratsvorsitzenden können Beschlüsse auch außerhalb von Sitzungen gefasst werden, sofern dem nicht eine Mehrheit der Aufsichtsratsmitglieder widerspricht. Über die Schwerpunkte seiner Tätigkeit und den Inhalt der Beratungen im Geschäftsjahr 2019 informiert der Aufsichtsrat ausführlich in seinem Bericht an die Hauptversammlung, der unter www.enbw.com/bericht2019 allgemein zugänglich ist. Die Geschäftsordnung des Aufsichtsrats ist nicht im Internet veröffentlicht.

Eine weitere wesentliche Aufgabe des Aufsichtsrats ist die Bestellung und gegebenenfalls Abberufung der Mitglieder des Vorstands. In diesem Zusammenhang sorgt der Aufsichtsrat gemeinsam mit dem Vorstand für eine langfristige Nachfolgeplanung in Vorstandsangelegenheiten. Der hierfür zuständige Personalausschuss befasst sich aus diesem Grund regelmäßig und im gegenseitigen Austausch mit dem Vorstandsvorsitzenden unter Berücksichtigung laufender Bestellzeiträume mit Fragen der Aktualität und Weiterentwicklung der Vorstandsstruktur, der Ressortverteilung sowie der Besetzung von Vorstandsressorts nach Ablauf von Bestellperioden. Im Vorfeld von Bestellentscheidungen werden erforderlichenfalls rechtzeitig Anforderungsprofile entwickelt und in der Regel mit entsprechender fachlicher Unterstützung umfangreiche Auswahlprozesse durchgeführt.

Im Berichtszeitraum hat Colette Rückert-Hennen das Amt als Mitglied des Vorstands zum 1. März 2019 angetreten und ab diesem Zeitpunkt von Dr. Bernhard Beck die Verantwortung für das Personal- und Führungskräfte- sowie das Gesundheitsmanagement übernommen. Dr. Bernhard Beck hat vorübergehend bis zum Ende seiner Bestellung am 30. Juni 2019 weiterhin die Bereiche Recht, Revision, Compliance und Regulierung, Gremien und Aktionärsbeziehungen sowie das Beteiligungsmanagement verantwortet. Seit dem 1. Juli 2019 liegt die Ressortverantwortung für diese Bereiche mit Ausnahme des an Thomas Kusterer zum 1. Juli 2019 übergegangenen Beteiligungsmanagements ebenfalls bei Colette Rückert-Hennen. Der Aufsichtsrat beachtet die Empfehlung des DCGK, dass die Erstbestellung eines Vorstandsmitglieds für längstens drei Jahre erfolgen soll; dies ist bei Colette Rückert-Hennen der Fall. Außerdem wurde der Finanzvorstand Thomas Kusterer mit Beschluss des Aufsichtsrats vom 7. Mai 2018 für eine weitere Amtsperiode von fünf Jahren wiederbestellt. Die Wiederbestellung ist gemäß den aktienrechtlichen Vorgaben nicht vor Ablauf eines Jahres vor dem Ende der Bestelldauer bei gleichzeitiger Aufhebung der laufenden Bestellung erfolgt.

Zur Steigerung der Effizienz seiner Arbeit und zur Behandlung komplexer Sachverhalte hat der Aufsichtsrat fachlich qualifizierte Ausschüsse gebildet:

- Nominierungsausschuss: Dr. Dietrich Birk, Lutz Feldmann (Vorsitzender), Dr. Wolf-Rüdiger Michel, Gunda Röstel, Edith Sitzmann, Lothar Wölfle

- Prüfungsausschuss: Stefanie Bürkle, Volker Hüsgen, Marianne Kugler-Wendt, Thomas Landsbek, Dr. Hubert Lienhard, Dr. Wolf-Rüdiger Michel, Gunda Röstel (Vorsitzende), Ulrike Weindel

- Personalausschuss: Achim Binder, Stefan Paul Hamm, Dietrich Herd, Lutz Feldmann (Vorsitzender), Edith Sitzmann, Lothar Wölfle

- Finanz- und Investitionsausschuss: Achim Binder, Dr. Dietrich Birk, Lutz Feldmann (Vorsitzender), Stefan Paul Hamm, Dietrich Herd, Edith Sitzmann, Lothar Wölfle, Dr. Bernd-Michael Zinow

- Vermittlungsausschuss (gem. § 27 Abs. 3 Mitbestimmungsgesetz): Lutz Feldmann (Vorsitzender), Dietrich Herd, Thomas Landsbek, Edith Sitzmann

- Digitalisierungsausschuss (seit dem 1. Januar 2019): Michaela Kräutter, Dr. Hubert Lienhard (Vorsitzender), Marika Lulay, Jürgen Schäfer, Harald Sievers, Ulrike Weindel

- Ad-hoc-Ausschuss: Dietrich Herd, Gunda Röstel, Harald Sievers, Dr. Bernd-Michael Zinow (Vorsitzender)

Der Nominierungsausschuss ist entsprechend dem DCGK ausschließlich mit Vertretern der Anteilseigner besetzt und benennt dem Aufsichtsrat geeignete Kandidaten für dessen Vorschläge an die Hauptversammlung zur Wahl von Aufsichtsratsmitgliedern.

Der Prüfungsausschuss befasst sich insbesondere mit der Überwachung der Rechnungslegung, des Rechnungslegungsprozesses, der Wirksamkeit des internen Kontrollsystems, des Risikomanagementsystems, des internen Revisionssystems, der Abschlussprüfung sowie der Compliance. Er legt dem Aufsichtsrat eine begründete Empfehlung für die Wahl des Abschlussprüfers vor, die in den Fällen der Ausschreibung des Prüfungsmandats mindestens zwei Kandidaten umfasst. Der Prüfungsausschuss überwacht die Unabhängigkeit des Abschlussprüfers und befasst sich darüber hinaus mit den von diesem zusätzlich erbrachten Leistungen, mit der Erteilung des Prüfungsauftrags an den Abschlussprüfer, der Bestimmung von Prüfungsschwerpunkten und der Honorarvereinbarung mit dem Abschlussprüfer.

Die Vorsitzende des Prüfungsausschusses, Gunda Röstel, ist unabhängig und kein ehemaliges Mitglied des Vorstands der EnBW. Als langjährige kaufmännische Geschäftsführerin der Stadtentwässerung Dresden GmbH und Prokuristin der Gelsenwasser AG verfügt sie über besondere Kenntnisse und Erfahrungen in der Anwendung von Rechnungslegungsgrundsätzen und internen Kontrollverfahren, die sie durch ihre Tätigkeit als Vorsitzende des Prüfungsausschusses in den letzten Jahren noch weiter vertieft hat, und ist mit der Abschlussprüfung vertraut.

Die Aufgaben der anderen Ausschüsse des Aufsichtsrats und deren konkrete Tätigkeiten im abgelaufenen Geschäftsjahr sind im Bericht des Aufsichtsrats über das Geschäftsjahr 2019 beschrieben.

Die Vorsitzenden der Ausschüsse berichten dem Plenum des Aufsichtsrats spätestens in seiner nächsten Sitzung über die Arbeit in den Ausschüssen. Für die Ausschüsse des Aufsichtsrats existieren keine eigenen Geschäftsordnungen; für sie gelten nach der Geschäftsordnung des Aufsichtsrats die darin enthaltenen Verfahrensregelungen entsprechend.

Der Aufsichtsrat hat für seine Zusammensetzung konkrete und auf die unternehmensspezifische Situation abgestimmte Ziele benannt und ein Kompetenzprofil für das Gesamtgremium erarbeitet, wobei für die Arbeitnehmervertreter die besonderen Regeln der Mitbestimmungsgesetze beachtet wurden beziehungsweise werden. Dadurch soll in erster Linie gewährleistet werden, dass die Mitglieder insgesamt über die zur ordnungsgemäßen Wahrnehmung der Aufgaben erforderlichen Kenntnisse, Fähigkeiten und fachlichen Erfahrungen verfügen.

Die im gesamten Berichtszeitraum und aktuell geltenden Ziele für die Zusammensetzung berücksichtigen angemessen die internationale Tätigkeit des Unternehmens, potenzielle Interessenkonflikte, die nach Einschätzung des Aufsichtsrats angemessene Anzahl unabhängiger Mitglieder, die Altersgrenze für Aufsichtsratsmitglieder, die Regelgrenze für die Dauer der Zugehörigkeit zum Aufsichtsrat sowie Vielfalt (Diversity), wobei für die Arbeitnehmervertreter die besonderen Regeln der Mitbestimmungsgesetze beachtet wurden beziehungsweise werden.

Der Aufsichtsrat hat sich auch im zurückliegenden Berichtszeitraum mit den im Aktiengesetz und im DCGK niedergelegten Unabhängigkeitskriterien beschäftigt. Dabei ist er zu der Einschätzung gelangt, dass diese - wie bereits in der Vergangenheit - erfüllt werden und ihm sowohl eine angemessene Anzahl unabhängiger Mitglieder angehört hat beziehungsweise noch angehört als auch die Eigentümerstruktur berücksichtigt wurde beziehungsweise wird, wobei nach seiner Auffassung alle Vertreter der Anteilseigner im Aufsichtsrat unabhängig im Sinne des DCGK sind und dieser Anteil angemessen ist. Die Namen der Aufsichtsratsmitglieder der Anteilseigner sind der Übersicht auf Seite 132 des Integrierten Geschäftsberichts 2019 zu entnehmen. Neben der erfolgten Zielsetzung von weiterhin einer Mehrheit unabhängiger Mitglieder wird der Aufsichtsrat auch künftig darauf achten, potenzielle Interessenkonflikte zu vermeiden.

Eine Festlegung quantitativer Ziele zur Internationalität hält der Aufsichtsrat angesichts der Struktur und Geschäftstätigkeit der Gesellschaft nicht für geboten.

In der Geschäftsordnung des Aufsichtsrats ist festgelegt, dass bei den Wahlvorschlägen für die Aufsichtsratsmitglieder der Anteilseigner an die Hauptversammlung darauf geachtet wird, dass Bewerber zum Zeitpunkt der Wahl in der Regel nicht älter als 70 Jahre sind. Diese Regelaltersgrenze wurde im Berichtszeitraum und wird derzeit von keinem Aufsichtsratsmitglied überschritten. Schließlich hat der Aufsichtsrat in dem Bewusstsein, dass Ausnahmen durchaus wünschenswert sind, weil dem Aufsichtsrat länger angehörende Mitglieder wertvolle langjährige Unternehmenskenntnis und Erfahrung in das Gremium einbringen, eine Regelgrenze von drei vollen Wahlperioden für die Dauer der Zugehörigkeit zum Aufsichtsrat festgelegt, die im Berichtszeitraum und aktuell von keinem Aufsichtsratsmitglied erreicht oder überschritten wurde beziehungsweise wird.

Der Aufsichtsrat verfolgt über die für das Unternehmen geltende gesetzliche Regelung des Mindestanteils von Frauen und Männern und die vorgenannten Ziele für seine Zusammensetzung hinaus keine weiteren Diversitätsziele.

Das Kompetenzprofil des Aufsichtsrats sieht vor, dass die folgenden acht Kompetenzfelder von den Mitgliedern des Gesamtgremiums in angemessenem Umfang abgedeckt werden:

Der Aufsichtsrat verfügt über die zur Wahrnehmung seiner Aufgaben erforderlichen Kenntnisse und Fähigkeiten. Die Ziele für seine Zusammensetzung hat der Aufsichtsrat während des Berichtszeitraums in seiner Zusammensetzung vollumfänglich berücksichtigt und das Kompetenzprofil ausgefüllt. Auch bei künftigen Wahlvorschlägen an die Hauptversammlung berücksichtigt der Aufsichtsrat die Ziele für seine Zusammensetzung und strebt an, dass das Kompetenzprofil weiterhin vom Gesamtgremium ausgefüllt wird.

Auf den Internetseiten des Unternehmens unter www.enbw.com/aufsichtsrat sind die Lebensläufe aller Aufsichtsratsmitglieder veröffentlicht, die über relevante Kenntnisse, Fähigkeiten und Erfahrungen Auskunft geben und die um eine Übersicht über die wesentlichen Tätigkeiten neben dem Aufsichtsratsmandat ergänzt sind. Diese Lebensläufe werden für alle Aufsichtsratsmitglieder jährlich aktualisiert.

Die Mitglieder des Aufsichtsrats sind alle in der Lage, den zu erwartenden Zeitaufwand, der mit ihrer Aufsichtsratstätigkeit verbunden ist, aufzubringen und der Aufsichtsrat wird sich dessen auch künftig für seine Vorschläge an die Hauptversammlung zur Wahl neuer Aufsichtsratsmitglieder bei allen Kandidaten jeweils vergewissern, dass diese den für die Aufsichtstätigkeit zu erwartenden Zeitaufwand aufbringen können. Im Geschäftsjahr 2019 haben alle Mitglieder des Aufsichtsrats an mehr als der Hälfte der Sitzungen des Aufsichtsrats und seiner Ausschüsse, denen sie jeweils angehören, teilgenommen; dies wurde entsprechend auch im Bericht des Aufsichtsrats an die Hauptversammlung angegeben. Als Teilnahme gilt auch eine solche über Telefon- und Videokonferenzen, wobei diese Form der Teilnahme entsprechend der Anregung des DCGK bei keinem Mitglied des Aufsichtsrats die Regel war.

Bei seinen Wahlvorschlägen an die Hauptversammlung für anstehende Nachwahlen wird der Aufsichtsrat darüber hinaus die persönlichen und geschäftlichen Beziehungen der jeweiligen Kandidaten zum Unternehmen, zu den Organen der Gesellschaft und den wesentlich an der Gesellschaft beteiligten Aktionären offenlegen, wobei er sich dabei auf solche Umstände beschränkt, die nach seiner Einschätzung ein objektiv urteilender Aktionär für seine Wahlentscheidung als maßgebend ansehen würde.

Dem Aufsichtsrat gehörten im Berichtszeitraum und gehören aktuell keine ehemaligen Vorstandsmitglieder der EnBW an und die Mitglieder des Aufsichtsrats übten im Berichtszeitraum und üben aktuell keine Organfunktion oder Beratungsaufgaben bei wesentlichen Wettbewerbern der EnBW aus.

Jedes Aufsichtsratsmitglied ist dem Unternehmensinteresse verpflichtet. Es darf bei seinen Entscheidungen weder persönliche Interessen verfolgen noch Geschäftschancen, die dem Unternehmen zustehen, für sich nutzen. Interessenkonflikte, insbesondere solche, die aufgrund einer Beratung oder Organfunktion bei Kunden, Lieferanten, Kreditgebern oder sonstigen Dritten entstehen können, sind dem Aufsichtsrat gegenüber offenzulegen. In einem solchen Fall würde der Aufsichtsrat in seinem Bericht an die Hauptversammlung über aufgetretene Interessenkonflikte und deren Behandlung informieren. Wesentliche und nicht nur vorübergehende Interessenkonflikte in der Person eines Aufsichtsratsmitglieds würden zur Beendigung des Mandats führen. Berater- und sonstige Dienstleistungs- und Werkverträge eines Aufsichtsratsmitglieds mit der EnBW bedürfen der Zustimmung des Aufsichtsrats. Im Berichtszeitraum sind keine Interessenkonflikte von Aufsichtsratsmitgliedern aufgekommen.

Der Aufsichtsrat beurteilt regelmäßig, wie wirksam der Aufsichtsrat insgesamt und seine Ausschüsse ihre Aufgaben erfüllen (Effizienzprüfung). Im Berichtszeitraum hat der Aufsichtsrat in seiner Sitzung am 7. November 2019 eine Effizienzprüfung durchgeführt. Zur Vorbereitung der Prüfung beantworteten die Aufsichtsratsmitglieder wie bereits in den vorangegangenen Jahren umfangreiche Fragebogen zu inhaltlichen und organisatorischen Themen und diskutierten unter anderem die Ergebnisse der Auswertung umfassend. Außerdem wurde die Umsetzung der Ergebnisse der Effizienzprüfung des Vorjahres überprüft.

Die Mitglieder des Aufsichtsrats nehmen die für ihre Aufgaben erforderlichen Aus- und Fortbildungsmaßnahmen eigenverantwortlich wahr und werden dabei durch die Gesellschaft angemessen unterstützt. Hierzu zählen nicht nur regelmäßige Informationen zu aktuellen rechtlichen, energie- oder finanzwirtschaftlichen oder sonstigen das Unternehmen betreffenden Themen und Entwicklungen sowie bei Bedarf zu weiteren für die Aufsichtsratsarbeit relevanten Themen, sondern auch entsprechende Vor-Ort-Termine. Im Jahr 2019 wurde insbesondere eine neue von einem externen Dienstleister verwaltete E-Learning-Plattform für Aufsichtsräte eingeführt, es wurden Informationen zu den zu erwartenden rechtlichen Veränderungen infolge des Inkrafttretens des Gesetzes zur Umsetzung der Aktionärsrechterichtlinie ("ARUG II") sowie zur Reform des DCGK zur Verfügung gestellt, es wurde - begleitet durch entsprechende fachliche Ausführungen - eine Vor-Ort-Besichtigung des Trading Floors des Handelsbereichs durchgeführt und es wurde im Rahmen einer Sitzung am Standort der tschechischen Beteiligung Pražská energetika a. s. (PRE) der tschechische Energiemarkt umfassend vorgestellt und analysiert. Neu eingetretene Mitglieder haben für sie relevante Unterlagen zu allen wichtigen die Arbeit des Aufsichtsrats betreffenden Regelungen erhalten.

Der Aufsichtsratsvorsitzende ist gemäß Anregung des DCGK bereit, mit Investoren aufsichtsratsspezifische Gespräche zu führen. Gespräche dieser Art haben im Berichtszeitraum nicht stattgefunden.

Das Handeln von Vorstand und Aufsichtsrat wird durch die Einhaltung von gesetzlichen Bestimmungen und konzerninternen Richtlinien (Compliance) bestimmt. Der Vorstand hat auch im Geschäftsjahr 2019 fortlaufend über Compliance-Themen beraten und diese mit dem Aufsichtsrat beziehungsweise dem Prüfungsausschuss des Aufsichtsrats eingehend erörtert. Im Abschnitt "Compliance" wird hierüber näher berichtet. Dort sind auch die wesentlichen relevanten Unternehmensführungspraktiken angegeben, die über die gesetzlichen Anforderungen sowie die Empfehlungen und Anregungen des DCGK hinaus angewandt werden.

Weitere Informationen zur Arbeitsweise des Vorstands und des Aufsichtsrats und dessen Ausschüssen können dem Abschnitt "Leitung und Überwachung" im Kapitel "Corporate Governance" auf den Seiten 48 und 49 des Integrierten Geschäftsberichts 2019, dem Bericht des Aufsichtsrats auf den Seiten 24 bis 26 des Integrierten Geschäftsberichts 2019 sowie den §§ 7 bis 13 und 19 der Satzung der Gesellschaft entnommen werden, die auf den Internetseiten der EnBW unter www.enbw.com/corporate-governance allgemein zugänglich sind.

Diversity

Der Aufsichtsrat hat festgelegt, dass die Gesamtheit der für seine Zusammensetzung maßgeblichen gesetzlichen und selbst festgelegten Bestimmungen (Ziele für die Zusammensetzung, Kompetenzprofil, gesetzliche Zielgröße für den Frauenanteil, Altersgrenze, Regelzugehörigkeitsdauer, siehe hierzu jeweils oben die Ausführungen im Abschnitt "Vorstand und Aufsichtsrat" auf den Seiten 2 bis 7) als Diversitätskonzept im Sinne von § 289 f Abs. 2 Nr. 6 HGB gelten soll. Ziel dieses Konzepts ist in erster Linie, dass der Aufsichtsrat seine Aufgaben ordnungsgemäß wahrnehmen kann und darin durch die Vielfalt in seiner Zusammensetzung gestärkt wird. Die Umsetzung dieses Konzepts erfolgt im Wege der Wahlen der Vertreter der Anteilseigner durch die Hauptversammlung. Im Geschäftsjahr 2019 sind die Ziele des Konzepts erreicht worden.

Im Berichtszeitraum betrug der Frauenanteil im Aufsichtsrat im Gesamtgremium durchgehend 35 %. Er setzte sich aus einer Quote bei den Vertretern der Anteilseigner in Höhe von 40 % und bei den Vertretern der Arbeitnehmer in Höhe von 30 % zusammen. Mit 35 % im Gesamtgremium liegt der Frauenanteil im Aufsichtsrat der EnBW über der gesetzlichen Mindestquote von 30 %. Anteilseigner und Arbeitnehmer haben vor der letzten Wahl des Aufsichtsrats gemäß § 96 Abs. 2 Satz 3 AktG beschlossen, der Gesamterfüllung der gesetzlichen Mindestquote durch die Vertreter der Anteilseigner und Arbeitnehmer zusammen für die Dauer der laufenden Wahlperiode zu widersprechen, sodass der Mindestanteil entsprechend den gesetzlichen Vorgaben von beiden Seiten getrennt zu erfüllen ist. Auf diese Weise sollte eine bessere Planbarkeit der Zusammensetzung des Aufsichtsrats ermöglicht werden.

Auch im Hinblick auf die Zusammensetzung des Vorstands achtet der Aufsichtsrat in Fällen der Neubestellung von Vorstandsmitgliedern unter Berücksichtigung der begrenzten Anzahl der Vorstandsmitglieder auf Vielfalt (Diversity). Er hat daher festgelegt, dass die vom Aufsichtsrat für den Vorstand festgelegte Regelaltersgrenze in Verbindung mit der Zielgröße für den Frauenanteil als Diversitätskonzept im Sinne von § 289 f Abs. 2 Nr. 6 HGB gelten soll. Ziel dieses Konzepts ist in erster Linie, dass der Vorstand seine Aufgaben ordnungsgemäß wahrnehmen kann und darin durch die Vielfalt in seiner Zusammensetzung gestärkt wird. Die Umsetzung dieses Konzepts erfolgt im Wege der Bestellung von Vorstandsmitgliedern durch den Aufsichtsrat. Im Geschäftsjahr 2019 sind die Ziele des Konzepts erreicht worden.

Für den Zeitraum 1. Juli 2017 bis 30. Juni 2022 hat der Aufsichtsrat eine Zielgröße von einer Frau im Vorstand festgelegt, die bis zum Ablauf des Festlegungszeitraums mindestens erreicht werden soll. Dieses Ziel wird seit dem 1. März 2019 mit Beginn des Bestellzeitraums von Colette Rückert-Hennen erfüllt.

Der Vorstand hat für die beiden Führungsebenen unterhalb des Vorstands als Ziel festgelegt, dass im Zeitraum vom 1. Januar 2017 bis zum 31. Dezember 2020 der Frauenanteil weiter gesteigert werden soll. Auf der ersten Ebene (Top-Management) und auf der zweiten Ebene (oberes Management) soll der Anteil von Frauen auf mindestens 20 % erhöht werden. Diese Zielgrößen wurden im Jahr 2019 (Stand: 31. Dezember 2019) trotz erheblicher Anstrengungen noch nicht erreicht.

Aktionäre und Hauptversammlung

Die Aktionäre der EnBW nehmen ihre Rechte in der Hauptversammlung wahr und üben dort ihr Stimmrecht aus. Im Vorfeld der Hauptversammlung veröffentlicht die EnBW die Tagesordnung und alle zu deren Beurteilung relevanten Berichte und Unterlagen einschließlich des aktuellen Geschäftsberichts über das letzte abgeschlossene Geschäftsjahr leicht zugänglich im Internet unter http://hv.enbw.com. Fristgerecht eingehende Gegenanträge zur Tagesordnung der Hauptversammlung werden ebenfalls auf den Internetseiten zugänglich gemacht.

Unsere Aktionäre haben auch die Möglichkeit, von der Gesellschaft benannte Stimmrechtsvertreter zu bevollmächtigen, wenn sie nicht persönlich an der Hauptversammlung teilnehmen können.

Die Hauptversammlungen wurden in den vergangenen Jahren jeweils bis zum Ende der Rede des Vorstandsvorsitzenden live im Internet übertragen.

Compliance

Compliance als Summe der Maßnahmen zur Einhaltung von gesetzlichen Bestimmungen und unternehmensinternen Richtlinien wird bei der EnBW als wesentliche Leitungs- und Überwachungsaufgabe verstanden. Seit dem Jahr 2009 hat der Bereich Compliance eine konzernweite Compliance-Organisation aufgebaut und die erforderlichen Richtlinien sowie Prozesse definiert. Inhaltlich befasst sich der Bereich Compliance mit der Prävention, Aufdeckung und Sanktionierung von Korruption, der Prävention von Verstößen gegen das Wettbewerbs- und Kartellrecht, der Geldwäscheprävention sowie dem Datenschutz.

Die regelmäßigen Präsenzschulungen nehmen aktuelle Compliance-Themen auf. Ein Schwerpunkt der Compliance-Arbeit liegt in der Vermittlung einer Compliance-Kultur. Daneben ist die Notwendigkeit und Durchführung von Kontrollen zur Sicherstellung der Einhaltung von Regeln ebenfalls Gegenstand der Compliance-Tätigkeit. Die selektive Internationalisierung der EnBW wird durch den Bereich Compliance und Datenschutz begleitet.

Im Compliance-Committee sind die wichtigsten Compliance-Funktionen des Konzerns vertreten. Über dieses Gremium koordiniert der Bereich Compliance die konzernweiten Compliance-Aktivitäten. Die Umsetzung der zentral definierten Compliance-Maßnahmen in den dezentralen Einheiten wird über das Compliance-Forum gesteuert, in dem Compliance-Beauftragte der wesentlichen Konzerngesellschaften und Geschäftseinheiten vertreten sind.

Im jährlichen Compliance- und Datenschutz-Programm der EnBW werden auf Basis eines konzernweit durchgeführten Compliance-Risk-Assessments die präventiven Compliance-Maßnahmen festgelegt. Dazu zählen Kommunikations- und Schulungsmaßnahmen, die Einführung und Weiterentwicklung von Richtlinien und Prozessen, das zentral gesteuerte Richtlinien-Management oder die Geschäftspartnerprüfung. Bei allen Compliance-Aktivitäten wird der Aspekt der Compliance-Kultur berücksichtigt. So sollen insbesondere Schulungsmaßnahmen zur Fortentwicklung einer Compliance-Kultur beitragen, die ihrerseits einen Beitrag zur Vermeidung von Compliance-Verstößen leistet.

Interne und externe Hinweisgeber können Compliance-Verstöße und Verdachtsfälle an den Bereich Compliance oder an den Ombudsmann der EnBW als externe Anlaufstelle melden. Der Ombudsmann kann Hinweisgebern auf Wunsch absolute Vertraulichkeit und Anonymität gegenüber der EnBW zusichern. Gemeldete Verstöße und Verdachtsfälle werden anschließend von der Taskforce des Compliance-Committees nach einem standardisierten Verfahren bearbeitet. Die Leiterin des Bereichs Compliance berichtet jedes Quartal an den Vorstand und den Prüfungsausschuss des Aufsichtsrats über den Stand der Maßnahmenumsetzung und über aktuelle Compliance-Verstöße. Dem Aufsichtsrat wird ein Jahresbericht erstattet.

Das Compliance-Management-System (CMS) wird kontinuierlich weiterentwickelt und überprüft.

Vergütung von Vorstand und Aufsichtsrat

Die Vergütung des Vorstands und des Aufsichtsrats ist jeweils in einem detaillierten Vergütungsbericht dargestellt, der gemäß Ziffer 4.2.5 des DCGK als eigenständiger Abschnitt in den Lagebericht des Integrierten Geschäftsberichts 2019 auf den Seiten 110 bis 118 aufgenommen wurde und auf den an dieser Stelle verwiesen wird. Im Bericht über die Vergütung des Vorstands ist das vom Aufsichtsrat im Jahr 2017 beschlossene und von der Hauptversammlung vom 8. Mai 2018 gebilligte neue System der variablen Vorstandsvergütung ausführlich dargestellt.

Transparenz

Die EnBW schafft fortlaufend die vom DCGK geforderte Transparenz, indem sie die Aktionäre, den Kapitalmarkt, Finanzanalysten, Aktionärsvereinigungen und die interessierte Öffentlichkeit aktuell über wesentliche geschäftliche Veränderungen im Unternehmen informiert. Um eine zeitnahe und gleichmäßige Information aller Interessengruppen zu gewährleisten, wird hierzu hauptsächlich das Internet genutzt.

Über die Geschäftslage der EnBW wird insbesondere durch den jährlichen Integrierten Geschäftsbericht, durch unterjährige Finanzinformationen, die Bilanzpressekonferenz, Telefonkonferenzen im Zusammenhang mit den Quartals- und Jahresergebnissen sowie durch Veranstaltungen mit Analysten informiert. Die entsprechenden Unterlagen sind auf den Internetseiten der EnBW öffentlich zugänglich. Der auf unseren Internetseiten ebenfalls unter www.enbw.com/finanzkalender veröffentlichte Finanzkalender enthält - mit ausreichendem zeitlichen Vorlauf - alle Termine der Veröffentlichungen der Integrierten Geschäftsberichte, der unterjährigen Finanzinformationen sowie der Hauptversammlung und von Bilanzpresse- und Analystenkonferenzen.

Sollten außerhalb der regelmäßigen Berichterstattung konkrete Informationen über nicht öffentlich bekannte Umstände auftreten, die sich auf die EnBW oder auf die von der EnBW ausgegebenen Aktien und Anleihen beziehen und geeignet sind, den Börsenkurs dieser Wertpapiere erheblich zu beeinflussen, machen wir diese Insiderinformationen durch Ad-hoc-Mitteilungen bekannt. Im Geschäftsjahr 2019 wurde keine Ad-hoc-Mitteilung veröffentlicht.

Der EnBW sind im Geschäftsjahr 2019 keine Meldungen von Personen mit Führungsaufgaben oder mit diesen in einer engen Beziehung stehenden Personen über Geschäfte in EnBW-Aktien oder EnBW-Anleihen oder sich darauf beziehenden Finanzinstrumenten zugegangen. Auch mitteilungspflichtiger Wertpapierbesitz von Mitgliedern des Vorstands und des Aufsichtsrats lag nicht vor.

Rechnungslegung und Abschlussprüfung

Die Rechnungslegung erfolgt bei der EnBW nach den International Financial Reporting Standards (IFRS). Die Hauptversammlung vom 8. Mai 2019 hat die Ernst & Young GmbH Wirtschaftsprüfungsgesellschaft, Stuttgart, für das Geschäftsjahr 2019 zum Abschlussprüfer und Konzernabschlussprüfer sowie zum Abschlussprüfer für die prüferische Durchsicht des im Halbjahresfinanzbericht enthaltenen verkürzten Abschlusses und Zwischenlageberichts sowie für eine etwaige prüferische Durchsicht zusätzlicher unterjähriger Finanzinformationen im Sinne von § 115 Abs. 7 Wertpapierhandelsgesetz (WpHG) im Geschäftsjahr 2019 gewählt. Gleichzeitig wurde die Ernst & Young GmbH Wirtschaftsprüfungsgesellschaft zum Prüfer für eine etwaige prüferische Durchsicht zusätzlicher unterjähriger Finanzinformationen im Sinne von § 115 Abs. 7 WpHG im Geschäftsjahr 2020 gewählt, sofern eine solche prüferische Durchsicht vor der nächsten Hauptversammlung erfolgt.

Der Vorstand erörtert die unterjährigen Finanzinformationen mit dem Prüfungsausschuss vor deren Veröffentlichung. Der Konzernabschluss für das Geschäftsjahr 2019 ist innerhalb von 90 Tagen nach Geschäftsjahresende und die Quartalsmitteilungen beziehungsweise der Halbjahresfinanzbericht des Geschäftsjahres 2019 sind binnen 45 Tagen nach Ende des jeweiligen Berichtszeitraums öffentlich zugänglich gemacht worden.

Die Ernst & Young GmbH Wirtschaftsprüfungsgesellschaft wurde vom Prüfungsausschuss und für diesen von seiner Vorsitzenden entsprechend mit der Prüfung beauftragt. Der Ausschuss hat sich im Vorfeld der Hauptversammlung vergewissert, dass an der Unabhängigkeit der zu beauftragenden Wirtschaftsprüfungsgesellschaft keine Zweifel bestehen, und vor Unterbreitung des Wahlvorschlags für einen Abschlussprüfer eine Unabhängigkeitserklärung eingeholt. Diese Erklärung erstreckt sich auch darauf, in welchem Umfang im vorausgegangenen Geschäftsjahr andere Leistungen für die EnBW, insbesondere auf dem Beratungssektor, erbracht wurden beziehungsweise für das folgende Geschäftsjahr vertraglich vereinbart sind. In der Vereinbarung mit dem Abschlussprüfer wurde festgelegt, dass der Prüfungsausschuss über während der Prüfung auftretende mögliche Ausschluss- oder Befangenheitsgründe unverzüglich unterrichtet wird, soweit diese nicht unverzüglich beseitigt werden. Weiterhin wurde vereinbart, dass der Abschlussprüfer über alle für die Aufgaben des Aufsichtsrats wesentlichen Feststellungen und Vorkommnisse unverzüglich berichtet, die bei der Durchführung der Abschlussprüfung zu seiner Kenntnis gelangen, und dass er den Aufsichtsrat darüber informiert beziehungsweise im Prüfungsbericht vermerkt, wenn er bei Durchführung der Abschlussprüfung Tatsachen feststellt, die eine Unrichtigkeit der von Vorstand und Aufsichtsrat abgegebenen Entsprechenserklärung nach § 161 AktG ergeben.

Der Prüfungsausschuss und für diesen seine Vorsitzende hat die Ernst & Young GmbH Wirtschaftsprüfungsgesellschaft darüber hinaus auch beauftragt, die für den Berichtszeitraum zu veröffentlichende nichtfinanzielle Erklärung zu prüfen.

Aktienoptionsprogramme oder ähnliche wertpapierorientierte Anreizsysteme der Gesellschaft bestanden im Berichtszeitraum beziehungsweise bestehen derzeit bei der EnBW nicht.

Entsprechenserklärung

Vorstand und Aufsichtsrat der EnBW Energie Baden-Württemberg AG haben am 4. Dezember 2019 gemäß § 161 AktG erklärt:

"Die EnBW Energie Baden-Württemberg AG hat den im Bundesanzeiger bekannt gemachten Empfehlungen der Regierungskommission Deutscher Corporate Governance Kodex seit der letzten Entsprechenserklärung vom 5. Dezember 2018 in der jeweils geltenden Fassung uneingeschränkt entsprochen und wird ihnen in der Fassung vom 7. Februar 2017 auch künftig uneingeschränkt entsprechen."

Die Erklärung wurde auch separat unter www.enbw.com/deutscher-corporate-governance-kodex veröffentlicht. Dort werden auch die Entsprechenserklärungen der EnBW seit dem Jahr 2002 zugänglich gehalten.

Stellungnahme zu den Anregungen des Corporate Governance Kodex

Gemäß Ziffer 3.10 Satz 2 DCGK erklären Vorstand und Aufsichtsrat, dass die EnBW im vergangenen Geschäftsjahr mit folgender Ausnahme auch den Anregungen des DCGK entsprochen hat:

Ziffer 2.3.4 des Kodex: Verfolgung der Hauptversammlung über moderne Kommunikationsmedien

Die EnBW überträgt die Hauptversammlung in Übereinstimmung mit einer verbreiteten Praxis bis zum Ende des Berichts des Vorstandsvorsitzenden im Internet. Eine Übertragung der gesamten Hauptversammlung würde aufgrund des geringen Streubesitzes der EnBW-Aktie und der bei EnBW-Hauptversammlungen üblichen hohen Aktionärspräsenz den zusätzlichen Aufwand nicht rechtfertigen.

Karlsruhe, den 4. März 2020

EnBW Energie Baden-Württemberg AG

Für den Vorstand

Colette Rückert-Hennen

Für den Aufsichtsrat

Lutz Feldmann

Jahresabschluss 2019

des EnBW-Konzerns

Der Konzernabschluss wurde vom Aufsichtsrat der EnBW Energie Baden-Württemberg AG am 20. März 2020 gebilligt.

Gewinn- und Verlustrechnung

in Mio. € (1)	Anhang	2019	2018	Veränderung in %
Umsatzerlöse inklusive Strom- und Energiesteuern		19.270,7	21.391,0	-9,9
Strom- und Energiesteuern		-505,7	-575,6	-12,1
Umsatzerlöse	(1)	18.765,0	20.815,4	-9,9
Bestandsveränderung		18,3	13,9	31,7
Andere aktivierte Eigenleistungen		148,1	102,1	45,1
Sonstige betriebliche Erträge	(2)	1.544,0	1.185,1	30,3
Materialaufwand	(3)	-14.841,1	-16.838,1	-11,9
Personalaufwand	(4)	-2.007,0	-1.871,8	7,2
Wertberichtigungsaufwand	(25)	-89,2	-36,7	143,1
Sonstige betriebliche Aufwendungen	(5)	-1.292,9	-1.280,3	1,0
EBITDA		2.245,2	2.089,6	7,4
Abschreibungen	(6)	-1.648,5	-1.213,8	35,8
Ergebnis der betrieblichen Tätigkeit (EBIT)		596,7	875,8	-31,9
Beteiligungsergebnis	(7)	401,3	100,9
davon Ergebnis at equity bewerteter Unternehmen		(28,9)	(-24,1)
davon übriges Beteiligungsergebnis		(372,4)	(125,0)
Finanzergebnis	(8)	-95,8	-380,4	-74,8
davon Finanzerträge		(537,1)	(295,5)	(81,8)
davon Finanzaufwendungen		(-632,9)	(-675,9)	(-6,4)
Ergebnis vor Ertragsteuern (EBT)		902,2	596,3	51,3
Ertragsteuern	(9)	2,1	-128,7	-101,6
Konzernüberschuss		904,3	467,6	93,4
davon auf nicht beherrschende Anteile entfallendes Ergebnis		(170,1)	(133,4)	(27,5)
davon auf die Aktionäre der EnBW AG entfallendes Ergebnis		(734,2)	(334,2)	(119,7)
Aktien im Umlauf (Mio. Stück), gewichtet		270,855	270,855	0,0
Ergebnis je Aktie aus Konzernüberschuss (€) (2)	(24)	2,71	1,23	119,7

(1) Vorjahreszahlen angepasst. Weitere Angaben im Anhang unter "Änderungen der Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden".

(2) Verwässert und unverwässert; bezogen auf das auf die Akionäre der EnBW AG entfallende Ergebnis.

Gesamtergebnisrechnung

in Mio. €	Anhang	2019	2018	Veränderung in %
Konzernüberschuss		904,3	467,6	93,4
Neubewertung von Pensionen und ähnlichen Verpflichtungen	(20)	-1.028,3	-110,0
At equity bewertete Unternehmen	(13)	-0,3	0,0
Ertragsteuern auf ergebnisneutral erfasste Aufwendungen und Erträge	(9)	300,8	31,8
Summe der direkt im Eigenkapital erfassten Aufwendungen und Erträge ohne künftige ergebniswirksame Umgliederung		-727,8	-78,2	-
Unterschied aus der Währungsumrechnung		24,2	5,1
Cashflow Hedge	(25)	131,8	-143,8
Finanzielle Vermögenswerte erfolgsneutral zum beizulegenden Zeitwert	(14)	18,7	-16,2
At equity bewertete Unternehmen	(13)	-2,9	1,0
Ertragsteuern auf ergebnisneutral erfasste Aufwendungen und Erträge	(9)	-49,6	81,5
Summe der direkt im Eigenkapital erfassten Aufwendungen und Erträge mit künftiger ergebniswirksamer Umgliederung		122,2	-72,4	-
Summe der direkt im Eigenkapital erfassten Aufwendungen und Erträge		-605,6	-150,6	-
Gesamtergebnis		298,7	317,0	-5,8
davon auf nicht beherrschende Anteile entfallendes Ergebnis		(153,4)	(132,6)	15,7
davon auf die Aktionäre der EnBW AG entfallendes Ergebnis		(145,3)	(184,4)	-21,2

Bilanz

Aktiva

in Mio. €	Anhang	31.12.2019	31.12.2018
Langfristige Vermögenswerte
Immaterielle Vermögenswerte	(10)	3.347,4	1.748,7
Sachanlagen	(11),(12)	18.552,7	15.867,5
At equity bewertete Unternehmen	(13)	1.064,0	1.600,2
Übrige finanzielle Vermögenswerte	(14)	6.356,9	5.426,5
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen	(15)	331,3	302,0
Sonstige langfristige Vermögenswerte	(16)	756,2	741,8
Latente Steuern	(21)	1.214,0	1.059,3
		31.622,5	26.746,0
Kurzfristige Vermögenswerte
Vorratsvermögen		1.066,1	1.192,0
Finanzielle Vermögenswerte	(17)	448,6	774,7
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen	(15)	3.976,8	4.515,7
Sonstige kurzfristige Vermögenswerte	(16)	4.809,4	3.788,9
Flüssige Mittel	(18)	1.363,8	2.249,4
		11.664,7	12.520,7
Zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte	(23)	0,9	342,3
		11.665,6	12.863,0
		43.288,1	39.609,0
Passiva
Eigenkapital	(19)
Anteile der Aktionäre der EnBW AG
Gezeichnetes Kapital		708,1	708,1
Kapitalrücklage		774,2	774,2
Gewinnrücklagen		5.234,5	4.676,4
Eigene Aktien		-204,1	-204,1
Kumulierte erfolgsneutrale Veränderungen		-2.565,6	-1.976,7
		3.947,1	3.977,9
Nicht beherrschende Anteile		3.498,0	2.295,4
		7.445,1	6.273,3
Langfristige Schulden
Rückstellungen	(20)	14.333,1	13.246,0
Latente Steuern	(21)	890,0	774,8
Finanzverbindlichkeiten	(22)	7.360,7	6.341,4
Übrige Verbindlichkeiten und Zuschüsse	(22)	2.155,9	1.674,7
		24.739,7	22.036,9
Kurzfristige Schulden
Rückstellungen	(20)	1.535,9	1.549,9
Finanzverbindlichkeiten	(22)	830,2	654,8
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen	(22)	4.055,1	5.039,8
Übrige Verbindlichkeiten und Zuschüsse	(22)	4.682,1	4.033,1
		11.103,3	11.277,6
Schulden in Verbindung mit zur Veräußerung gehaltenen Vermögenswerten	(23)	0,0	21,2
		11.103,3	11.298,8
		43.288,1	39.609,0

Kapitalflussrechnung

in Mio. € (1)	Anhang	2019	2018
1. Operativer Bereich
EBITDA		2.245,2	2.089,6
Veränderung der Rückstellungen	(20)	-416,0	-394,6
Ergebnis aus Veräußerungen des Anlagevermögens	(2),(5)	-18,5	-88,4
Sonstige zahlungsunwirksame Aufwendungen/Erträge	(2),(3),(5)	64,8	-27,6
Veränderung der Vermögenswerte und Verbindlichkeiten aus operativer Geschäftstätigkeit		-759,4	-480,7
Vorräte		(-160,4)	(-201,7)
Saldo aus Forderungen und Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen	(15),(22)	(-517,8)	(49,6)
Saldo aus sonstigen Vermögenswerten und Schulden	(16),(22)	(-81,2)	(-328,6)
Gezahlte Ertragsteuern	(9),(16),(22)	-409,1	-270,7
Operating Cashflow		707,0	827,6
2. Investitionsbereich
Investitionen in immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen	(10),(11)	-1.947,8	-1.369,5
Verkäufe von immateriellen Vermögenswerten und Sachanlagen	(10),(11)	50,1	77,3
Zugänge von Baukosten- und Investitionszuschüssen	(22)	90,4	86,1
Erwerb von vollkonsolidierten und at equity bewerteten Unternehmen sowie von Anteilen an gemeinschaftlichen Tätigkeiten	(13)	-1.135,1	-297,6
Verkauf von vollkonsolidierten und at equity bewerteten Unternehmen sowie von Anteilen an gemeinschaftlichen Tätigkeiten	(13)	68,3	297,9
Investitionen in sonstige finanzielle Vermögenswerte	(14),(17)	-722,6	-750,4
Einzahlungen aus dem Verkauf sonstiger finanzieller Vermögenswerte	(14),(17)	1.014,0	765,3
Einzahlungen/Auszahlungen aufgrund von Finanzmittelanlagen im Rahmen der kurzfristigen Finanzdisposition	(17),(22)	-20,9	10,5
Erhaltene Zinsen	(8)	111,6	94,4
Erhaltene Dividenden	(7)	174,9	190,2
Cashflow aus Investitionstätigkeit		-2.317,1	-895,8
3. Finanzierungsbereich
Gezahlte Zinsen Finanzierungsbereich	(8)	-214,9	-247,0
Gezahlte Dividenden	(19)	-316,5	-312,8
Einzahlungen aus Anteilsveränderungen weiterhin vollkonsolidierter Unternehmen	(19)	23,4	4,6
Auszahlungen aus Anteilsveränderungen weiterhin vollkonsolidierter Unternehmen		-0,8	0,0
Aufnahme von Finanzverbindlichkeiten	(22)	3.148,6	1.125,1
Tilgung von Finanzverbindlichkeiten	(22)	-2.038,7	-1.425,4
Tilgung von Leasingverbindlichkeiten	(22)	-108,3
Auszahlungen aus Kapitalveränderungen bei nicht beherrschenden Anteilen	(19)	59,1	-51,8
Cashflow aus Finanzierungstätigkeit		551,9	-907,3
Zahlungswirksame Veränderung der flüssigen Mittel	(18)	-1.058,2	-975,5
Veränderung der flüssigen Mittel aufgrund von Konsolidierungskreisänderungen	(18)	169,3	6,6
Währungskursveränderung der flüssigen Mittel	(18)	3,1	5,5
Veränderung der flüssigen Mittel aufgrund der Risikovorsorge	(18)	0,2	0,2
Veränderung der flüssigen Mittel	(18)	-885,6	-963,2
Flüssige Mittel am Anfang der Periode	(18)	2.249,4	3.212,6
Flüssige Mittel am Ende der Periode	(18)	1.363,8	2.249,4

(1) Weitere Angaben im Anhang unter (32) "Angaben zur Kapitalflussrechnung".

Eigenkapitalveränderungsrechnung

				Kumulierte erfolgsneutrale Veränderungen
in Mio. € (1)	Gezeichnetes Kapital und Kapitalrücklage (2)	Gewinnrücklagen	Eigene Aktien	Neubewertung von Pensionen und ähnlichen Verpflichtungen	Unterschied aus der Währungsumrechnung	Cashflow Hedge
Anhang				(20)		(25)
Stand: 1.1.2018	1.482,3	4.479,3	-204,1	-1.716,9	-12,0	-109,2
Kumulierte erfolgsneutrale Veränderungen				-74,6	3,2	-68,2
Konzernüberschuss		334,2
Gesamtergebnis	0,0	334,2	0,0	-74,6	3,2	-68,2
Dividenden		-135,4
Übrige Veränderungen (3)		-1,7
Stand: 31.12.2018	1.482,3	4.676,4	-204,1	-1.791,5	-8,8	-177,4
Kumulierte erfolgsneutrale Veränderungen				-712,0	17,3	95,8
Konzernüberschuss		734,2
Gesamtergebnis	0,0	734,2	0,0	-712,0	17,3	95,8
Dividenden		-176,1
Übrige Veränderungen (3)
Stand: 31.12.2019	1.482,3	5.234,5	-204,1	-2.503,5	8,5	-81,6

	Kumulierte erfolgsneutrale Veränderungen
in Mio. € (1)	Finanzielle Vermögenswerte erfolgsneutral zum beizulegenden Zeitwert	At equity bewertete Unternehmen	Anteile der Aktionäre der EnBW AG	Nicht beherrschende Anteile	Summe
Anhang	(14)	(13)
Stand: 1.1.2018	10,9	0,3	3.930,6	2.327,2	6.257,8
Kumulierte erfolgsneutrale Veränderungen	-11,2	1,0	-149,8	-0,8	-150,6
Konzernüberschuss			334,2	133,4	467,6
Gesamtergebnis	-11,2	1,0	184,4	132,6	317,0
Dividenden			-135,4	-139,2	-274,6
Übrige Veränderungen (3)			-1,7	-25,2	-26,9
Stand: 31.12.2018	-0,3	1,3	3.977,9	2.295,4	6.273,3
Kumulierte erfolgsneutrale Veränderungen	13,3	-3,3	-588,9	-16,7	-605,6
Konzernüberschuss			734,2	170,1	904,3
Gesamtergebnis	13,3	-3,3	145,3	153,4	298,7
Dividenden			-176,1	-121,9	-298,0
Übrige Veränderungen (3)			0,0	1.171,1	1.171,1
Stand: 31.12.2019	13,0	-2,0	3.947,1	3.498,0	7.445,1

(1) Weitere Angaben im Anhang unter (19) "Eigenkapital".

(2) Davon gezeichnetes Kapital 708,1 Mio. € (31.12.2018: 708,1 Mio. €, 1.1.2018: 708,1 Mio. €) und Kapitalrücklage 774,2 Mio. € (31.12.2018: 774,2 Mio. €, 1.1.2018: 774,2 Mio. €).

(3) Davon Veränderung der Gewinnrücklagen aufgrund von Anteilsänderungen an Tochterunternehmen, die nicht zu einem Verlust der Beherrschung führen in Höhe von 0,0 Mio. € (Vorjahr: -1,7 Mio. €). Davon Veränderung der nicht beherrschenden Anteile aufgrund von Anteilsänderungen an Tochterunternehmen, die nicht zu einem Verlust der Beherrschung führen in Höhe von 26,0 Mio. € (Vorjahr: 6,2 Mio. €).

Anhang zum Jahresabschluss 2019

des EnBW-Konzerns

Allgemeine Grundlagen

Die EnBW Energie Baden-Württemberg AG (EnBW) als oberstes Mutterunternehmen des EnBW-Konzerns stellt den Konzernabschluss entsprechend § 315 e Abs. 1 Handelsgesetzbuch (HGB) gemäß den am Bilanzstichtag verpflichtend in der Europäischen Union anzuwendenden International Financial Reporting Standards (IFRS) auf. Zusätzlich werden die Interpretationen des International Financial Reporting Interpretations Committee (IFRIC) beachtet. Noch nicht verpflichtend in Kraft getretene IFRS und Interpretationen werden nicht angewendet. Der Konzernabschluss entspricht damit den vom International Accounting Standards Board (IASB) veröffentlichten IFRS und Interpretationen, soweit diese in EU-Recht übernommen wurden.

Der Konzernabschluss wird in Millionen Euro (Mio. €) ausgewiesen. Neben der Gewinn- und Verlustrechnung werden die Gesamtergebnisrechnung, die Bilanz, die Kapitalflussrechnung sowie die Eigenkapitalveränderungsrechnung des EnBW-Konzerns gesondert dargestellt. Bei Einzel- wie auch Summenwerten kann es zu Rundungsdifferenzen kommen.

Zur übersichtlicheren Darstellung sind in der Gewinn- und Verlustrechnung sowie in der Bilanz Posten zusammengefasst und im Anhang gesondert aufgeführt und erläutert. Aus rechentechnischen Gründen können Rundungsdifferenzen auftreten.

Die Gewinn- und Verlustrechnung wird nach dem Gesamtkostenverfahren aufgestellt.

Wesentliche Ereignisse im Berichtszeitraum werden im Kapitel "Unternehmenssituation des EnBW-Konzerns" im Lagebericht erläutert.

Aufgrund der Erstanwendung des IFRS 16 im Geschäftsjahr 2019 unter Verwendung des modifizierten retrospektiven Ansatzes sind die Berichte der Geschäftsjahre 2019 und 2018 nur eingeschränkt vergleichbar.

Der Konzernabschluss wird auf den Stichtag des Jahresabschlusses des Mutterunternehmens aufgestellt. Das Geschäftsjahr des Mutterunternehmens ist das Kalenderjahr.

Der Sitz der Gesellschaft ist Karlsruhe, Deutschland. Die Anschrift lautet EnBW Energie Baden-Württemberg AG, Durlacher Allee 93, 76131 Karlsruhe. Sie ist beim Amtsgericht Mannheim unter der HRB-Nr. 107956 eingetragen.

Die Hauptaktivitäten der EnBW sind den Angaben zur Segmentberichterstattung zu entnehmen.

Der Vorstand der EnBW hat den Konzernabschluss am 4. März 2020 aufgestellt und freigegeben.

Konsolidierungsgrundsätze

Die in die Konsolidierung einbezogenen Abschlüsse der in- und ausländischen Unternehmen wurden einheitlich nach den bei der EnBW geltenden Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden aufgestellt.

Unternehmenserwerbe werden nach der Erwerbsmethode bilanziert. Die Anschaffungskosten eines Unternehmenserwerbs ergeben sich aus den beizulegenden Zeitwerten der hingegebenen Vermögenswerte und der eingegangenen oder übernommenen Verbindlichkeiten zum Erwerbszeitpunkt. Die Bewertung von nicht beherrschenden Anteilen erfolgt zum anteiligen beizulegenden Zeitwert der identifizierten Vermögenswerte und der übernommenen Verbindlichkeiten. Anschaffungsnebenkosten werden zum Zeitpunkt ihres Entstehens als Aufwand erfasst. Bei sukzessiven Unternehmenszusammenschlüssen wird zum Zeitpunkt der Erlangung der Beherrschung der vom Erwerber zuvor an dem erworbenen Unternehmen gehaltene Eigenkapitalanteil zum beizulegenden Zeitwert zum Erwerbszeitpunkt neu bestimmt und der daraus resultierende Gewinn oder Verlust wird erfolgswirksam erfasst. Ein Unterschiedsbetrag zwischen den Anschaffungskosten eines Unternehmenserwerbs zuzüglich des Betrags aller nicht beherrschenden Anteile an dem erworbenen Unternehmen und den erworbenen identifizierbaren Vermögenswerten, übernommenen Schulden und Eventualverbindlichkeiten wird, falls aktivisch, als Geschäfts- oder Firmenwert ausgewiesen oder, falls passivisch, nach nochmaliger Überprüfung erfolgswirksam vereinnahmt.

Eine Veränderung der Höhe der Beteiligung an einem weiterhin vollkonsolidierten Unternehmen wird als Eigenkapitaltransaktion bilanziert. Zum Zeitpunkt des Beherrschungsverlusts werden sämtliche verbliebenen Anteile zum beizulegenden Zeitwert neu bewertet.

Forderungen, Verbindlichkeiten und Rückstellungen zwischen konsolidierten Unternehmen werden aufgerechnet. Konzerninterne Erträge werden mit den entsprechenden Aufwendungen verrechnet. Zwischenergebnisse werden eliminiert, sofern sie nicht von untergeordneter Bedeutung sind.

Konsolidierungskreis

Nach der Vollkonsolidierungsmethode werden alle Tochterunternehmen einbezogen, die vom Konzern beherrscht werden. Der Konzern beherrscht ein Beteiligungsunternehmen, wenn Risikobelastungen durch oder Anrechte auf schwankende Renditen aus seinem Engagement in dem Beteiligungsunternehmen vorliegen und der Konzern die Fähigkeit besitzt, seine Verfügungsgewalt über das Beteiligungsunternehmen dergestalt zu nutzen, dass dadurch die Höhe der Rendite des Beteiligungsunternehmens beeinflusst wird. Bei der Vollkonsolidierung werden die Vermögenswerte und Schulden einer Tochtergesellschaft vollständig in den Konzernabschluss übernommen.

Die Equity-Bewertung kommt zur Anwendung, wenn eine gemeinsame Vereinbarung in Form eines Gemeinschaftsunternehmens vorliegt oder wenn die Möglichkeit eines maßgeblichen Einflusses auf die Geschäftspolitik des assoziierten Unternehmens besteht, aber nicht die Voraussetzungen eines Tochterunternehmens vorliegen. Im Zugangszeitpunkt werden diese zu Anschaffungskosten bilanziert und in den Folgeperioden entsprechend dem fortgeschriebenen anteiligen Nettovermögen angesetzt. Die Buchwerte werden jährlich um die anteiligen Ergebnisse, die ausgeschütteten Dividenden und die sonstigen Eigenkapitalveränderungen erhöht oder vermindert. Bei der Bewertung von Anteilen bedeutet dies, dass nicht die Vermögenswerte und Schulden des Unternehmens im Konzernabschluss dargestellt werden, sondern nur dessen anteiliges Eigenkapital. Ein Geschäfts- oder Firmenwert ist im Beteiligungsansatz enthalten. Negative Unterschiedsbeträge werden im Beteiligungsergebnis ertragswirksam erfasst.

Gemeinsame Vereinbarungen, die als gemeinschaftliche Tätigkeiten klassifiziert sind, werden entsprechend unserem Anteil an den Vermögenswerten, Schulden, Erträgen und Aufwendungen in Übereinstimmung mit den jeweiligen maßgeblichen IFRS erfasst.

Anteile an Tochterunternehmen, an Gemeinschaftsunternehmen oder an assoziierten Unternehmen, die aus Konzernsicht von untergeordneter Bedeutung sind beziehungsweise aufgrund der Beteiligungsstruktur nicht beherrscht werden und auf die somit kein maßgeblicher Einfluss ausgeübt wird, werden zu fortgeführten Anschaffungskosten bilanziert. Indikatoren zur Bestimmung der Wesentlichkeit von Tochterunternehmen sind Umsatz, Ergebnis und Eigenkapital dieser Gesellschaften.

Wechselseitige Beteiligungen nach § 19 Abs. 1 Aktiengesetz (AktG) liegen im EnBW-Konzern nicht vor.

Der Konsolidierungskreis setzt sich wie folgt zusammen:

Art der Konsolidierung

Anzahl Unternehmen	31.12.2019	31.12.2018
Vollkonsolidierte Unternehmen	192	171
At equity bewertete Unternehmen	22	23
Gemeinschaftliche Tätigkeiten	3	3

Änderungen des Konsolidierungskreises

Von den im Rahmen der Vollkonsolidierung in den Konzernabschluss einbezogenen Unternehmen wurden im Berichtsjahr 15 (Vorjahr: 15) inländische Gesellschaften und 23 (Vorjahr: 17) ausländische Gesellschaften erstmals konsolidiert. Es wurden 3 (Vorjahr: keine) inländische und 2 (Vorjahr: 2) ausländische Gesellschaften entkonsolidiert. Darüber hinaus wurden 3 (Vorjahr: 5) inländische Gesellschaften und 9 (Vorjahr: keine) ausländische Gesellschaften verschmolzen.

Erstmalige Vollkonsolidierung von verbundenen Unternehmen 2019

Erstmalige Vollkonsolidierung Valeco

Zur Stärkung des Wind-onshore-Geschäfts erwarb die EnBW am 3. Juni 2019 100 % des Wind- und Solarprojektierers sowie Anlagenbetreibers Valeco S.A.S., Montpellier, Frankreich, von der Holding GAY und dem Minderheitsaktionär Caisse des dépôts et consignations (CDC). Valeco wird ab diesem Zeitpunkt im EnBW-Konzernabschluss vollkonsolidiert.

Zum Vollkonsolildierungszeitpunkt belief sich der beizulegende Zeitwert der Holding Valeco auf 603,6 Mio. €. Für die Transaktion fielen keine wesentlichen Anschaffungsnebenkosten an. Der Kaufpreis wurde in Form von flüssigen Mitteln beglichen. Die Höhe des Geschäfts- oder Firmenwerts ist aufgrund der noch nicht abgeschlossenen Ermittlung der beizulegenden Zeitwerte der Vermögenswerte und Schulden vorläufig. Er repräsentiert insbesondere künftige Geschäftsgenerierung und ist für Steuerzwecke nicht abzugsfähig.

Valeco trug im Geschäftsjahr 2019 ab Vollkonsolidierung 18,0 Mio. € zu den Umsatzerlösen und -3,2 Mio. € zum Ergebnis nach Steuern bei. Bei einer Vollkonsolidierung seit Beginn des Jahres hätten sich die Konzernumsatzerlöse um 18,0 Mio. € auf 18.783,0 Mio. € erhöht und das Ergebnis nach Ertragsteuern hätte sich um 3,2 Mio. € auf 901,1 Mio. € verringert.

Durch den Erwerb wurden folgende Vermögenswerte und Schulden übernommen:

in Mio. €	Beizulegender Zeitwert
Immaterielle Vermögenswerte	148,2
Sachanlagen	146,5
Sonstige langfristige Vermögenswerte	282,6
Flüssige Mittel	41,9
Sonstige kurzfristige Vermögenswerte	24,5
Summe Vermögenswerte	643,7
Langfristige Schulden	246,4
Kurzfristige Schulden	33,5
Summe Schulden	279,9
Nettovermögen (1)	363,8
Nicht beherrschende Anteile	4,5
Beizulegender Zeitwert der Anteile	603,6
Geschäfts- oder Firmenwert	244,3

(1) Die Ermittlung der beizulegenden Zeitwerte der Vermögenswerte und Schulden ist noch nicht abgeschlossen, da noch Untersuchungen in Bezug auf die Vermögenswerte und Schulden ausstehen. Es wurden daher gemäß IFRS 3.45 provisorische Werte angesetzt.

Der beizulegende Zeitwert der Forderungen aus Lieferungen und Leistungen, die durch den Unternehmenszusammenschluss erworben wurden, beläuft sich auf 4,3 Mio. €. Es gab keine wesentlichen Einzelwertberichtigungen. Der Gesamtbetrag der Forderungen aus Lieferungen und Leistungen ist voraussichtlich im Wesentlichen einbringlich.

Erstmalige Vollkonsolidierung Plusnet

Der Ausbau der Aktivitäten im Telekommunikationsbereich mit dem Erwerb von 100 % der Plusnet GmbH, Köln, von der QSC AG am 30. Juni 2019 ist Teil der Strategie, die EnBW zu einem nachhaltigen Infrastrukturanbieter zu entwickeln. Die Gesellschaft wird ab diesem Zeitpunkt im EnBW-Konzernabschluss vollkonsolidiert. Plusnet verfügt über langjährige Erfahrungen mit dem Betrieb moderner Breitbandtechnologien sowie etablierter Vertriebskanäle und bewirtschaftet ein eigenes bundesweites Sprach-Daten-Netz.

Der beizulegende Zeitwert der Plusnet zum Vollkonsolidierungszeitpunkt belief sich auf 227,0 Mio. €. Für die Transaktion fielen keine wesentlichen Anschaffungsnebenkosten an. Der Kaufpreis wurde in Form von flüssigen Mitteln beglichen. Die Höhe des Geschäfts- oder Firmenwerts ist aufgrund der noch nicht abgeschlossenen Ermittlung der beizulegenden Zeitwerte der Vermögenswerte und Schulden vorläufig. Er repräsentiert insbesondere künftige Wachstumserwartungen und ist für Steuerzwecke nicht abzugsfähig.

Die Plusnet trug im Geschäftsjahr 2019 ab ihrer Vollkonsolidierung 148,0 Mio. € zu den Umsatzerlösen und 3,0 Mio. € zum Ergebnis nach Steuern bei. Bei einer Vollkonsolidierung seit Beginn des Jahres hätten sich die Konzernumsatzerlöse um 148,0 Mio. € auf 18.913,0 Mio. € sowie das Ergebnis nach Ertragsteuern um 3,0 Mio. € auf 907,3 Mio. € erhöht.

Durch den Erwerb wurden folgende Vermögenswerte und Schulden übernommen:

in Mio. €	Beizulegender Zeitwert
Immaterielle Vermögenswerte	114,2
Sachanlagen	93,4
Sonstige langfristige Vermögenswerte	18,7
Flüssige Mittel	35,9
Sonstige kurzfristige Vermögenswerte	47,3
Summe Vermögenswerte	309,5
Langfristige Schulden	77,4
Kurzfristige Schulden	72,2
Summe Schulden	149,6
Nettovermögen (1)	159,9
Beizulegender Zeitwert der Anteile	227,0
Geschäfts- oder Firmenwert	67,1

(1) Die Ermittlung der beizulegenden Zeitwerte der Vermögenswerte und Schulden ist noch nicht abgeschlossen, da noch Untersuchungen in Bezug auf die Vermögenswerte und Schulden ausstehen. Es wurden daher gemäß IFRS 3.45 provisorische Werte angesetzt.

Der beizulegende Zeitwert der Forderungen aus Lieferungen und Leistungen, die durch den Unternehmenszusammenschluss erworben wurden, beläuft sich auf 37,5 Mio. €. Es gab keine wesentlichen Einzelwertberichtigungen. Der Gesamtbetrag der Forderungen aus Lieferungen und Leistungen ist voraussichtlich im Wesentlichen einbringlich.

Vollkonsolidierung ohne Veränderung von Anteilen durch Erlangung der Beherrschung 2019

Vollkonsolidierung EnBW Hohe See

Durch das ab Inbetriebnahme des Windparks entfallende Einstimmigkeitserfordernis in der Gesellschafterversammlung hat die EnBW die Beherrschung an ihrer 50,11-prozentigen Beteiligung EnBW Hohe See GmbH & Co. KG, Hamburg, erlangt. Weiterer Anteilseigner ist ein Tochterunternehmen des kanadischen Energieinfrastrukturunternehmens Enbridge Inc., Calgary. Die EnBW Hohe See wird seit dem 1. Oktober 2019 im EnBW-Konzernabschluss vollkonsolidiert. Bei der EnBW Hohe See handelt es sich um einen Offshore-Windpark in der Nordsee, bestehend aus 71 Windkraftanlagen mit einer Gesamtleistung von 497 MW. Die EnBW hatte die Anteile der EnBW Hohe See im Konzernabschluss zuvor aufgrund fehlender Beherrschung infolge des Einstimmigkeitserfordernisses in der Gesellschafterversammlung während der Bauphase als Gemeinschaftsunternehmen nach der Equity-Methode erfasst.

Der beizulegende Zeitwert der Anteile der EnBW an der EnBW Hohe See zum Vollkonsolidierungszeitpunkt belief sich auf 1.094,3 Mio. €. Durch den Abgang der nach der Equity-Methode bewerteten Anteile an der EnBW Hohe See in Höhe von 847,0 Mio. € entstand ein Ertrag in Höhe von 247,3 Mio. €, der im Beteiligungsergebnis ausgewiesen wurde. Der Wert des nicht beherrschenden Anteils wurde anteilig anhand des identifizierbaren Nettovermögens der EnBW Hohe See bewertet und betrug 1.096,3 Mio. €.

Die EnBW Hohe See trug im Geschäftsjahr 2019 ab ihrer Vollkonsolidierung 68,4 Mio. € zu den Umsatzerlösen und 46,3 Mio. € zum Ergebnis nach Ertragsteuern bei. Aufgrund der erstmaligen Inbetriebnahme der EnBW Hohe See zum 1. Oktober 2019, hätten sich die Konzernumsatzerlöse und das Ergebnis nach Ertragsteuern bei einer Vollkonsolidierung seit Beginn des Jahres, nicht wesentlich erhöht.

Durch den Erwerb wurden folgende Vermögenswerte und Schulden übernommen:

in Mio. €	Beizulegender Zeitwert
Immaterielle Vermögenswerte	997,0
Sachanlagen	1.532,6
Flüssige Mittel	162,8
Sonstige kurzfristige Vermögenswerte	16,5
Summe Vermögenswerte	2.708,8
Langfristige Schulden	206,2
Kurzfristige Schulden	312,0
Summe Schulden	518,3
Nettovermögen (1)	2.190,6
Nicht beherrschende Anteile	1.096,3
Auf die Aktionäre der EnBW AG entfallendes Nettovermögen	1.094,3
Beizulegender Zeitwert der Anteile	1.094,3
Geschäfts- oder Firmenwert	0,0

(1) Die Ermittlung der beizulegenden Zeitwerte der Vermögenswerte und Schulden ist noch nicht abgeschlossen, da noch Untersuchungen in Bezug auf die Vermögenswerte und Schulden ausstehen. Es wurden daher gemäß IFRS 3.45 provisorische Werte angesetzt.

Der beizulegende Zeitwert der Forderungen aus Lieferungen und Leistungen, die durch den Unternehmenszusammenschluss erworben wurden, beläuft sich auf 8,5 Mio. €. Es gab keine wesentlichen Einzelwertberichtigungen. Der Gesamtbetrag der Forderungen aus Lieferungen und Leistungen ist voraussichtlich im Wesentlichen einbringlich, sodass der Bruttobetrag dem beizulegenden Zeitwert der Forderungen entspricht.

Vollkonsolidierung EnBW Albatros

Durch das ab Inbetriebnahme des Windparks am 6. Januar 2020 entfallende Einstimmigkeitserfordernis in der Gesellschafterversammlung hat die EnBW die Beherrschung an ihrer 50,11-prozentigen Beteiligung EnBW Albatros GmbH & Co. KG, Hamburg, erlangt. Weiterer Anteilseigner ist ein Tochterunternehmen des kanadischen Energieinfrastrukturunternehmens Enbridge Inc. Die EnBW Albatros wird ab dem 1. Januar 2020 im EnBW-Konzernabschluss vollkonsolidiert.

Die beizulegenden Zeitwerte der Vermögenswerte und Schulden werden derzeit ermittelt.

Veräußerung von at equity bewerteten Unternehmen 2019

Veräußerung von Anteilen an der EMB Energie Mark Brandenburg

Der EnBW-Konzern hat am 30. September 2019 seinen Anteil in Höhe von 25,1 % an der EMB Energie Mark Brandenburg GmbH, Potsdam, an die GASAG AG, Berlin, veräußert. Ein Ertrag in Höhe von 16,6 Mio. € wurde im Beteiligungsergebnis ausgewiesen. Der Veräußerungserlös floss der EnBW in Form von flüssigen Mitteln zu.

Erstmalige Vollkonsolidierung von verbundenen Unternehmen 2018

Erstmalige Vollkonsolidierung der EnBW Sverige Vind

Zur Stärkung des Wind-onshore-Geschäfts erwarb die EnBW am 19. Dezember 2018 100 % an der EnBW Sverige Vind AB, Falkenberg, Schweden (vormals Power Wind Partners AB), von den schwedischen Finanzinvestoren Proventus Invest AB, FAM AB, Unternehmen der Folksam-Gruppe und KPA Pensionsförsäkring AB. Die EnBW Sverige Vind wurde ab diesem Zeitpunkt im EnBW-Konzernabschluss vollkonsolidiert. Die EnBW Sverige Vind ist im Besitz von 47 Windenergieanlagen in Mittel- und Nordschweden mit einer Gesamtleistung von 95,5 MW. Des Weiteren gehören zwei Netzgesellschaften zu ihrem Anteilsbesitz. Die Inbetriebnahmen der Windenergieanlagen erfolgten zwischen 2007 und 2011.

Der beizulegende Zeitwert der EnBW Sverige Vind zum Vollkonsolidierungszeitpunkt belief sich auf 63,2 Mio. €. Für die Transaktion fielen keine wesentlichen Anschaffungsnebenkosten an. Der Kaufpreis wurde in Form von flüssigen Mitteln beglichen.

Bei einer Vollkonsolidierung seit Beginn des Jahres hätten sich die Konzernumsatzerlöse um 9,9 Mio. € auf 20.825,3 Mio. € erhöht und das Ergebnis nach Ertragsteuern hätte sich um 1,0 Mio. € auf 466,6 Mio. € verringert.

Durch den Erwerb wurden folgende Vermögenswerte und Schulden übernommen:

in Mio. €	Beizulegender Zeitwert
Immaterielle Vermögenswerte	2,4
Sachanlagen	66,5
Flüssige Mittel	0,9
Sonstige kurzfristige Vermögenswerte	3,0
Summe Vermögenswerte	72,8
Langfristige Schulden	6,7
Kurzfristige Schulden	2,9
Summe Schulden	9,6
Nettovermögen	63,2
Beizulegender Zeitwert der Anteile	63,2
Geschäfts- oder Firmenwert	0,0

Veränderung von Anteilen an vollkonsolidierten Unternehmen mit Verlust der Beherrschung 2018

Veräußerung von Anteilen an der VNG Norge

Der EnBW-Konzern hat am 28. September 2018 100 % der Kapitalanteile an der VNG Norge AS, Stavanger, Norwegen, und ihrer Tochtergesellschaft VNG Danmark ApS, Kopenhagen, Dänemark, an die Neptune Energy Norge AS, Sandnes, Norwegen, veräußert. Die VNG Norge und die VNG Danmark sind zuständig für die Öl- und Gasexploration und -produktion. Durch die Veräußerung wurde unter Berücksichtigung einer bedingten Zahlung in Höhe von 29,6 Mio. € ein Ertrag in Höhe von 81,6 Mio. € erzielt, der unter den sonstigen betrieblichen Erträgen ausgewiesen wird. Der Veräußerungserlös floss der EnBW in Form von flüssigen Mitteln zu. In Höhe von 21,8 Mio. € wurde 2019 die bedingte Kaufpreiszahlung ergebniswirksam ausgebucht.

Änderungen der Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden

Erstmalige Anwendung geänderter Rechnungslegungsstandards

Das IASB und das IFRIC haben folgende neue Standards beziehungsweise Änderungen an bestehenden Standards und folgende Interpretation neu verabschiedet, die ab dem Geschäftsjahr 2019 verpflichtend anzuwenden sind:

- IAS 19 Änderungen (2018) "Planänderungen, -kürzungen oder -abgeltungen"

- IAS 28 Änderungen (2017) "Langfristige Anteile an assoziierten Unternehmen und Gemeinschaftsunternehmen"

- IFRS 9 Änderungen (2017) "Finanzinstrumente: Vorzeitige Rückzahlungsoptionen mit negativer Vorfälligkeitsentschädigung"

- IFRIC 23 (2017) "Steuerrisikopositionen aus Ertragsteuern"

- Sammelstandard zur Änderung verschiedener IFRS (2017) "Verbesserungen der IFRS Zyklus 2015 - 2017"

Diese neuen Regelungen haben keine wesentlichen Auswirkungen auf den EnBW-Konzernabschluss.

- IFRS 9 (2019) Agenda-Entscheidung des IFRIC "Physische Abwicklung von Verträgen zum Kauf oder Verkauf eines nichtfinanziellen Postens": Aufgrund der Agenda-Entscheidung des IFRIC sind physisch zu erfüllende Termingeschäfte über den Kauf oder Verkauf nichtfinanzieller Posten, die erfolgswirksam als Derivat bilanziert werden, bei Erfüllung mit dem jeweiligen Spotpreis in den Umsatzerlösen, dem Materialaufwand oder den Vorräten zu erfassen. Die Bewertungen, die als sonstiger betrieblicher Ertrag beziehungsweise Aufwand erfasst wurden, dürfen bei Erfüllung des Termingeschäfts nicht mehr zurückgenommen werden. Eine bislang in der Energiewirtschaft übliche terminpreisbasierte Berichterstattung für physisch erfüllte Termingeschäfte im Anwendungsbereich des IFRS 9 kann vor dem Hintergrund dieser Entscheidung nicht länger beibehalten werden. Die Darstellung der aus diesen Geschäften resultierenden Umsatzerlöse und Materialaufwendungen entspricht somit künftig nicht mehr den vereinbarten Vertragspreisen und zeigt somit nicht den tatsächlichen wirtschaftlichen Erfolg.

Die Anwendung der IFRIC-Agenda-Entscheidung führte zu einer Anpassung der Vorjahreszahlen:

in Mio. €	2018 vor Anwendung der Agenda Entscheidung	Veränderung	2018 nach Anwendung der Agenda Entscheidung
Umsatzerlöse inklusive Strom- und Energiesteuern	21.193,1	197,9	21.391,0
Strom- und Energiesteuern	-575,6	0,0	-575,6
Umsatzerlöse	20.617,5	197,9	20.815,4
Sonstige betriebliche Erträge	1.116,7	68,4	1.185,1
Materialaufwand	-16.657,6	-180,5	-16.838,1
Sonstige betriebliche Aufwendungen	-1.194,5	-85,8	-1.280,3
EBITDA	2.089,6	0,0	2.089,6

Hierbei handelt es sich lediglich um eine Veränderung des Ausweises, die keine Auswirkung auf das Ergebnis des Konzerns hat.

Darüber hinaus hat das IASB folgenden neuen Standard verabschiedet, der ab dem Geschäftsjahr 2019 verpflichtend anzuwenden ist:

- IFRS 16 (2016) "Leasingverhältnisse": Der Standard ersetzt die bisherigen Regelungen zur Leasingbilanzierung nach IAS 17 sowie die zugehörigen Interpretationen IFRIC 4, SIC 15 und SIC 27. IFRS 16 ist verpflichtend auf Geschäftsjahre anzuwenden, die am oder nach dem 1. Januar 2019 beginnen. Der neue Standard führt ein einheitliches Bilanzierungsmodell für den Leasingnehmer ein, wonach der Leasingnehmer für alle Leasingverhältnisse einen Vermögenswert für das eingeräumte Nutzungsrecht und eine korrespondierende Leasingverbindlichkeit ansetzt. Während der Laufzeit des Leasingverhältnisses ist das Nutzungsrecht planmäßig abzuschreiben, die Folgebewertung der Leasingverbindlichkeit erfolgt unter Anwendung der Effektivzinsmethode. Die nach IAS 17 erfassten linearen Aufwendungen für Operating-Leasingverhältnisse werden durch Abschreibungsaufwendungen für die Nutzungsrechte und Zinsaufwendungen für die Schulden aus dem Leasingverhältnis ersetzt. Für den Leasinggeber bleiben die Bilanzierungsvorschriften und die damit einhergehende Klassifizierung von Leasingverhältnissen analog zu IAS 17 weitestgehend bestehen. Die Umstellung auf den neuen Standard erfolgt zum 1. Januar 2019 nach dem modifiziert retrospektiven Ansatz; Vorjahreswerte werden nicht angepasst. Ferner wird vom Wahlrecht Gebrauch gemacht, im Umstellungszeitpunkt das Nutzungsrecht am Leasinggegenstand in Höhe der Leasingverbindlichkeit anzusetzen. In diesem Zusammenhang wurden keine anfänglichen direkten Kosten bei der Bewertung des Nutzungsrechts berücksichtigt. Die Höhe der Leasingverbindlichkeit wurde unter Berücksichtigung der aktuellen Erkenntnisse zur Ausübung von vereinbarten Verlängerungs- und Kündigungsoptionen ermittelt.

Im Umstellungszeitpunkt nimmt der EnBW-Konzern die Erleichterungsmöglichkeit in Anspruch, IFRS 16 auf Leasingverhältnisse anzuwenden, die nach IAS 17 und IFRIC 4 bereits als Leasingverhältnisse eingestuft waren. Durch die Erstanwendung des IFRS 16 wurden zum 1. Januar 2019 Nutzungsrechte in Höhe von 509,7 Mio. € und Leasingverbindlichkeiten in Höhe von 521,0 Mio. € bilanziert. Die Differenz von 11,3 Mio. € von Leasingverbindlichkeiten zu Nutzungsrechten resultiert aus der Inanspruchnahme des Wahlrechts, anstelle einer Wertminderungsprüfung das Nutzungsrecht um Rückstellungen aus belastenden Leasingverträgen zu reduzieren. Die Erstanwendung des IFRS 16 führt in der Gewinn- und Verlustrechnung zu einer Verschiebung zwischen EBITDA und Abschreibungen sowie Zinsaufwand. Entsprechend erhöhte sich für das Geschäftsjahr 2019 das EBITDA um 114,2 Mio. €, die Abschreibungen um 110,1 Mio. € und die Zinsaufwendungen um 7,8 Mio. €. Die Erstanwendung des IFRS 16 führt in der Konzernkapitalflussrechnung durch das gestiegene EBITDA zu einem um 114,2 Mio. € höheren Operating Cashflow, gegenläufig vermindert sich der Cashflow aus Finanzierungstätigkeit durch den Tilgungs- und Zinsanteil der Leasingverbindlichkeit um 114,2 Mio. €.

Ausgehend von den operativen Leasingverpflichtungen zum 31. Dezember 2018 stellt sich die Überleitung auf den Eröffnungsbilanzwert der Leasingverbindlichkeiten zum 1. Januar 2019 wie folgt dar:

in Mio. €	1.1.2019
Operating-Leasingverpflichtungen zum 31.12.2018	499,7
Mindestleasingzahlungen (Nominalwert) der Verbindlichkeiten aus Finanzierungsleasing zum 31.12.2018	162,9
Erleichterung für kurzfristige Leasingverhältnisse	-14,8
Erleichterung für Leasingverhältnisse über Vermögenswerte von geringem Wert	-6,6
Nichtleasingkomponenten	1,5
Hinreichend sichere Verlängerungs- und Kündigungsoptionen	8,0
Variable indexbasierte Leasingzahlungen	0,8
Restwertgarantien	0,1
Sonstiges	51,4
Bruttoleasingverbindlichkeit zum 1.1.2019	703,0
Abzinsung	-82,3
Leasingverbindlichkeiten zum 1.1.2019	620,7
Barwert der Verbindlichkeiten aus Finanzierungsleasing zum 31.12.2018	-99,8
Zusätzliche Leasingverbindlichkeit durch Erstanwendung von IFRS 16 zum 1.1.2019	521,0

In Sonstiges sind unter anderem andere Laufzeitannahmen enthalten. Der gewichtete durchschnittliche Grenzfremdkapitalzinssatz betrug zum 1. Januar 2019 1,33 %. Im Konzern wurden folgende wesentliche Klassen zugrunde liegender Vermögenswerte von ehemaligen Operating-Leasingverhältnissen identifiziert, die aufgrund der neuen Rechnungslegung nach IFRS 16 bilanziert werden: Verteilungsanlagen und Netze, Immobilien, Grundstücke, Erzeugungsanlagen, Fahrzeuge und sonstige technische Anlagen.

Auswirkungen neuer, noch nicht anzuwendender Rechnungslegungsstandards

Das IASB und das IFRIC veröffentlichten die nachfolgenden Standards und Interpretationen, deren Anwendung voraussichtlich keine wesentlichen Auswirkungen auf den EnBW-Konzernabschluss haben wird. Die künftige Anwendung setzt die Übernahme durch die EU in europäisches Recht voraus.

- IAS 1 Änderungen (2020) "Klassifikation von Schulden als kurz- oder langfristig"

- IAS 1 und IAS 8 Änderungen (2018) "Definition der Wesentlichkeit"

- IFRS 3 Änderungen (2018) "Unternehmenszusammenschlüsse"

- IFRS 10 und IAS 28 Änderungen (2014) "Veräußerung von Vermögenswerten eines Investors an beziehungsweise Einbringung in sein assoziiertes Unternehmen oder Gemeinschaftsunternehmen"

- IFRS 17 (2017) "Versicherungsverträge"

- Änderungen von Verweisen auf den konzeptionellen Rahmen der IFRS (2018)

- Änderungen an IFRS 9, IAS 39 und IFRS 7- Reform der Referenzzinssätze (2019)

Wesentliche Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden

Immaterielle Vermögenswerte

Entgeltlich erworbene immaterielle Vermögenswerte werden mit den fortgeführten Anschaffungs- beziehungsweise Herstellungskosten bilanziert und mit Ausnahme des Geschäfts- oder Firmenwerts linear entsprechend ihrer wirtschaftlichen Nutzungsdauer abgeschrieben. Die Abschreibungsdauer der entgeltlich erworbenen Software beträgt 3 bis 5 Jahre, die Abschreibungsdauer der Konzessionen für Kraftwerke beträgt zwischen 15 und 65 Jahre. Kundenbeziehungen werden entsprechend der erwarteten Nutzungsdauer zwischen 4 und 30 Jahre abgeschrieben, Wasserrechte und die zugrunde liegenden Konzessionsverträge werden über 20 Jahre abgeschrieben. Die Abschreibungsdauer der Explorationslizenzen bis zur Veräußerung der VNG Norge AS und ihrer Tochtergesellschaft war produktionsabhängig und betrug zwischen 12 und 18 Jahre.

Erdöl- / Erdgasförderlizenzen und Explorationskosten wurden bis zur Veräußerung der VNG Norge AS und ihrer Tochtergesellschaft entsprechend IFRS 6 nach der Successful-Efforts-Methode erfasst. Die Kosten wurden in sogenannten Costcentern zusammengefasst. Die Vermögenswerte wurden mit ihren Anschaffungs- oder Herstellungskosten bewertet; die Folgebewertung erfolgte nach der Anschaffungskostenmethode. Die im Zusammenhang mit sicheren und wirtschaftlich gewinnbaren Vorkommen stehenden Vermögenswerte wurden in das Sachanlagevermögen umgegliedert und ab diesem Zeitpunkt planmäßig abgeschrieben.

Selbst erstellte immaterielle Vermögenswerte werden mit ihren Herstellungskosten aktiviert, wenn es wahrscheinlich ist, dass mit der Nutzung des Vermögenswerts ein künftiger wirtschaftlicher Vorteil verbunden ist und die Kosten zuverlässig ermittelt werden können. Sind die Aktivierungskriterien nicht erfüllt, werden die Aufwendungen im Jahr der Entstehung sofort ergebniswirksam erfasst. Im EnBW-Konzern handelt es sich hierbei um Software, die linear über eine Nutzungsdauer von fünf Jahren abgeschrieben wird.

Die Nutzungsdauern sowie die Abschreibungsmethoden werden regelmäßig überprüft.

Geschäfts- oder Firmenwerte aus Unternehmenszusammenschlüssen werden entsprechend den Regelungen der IFRS nicht planmäßig abgeschrieben, sondern einmal jährlich sowie bei Vorliegen von Anhaltspunkten, die darauf hindeuten, dass der erzielbare Betrag geringer als der Buchwert sein könnte, auf Wertminderung getestet.

Sachanlagen

Sachanlagen werden mit ihren Anschaffungs- beziehungsweise Herstellungskosten bewertet. Abnutzbare Sachanlagen werden entsprechend der voraussichtlichen Nutzungsdauer der einzelnen Komponenten linear abgeschrieben. Die Abschreibung im Zugangsjahr erfolgt zeitanteilig.

Wartungs- und Reparaturkosten werden als Aufwand erfasst. Erneuerungs- und Erhaltungsaufwendungen, die zu einem künftigen Nutzenzufluss eines Vermögenswerts führen, werden aktiviert.

Baukostenzuschüsse und Hausanschlusskosten sowie Investitionszulagen und -zuschüsse mindern die Anschaffungs- beziehungsweise Herstellungskosten der entsprechenden Vermögenswerte nicht, sondern werden passivisch abgegrenzt.

Unter den Erzeugungsanlagen wird auch der um Abschreibung verminderte Barwert der geschätzten Kosten für die Stilllegung ausgewiesen. Bei den nuklearen Erzeugungsanlagen handelt es sich hierbei um die Kosten für die Stilllegung und den Abbau der kontaminierten Anlagen.

Die planmäßigen Abschreibungen für unsere wesentlichen Sachanlagen werden nach folgenden konzerneinheitlichen Nutzungsdauern bemessen:

Nutzungsdauer

in Jahren
Gebäude	25 - 50
Erzeugungsanlagen	10 - 50
Stromverteilungsanlagen	25 - 45
Gasverteilungsanlagen	10 - 55
Wasserverteilungsanlagen	15 - 40
Fernwärmeverteilungsanlagen	15 - 30
Verteilungsanlagen Telekommunikation	4 - 20
Andere Anlagen sowie Betriebs- und Geschäftsausstattung	4 - 14

Die Nutzungsdauern sowie die Abschreibungsmethoden werden regelmäßig überprüft.

Eine Sachanlage wird entweder bei Abgang ausgebucht oder dann, wenn aus der weiteren Nutzung oder Veräußerung des Vermögenswerts kein wirtschaftlicher Nutzen mehr erwartet wird. Die aus der Ausbuchung des Vermögenswerts resultierenden Gewinne oder Verluste werden als Differenz zwischen dem Nettoveräußerungserlös und dem Buchwert des Vermögenswerts ermittelt und in der Periode, in der der Vermögenswert ausgebucht wird, erfolgswirksam in der Gewinn- und Verlustrechnung erfasst.

Fremdkapitalkosten

Sofern für den Erwerb oder die Herstellung eines qualifizierten Vermögenswerts ein beträchtlicher Zeitraum (mehr als zwölf Monate) erforderlich ist, um ihn in seinen beabsichtigten gebrauchsfertigen Zustand zu versetzen, werden die bis zur Erlangung des gebrauchsfertigen Zustands angefallenen und direkt zurechenbaren Fremdkapitalkosten aktiviert. Bei spezifischen Fremdfinanzierungen werden die diesbezüglich anfallenden Fremdkapitalkosten angesetzt. Bei nichtspezifischen Fremdfinanzierungen wird ein konzerneinheitlicher Fremdkapitalkostensatz von 2,5 % (Vorjahr: 3,0 %) berücksichtigt. Im laufenden Geschäftsjahr wurden Fremdkapitalkosten in Höhe von 27,2 Mio. € (Vorjahr: 9,9 Mio. €) aktiviert.

Leasingverhältnisse

Ein Leasingverhältnis stellt nach IFRS 16 eine Vereinbarung dar, bei der das Recht zur Nutzung eines Vermögenswerts über einen bestimmten Zeitraum gegen Zahlung eines Entgelts übertragen wird. Seit dem 1. Januar 2019 sind grundsätzlich für sämtliche Leasingverhältnisse, in denen der EnBW-Konzern Leasingnehmer ist, Nutzungsrechte an den Leasinggegenständen anzusetzen. Diese werden unter den Sachanlagen ausgewiesen. Korrespondierend sind die Zahlungsverpflichtungen aus dem Leasingverhältnis als Leasingverbindlichkeiten zu passivieren. In der Folgebewertung werden die Nutzungsrechte planmäßig über die Laufzeit des Leasingverhältnisses abgeschrieben. Die Leasingverbindlichkeiten, die unter den übrigen Verbindlichkeiten ausgewiesen werden, ermitteln sich aus dem Barwert der einzubeziehenden Zahlungsverpflichtungen und werden in der Folge nach der Effektivzinsmethode bewertet. Die berücksichtigten Leasingzahlungen werden dabei mit dem Zinssatz abgezinst, der dem Leasingverhältnis implizit zugrunde liegt, sofern dieser bestimmt werden kann. Andernfalls wird der Grenzfremdkapitalzinssatz zur Diskontierung verwendet.

Für kurzfristige Leasingverhältnisse und Leasingverhältnisse über geringwertige Vermögenswerte wird von der Erleichterungsvorschrift Gebrauch gemacht, die Leasingraten als Aufwand in der Gewinn- und Verlustrechnung zu erfassen. Ferner wird das Wahlrecht in Anspruch genommen, auf die Trennung von Leasing- und Nicht-Leasingkomponenten zu verzichten, mit Ausnahme von Leasingverträgen für Fahrzeuge, Immobilien und Gaskavernen. Die zum Zeitpunkt der Umstellung auf IFRS 16 in Anspruch genommenen Anwendungserleichterungen sind im Abschnitt "Erstmalige Anwendung geänderter Rechnungslegungsstandards" beschrieben.

Leasingverhältnisse, in denen der EnBW-Konzern Leasinggeber ist und bei denen im Wesentlichen alle mit dem Eigentum verbundenen Chancen und Risiken am Leasinggegenstand auf den Leasingnehmer übertragen werden, werden als Finanzierungsleasing klassifiziert. In diesem Fall wird eine Forderung in Höhe des Nettoinvestitionswerts in das Leasingverhältnis bilanziert. Die Zahlungen des Leasingnehmers werden unter Berücksichtigung der Effektivzinsmethode in Tilgungsleistung und Zinsertrag aufgeteilt und entsprechend erfasst. Alle übrigen Leasingverhältnisse werden als Operating-Leasingverhältnis behandelt. Der Leasinggegenstand wird in den Sachanlagen ausgewiesen und planmäßig über die Nutzungsdauer abgeschrieben. Die Zahlungen des Leasingnehmers werden linear über die Laufzeit des Leasingverhältnisses als Ertrag erfasst.

Bis zum 31. Dezember 2018 wurde ein Leasingverhältnis nach den Regelungen des IAS 17 bilanziert. Dem abgelösten Standard zufolge wurden Leasingverhältnisse, bei denen der EnBW-Konzern als Leasingnehmer im Wesentlichen alle mit dem Eigentum verbundenen Chancen und Risiken am Leasinggegenstand trug, als Finanzierungsleasing behandelt. Der Leasinggegenstand wurde mit dem niedrigeren Wert aus beizulegendem Zeitwert und Barwert der Mindestleasingzahlungen angesetzt. In gleicher Höhe wurde eine Verbindlichkeit passiviert. Der aktivierte Leasinggegenstand wurde über den kürzeren der beiden Zeiträume aus wirtschaftlicher Nutzungsdauer und Laufzeit des Leasingverhältnisses planmäßig abgeschrieben. Die Verbindlichkeit wurde in den Folgeperioden unter Berücksichtigung der Effektivzinsmethode getilgt und fortgeschrieben. Alle übrigen Leasingverhältnisse, bei denen der EnBW-Konzern als Leasingnehmer auftrat, wurden als Operating-Leasing eingestuft. Bei Operating-Leasingverhältnissen wurden die Leasingraten beziehungsweise Mietzahlungen direkt als Aufwand in der Gewinn- und Verlustrechnung erfasst. Aus Leasinggebersicht entsprach die Bilanzierung von Leasingverhältnissen nach IAS 17 im Wesentlichen der Bilanzierung nach IFRS 16.

Wertminderungen / -aufholungen

Die Buchwerte der immateriellen Vermögenswerte, der Sachanlagen und der als Finanzinvestitionen gehaltenen Immobilien werden auf ihre Werthaltigkeit hin überprüft, wenn Umstände oder Ereignisse darauf hindeuten, dass eine Wertminderung oder -erhöhung gegeben sein könnte. Bei Vorliegen solcher Hinweise wird im Rahmen des Wertminderungstests der erzielbare Betrag des betreffenden Vermögenswerts ermittelt. Dieser entspricht dem höheren der Beträge aus dem beizulegenden Zeitwert abzüglich der Veräußerungskosten und dem Nutzungswert.

Der beizulegende Zeitwert wird auf Grundlage eines Unternehmensbewertungsmodells ermittelt und spiegelt als bestmögliche Schätzung den Betrag wider, zu dem ein unabhängiger Dritter den betreffenden Vermögenswert erwerben würde. Der Nutzungswert entspricht dem Barwert der künftigen Cashflows, die voraussichtlich aus einem Vermögenswert oder einer zahlungsmittelgenerierenden Einheit erzielt werden können. Eine zahlungsmittelgenerierende Einheit stellt dabei die kleinste identifizierbare Gruppe von Vermögenswerten dar, deren Mittelzuflüsse weitgehend unabhängig von den Mittelzuflüssen anderer Vermögenswerte oder Gruppen von Vermögenswerten sind.

Sofern kein erzielbarer Betrag für einen einzelnen Vermögenswert ermittelt werden kann, wird der erzielbare Betrag für die zahlungsmittelgenerierende Einheit bestimmt, der dem betreffenden Vermögenswert zugeordnet werden kann.

Aus Unternehmenszusammenschlüssen resultierende Geschäfts- oder Firmenwerte werden den zahlungsmittelgenerierenden Einheiten beziehungsweise Gruppen von zahlungsmittelgenerierenden Einheiten zugeordnet, die erwartungsgemäß aus den Synergien des Unternehmenszusammenschlusses Nutzen ziehen sollen.

Der erzielbare Betrag dieser zahlungsmittelgenerierenden Einheiten beziehungsweise Gruppen von zahlungsmittelgenerierenden Einheiten wird mindestens einmal jährlich auf Werthaltigkeit überprüft. Eine zusätzliche Überprüfung findet statt, wenn zu anderen Zeitpunkten Hinweise auf eine mögliche Wertminderung vorliegen. Für weitere Einzelheiten verweisen wir auf die Ausführungen unter der Anhangangabe (10) "Immaterielle Vermögenswerte".

Ist der erzielbare Betrag eines Vermögenswerts niedriger als der Buchwert, erfolgt eine sofortige ergebniswirksame Wertberichtigung des Vermögenswerts. Im Fall von Wertberichtigungen im Zusammenhang mit zahlungsmittelgenerierenden Einheiten, denen ein Geschäfts- oder Firmenwert zugeordnet wurde, wird zunächst der zugeordnete Geschäfts- oder Firmenwert reduziert. Übersteigt der Wertberichtigungsbedarf den Buchwert des Geschäfts- oder Firmenwerts, wird der Differenzbetrag grundsätzlich proportional auf die verbleibenden langfristigen Vermögenswerte der zahlungsmittelgenerierenden Einheit verteilt.

Entfällt zu einem späteren Zeitpunkt der Grund für eine früher vorgenommene Wertminderung, erfolgt eine ergebniswirksame Zuschreibung. Die Wertobergrenze bildet hierbei der Buchwert, der sich ohne Wertberichtigung in der Vergangenheit ergeben hätte (fortgeführte Anschaffungs- beziehungsweise Herstellungskosten).

Ein in früheren Berichtsperioden erfasster Wertminderungsaufwand für Geschäfts- oder Firmenwerte darf nicht wieder rückgängig gemacht werden. Zuschreibungen auf Geschäfts- oder Firmenwerte werden daher nicht vorgenommen.

Als Finanzinvestition gehaltene Immobilien

Als Finanzinvestition gehaltene Immobilien umfassen Grundstücke und Gebäude, die zur Erzielung von Mieteinnahmen oder zum Zweck der Wertsteigerung gehalten und von der EnBW nicht selbst genutzt werden. Als Finanzinvestition gehaltene Immobilien werden zu fortgeführten Anschaffungs- beziehungsweise Herstellungskosten bewertet und, sofern nutzbar, nach der linearen Methode über eine Laufzeit von 25 bis 50 Jahren planmäßig abgeschrieben.

Finanzielle Vermögenswerte

Bei den finanziellen Vermögenswerten wird zwischen Fremdkapital- und Eigenkapitalinstrumenten unterschieden. Die Fremdkapitalinstrumente werden in drei Geschäftsmodelle unterteilt: "Halten", "Halten und Veräußern" und "Sonstiges". Die Geschäftsmodelle bedingen die Bewertungskategorien der Fremdkapitalinstrumente. Das Geschäftsmodell "Halten" beinhaltet Forderungen aus Lieferungen und Leistungen, Leasingforderungen, Ausleihungen und Darlehen, die in der Regel bis zur Endfälligkeit gehalten und somit der Bewertungskategorie "zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet" zugeordnet werden. Die Forderungen aus Lieferungen und Leistungen beziehen sich im Wesentlichen auf Verträge mit Kunden. Marktüblich verzinste Ausleihungen werden wie im Vorjahr mit dem Nominalwert bilanziert, gering- oder unverzinsliche Ausleihungen mit dem Barwert. Dem Geschäftsmodell "Halten und Veräußern" sind fest und variabel verzinste Wertpapiere zugeordnet. Diese werden in die Bewertungskategorien "erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet" oder "erfolgsneutral zum beizulegenden Zeitwert bewertet" eingestuft. Für diese Wertpapiere wird gemäß IFRS 9 ein Zahlungsstromtest durchgeführt. Hierbei wird geprüft, ob die Zahlungsströme ausschließlich Zins- und Tilgungszahlungen auf den ausstehenden Kapitalbetrag darstellen. Bei Nichterfüllung werden diese erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet. Wertpapiere, die den Zahlungsstromtest erfüllen, werden erfolgsneutral zum beizulegenden Zeitwert bewertet. Dem Geschäftsmodell "Sonstiges" sind alle Fremdkapitalinstrumente zugeordnet, die nicht dem Geschäftsmodell "Halten" oder "Halten und Veräußern" zugeordnet werden können. Aufgrund dessen werden diese Fremdkapitalinstrumente der Bewertungskategorie "erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet" zugeordnet.

Die Eigenkapitalinstrumente werden in die Bewertungskategorie "erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet" eingestuft. Das Wahlrecht, Eigenkapitalinstrumente erfolgsneutral zum beizulegenden Zeitwert ohne Recycling zu bewerten, wird derzeit nicht in Anspruch genommen.

Zur Ermittlung des beizulegenden Zeitwerts wird bei öffentlich notierten finanziellen Vermögenswerten der jeweilige Marktpreis am Bilanzstichtag herangezogen. Liegt kein aktiver Markt vor, wird der beizulegende Zeitwert mithilfe der Verwendung der jüngsten Marktgeschäfte oder mittels einer Bewertungsmethode (wie beispielsweise der Discounted-Cashflow-Methode) ermittelt. Sollten die Inputparameter für eine derartige Bewertung nicht mit einem für die Wesentlichkeit der Beteiligung angemessenen Aufwand verlässlich ermittelt werden können, erfolgt die Bewertung zu Anschaffungskosten. Die Forderungen aus Lieferungen und Leistungen haben überwiegend kurze Restlaufzeiten. Daher entsprechen ihre Buchwerte zum Bilanzstichtag annähernd dem beizulegenden Zeitwert. Unter- oder nichtverzinsliche Forderungen mit Restlaufzeiten von über einem Jahr werden mit ihrem Barwert in der Bilanz ausgewiesen. Für kurzfristige sonstige Vermögenswerte wird wie im Vorjahr angenommen, dass der beizulegende Zeitwert dem Buchwert entspricht. Für langfristige sonstige Vermögenswerte wird der Marktwert durch Diskontierung der künftig erwarteten Cashflows ermittelt.

Wertminderung von finanziellen Vermögenswerten

Finanzielle Vermögenswerte, die den Bewertungskategorien "zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet" oder "erfolgsneutral zum beizulegenden Zeitwert bewertet" angehören, werden nach dem 3-Stufen-Wertminderungsmodell nach IFRS 9 wertberichtigt. In Stufe 1 wird die Risikovorsorge für den Kreditverlust für die nächsten zwölf Monate (12-Monats-PD) erfasst. Bei einer signifikanten Erhöhung des Ausfallrisikos werden in den Stufen 2 und 3 die Ausfälle über die Gesamtlaufzeit (Gesamtlaufzeit-ECL) erhoben. Bei Zugang wird für finanzielle Vermögenswerte der Kategorien "zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet" und "erfolgsneutral zum beizulegenden Zeitwert bewertet" eine Risikovorsorge in Höhe des erwarteten Verlusts innerhalb eines Jahres ermittelt (Risikovorsorgestufe 1). Soweit sich eine signifikante Verschlechterung der Bonität des Schuldners ergeben hat, wird der Ermittlungshorizont auf die Gesamtlaufzeit der Forderung ausgedehnt (Risikovorsorgestufe 2). Bei beeinträchtigter Bonität oder einem tatsächlichen Ausfall des Schuldners, erfolgt eine Umgliederung in die Risikovorsorgestufe 3. Auch hier wird die Risikovorsorge auf Basis der erwarteten Verluste über die gesamte Laufzeit ermittelt. Im Gegensatz zu den vorherigen Stufen werden eventuelle Zinserträge jedoch nicht mehr auf den Bruttobuchwert, sondern auf Basis des Nettobuchwerts nach Wertberichtigung mit dem Effektivzins ermittelt.

Eine signifikante Erhöhung des Ausfallrisikos liegt spätestens bei einem Zahlungsverzug von 30 Tagen vor. Eine frühere Umgliederung auf Basis von Erkenntnissen aus dem Forderungsmanagementprozess ist dabei grundsätzlich möglich. Von einem Ausfall wird bei einem Zahlungsverzug von 90 Tagen oder mehr ausgegangen oder wenn aufgrund anderer Ereignisse (zum Beispiel Eröffnung eines Insolvenzverfahrens) die Zahlung als nicht mehr wahrscheinlich angesehen wird. Aufgrund des geringen Umfangs und der mangelnden historischen Daten für Ausfälle von finanziellen Vermögenswerten erfolgt die Ermittlung der tatsächlichen erwarteten Verluste basierend auf gewichteten Expertenschätzungen sowie externen Ratings (soweit vorhanden). Auf einen Stufentransfer in Stufe 2 wird grundsätzlich verzichtet, solange das absolute Ausfallrisiko als gering eingestuft wird. Dabei kann davon ausgegangen werden, dass ein Finanzinstrument ein "niedriges Ausfallrisiko" aufweist, wenn es das Bonitätsrating "Investmentgrade" erfüllt.

Zur Beurteilung, ob eine signifikante Änderung des Ausfallrisikos vorliegt, werden tatsächliche oder erwartete signifikante Änderungen unter anderem hinsichtlich der folgenden Faktoren überprüft:

- externes oder internes Bonitätsrating des Finanzinstruments

- geschäftliche / finanzielle oder wirtschaftliche Rahmenbedingungen

- operatives Ergebnis des Kreditnehmers

- regulatorisches / wirtschaftliches oder technologisches Umfeld des Kreditnehmers

- finanzielle Unterstützung durch ein Mutterunternehmen

- Zahlungsverhalten

- Qualität der von einem Anteilseigner gestellten Garantien

- Informationen zum Zahlungsverzug

Für Forderungen aus Lieferungen und Leistungen wird unabhängig von ihrer Laufzeit der vereinfachte Ansatz für die Ermittlung von Wertberichtigungen nach IFRS 9 angewendet. Entsprechend wird immer der über die Gesamtlaufzeit erwartete Verlust als Risikovorsorge erfasst. Die erwarteten Verlustquoten werden auf Basis der historischen Ausfälle je Kundengruppe ermittelt. Die historischen Verlustquoten werden angepasst, um aktuelle und zukunftsorientierte Informationen zu makroökonomischen Faktoren abzubilden, die sich auf das Zahlungsverhalten unserer Kunden auswirken können. Das Bruttoinlandsprodukt wurde hierbei als relevantester Faktor identifiziert. In Ausnahmefällen wird statt historischer Daten die Ausfallwahrscheinlichkeit auf Basis extern verfügbarer Ausfallwahrscheinlichkeiten herangezogen. Im Vorjahr wurden bei Forderungen aus Lieferungen und Leistungen Wertberichtigungen bilanziert, die sich am tatsächlichen Ausfallrisiko orientierten.

Abschreibungen von Forderungen erfolgen grundsätzlich wie im Vorjahr, wenn eine Forderung als uneinbringlich gilt. Mögliche Faktoren können folgende sein:

- erfolgloser Vollstreckungsbescheid

- Beantragung eines Insolvenzverfahrens oder Eröffnung der Anschlussinsolvenz oder Ablehnung der Insolvenzeröffnung mangels Masse

- Erklärung der Nichtberechtigung der Forderung per Gerichtsbescheid

Eine Abschreibung von Forderungen darf allerdings nur erfolgen, wenn keine aufrechenbare Verbindlichkeit vorliegt. Der Ausweis des Wertminderungsaufwands erfolgt saldiert auf einem separaten Posten in der Gewinn- und Verlustrechnung.

Vorräte

Die Vorräte werden zu Anschaffungs- beziehungsweise Herstellungskosten angesetzt. Die Bewertung erfolgt grundsätzlich zu Durchschnittswerten. Die Herstellungskosten enthalten gemäß IAS 2 die direkt zurechenbaren Einzelkosten und angemessene Teile der notwendigen Material- und Fertigungsgemeinkosten einschließlich Abschreibungen. Die Herstellungskosten werden auf Basis der Normalbeschäftigung ermittelt. Fremdkapitalkosten werden nicht als Teil der Herstellungskosten aktiviert. Risiken aus einer geminderten Verwertbarkeit wird durch angemessene Abschläge Rechnung getragen. Soweit erforderlich wird der im Vergleich zum Buchwert niedrigere realisierbare Nettoveräußerungswert angesetzt. Wertaufholungen bei früher abgewerteten Vorräten werden als Minderung des Materialaufwands erfasst.

Die unter den Vorräten ausgewiesenen Kernbrennelemente werden mit den fortgeführten Anschaffungskosten bewertet. Der Verbrauch findet arbeitsabhängig über den Materialaufwand statt.

Zu Handelszwecken erworbene Vorräte werden mit dem beizulegenden Zeitwert abzüglich der Veräußerungskosten bewertet.

Emissionsrechte

Zu Produktionszwecken erworbene Emissionsrechte werden mit ihren Anschaffungskosten unter den Vorräten bilanziert. Zu Handelszwecken erworbene Emissionsrechte werden dagegen erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert unter den sonstigen Vermögenswerten bilanziert, wobei die Zeitwertschwankungen unmittelbar ergebniswirksam in der Gewinn- und Verlustrechnung ausgewiesen werden.

Für die Verpflichtung zur Rückgabe von Emissionsrechten wird eine sonstige Rückstellung gebildet. Der Wertansatz der Rückstellung ergibt sich aus dem Buchwert der im Bestand befindlichen Emissionsrechte. Werden darüber hinaus weitere Emissionsrechte benötigt, sind diese mit dem beizulegenden Zeitwert am Stichtag berücksichtigt.

Eigene Anteile

Erwirbt der Konzern eigene Anteile, werden diese vom Eigenkapital abgezogen. Der Kauf, der Verkauf, die Ausgabe oder die Einziehung eigener Anteile wird nicht erfolgswirksam erfasst.

Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen

Bei leistungsorientierten Versorgungsplänen werden die Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen gemäß IAS 19 nach der Methode der laufenden Einmalprämie (Projected-Unit-Credit-Methode) berechnet. Dieses Verfahren berücksichtigt neben den am Bilanzstichtag bekannten Renten und Anwartschaften auch künftig zu erwartende Gehalts- und Rentensteigerungen. Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste werden vollständig in dem Geschäftsjahr erfasst, in dem sie anfallen. Sie werden außerhalb der Gewinn- und Verlustrechnung als Bestandteil der kumulierten erfolgsneutralen Veränderungen in der Gesamtergebnisrechnung ausgewiesen und unmittelbar im Eigenkapital erfasst. Eine erfolgswirksame Erfassung in den Folgeperioden findet nicht statt. Die Rückstellung wird in Höhe des gebildeten Planvermögens der zur Deckung der Pensionsverpflichtung gebildeten Fonds gekürzt. Der Dienstzeitaufwand wird im Personalaufwand ausgewiesen, der Nettozinsbetrag aus Zinsanteil der Rückstellungszuführung und Zinserträgen aus Planvermögen hingegen im Finanzergebnis. Bei beitragsorientierten Versorgungsplänen werden die Zahlungen als Personalaufwand erfasst.

Rückstellungen im Kernenergiebereich

Das Mitte Juni 2017 in Kraft getretene Gesetzespaket zur Neuordnung der Verantwortung in der kerntechnischen Entsorgung regelt die Zuständigkeiten und Finanzierungsverantwortlichkeiten zwischen Staat und Betreiber neu. Demnach sind die Betreiber zuständig für Stilllegung und Rückbau ihrer Kernkraftwerke sowie die Konditionierung und Verpackung der radioaktiven Abfälle. Die hierfür gebildeten Rückstellungen verbleiben bei den Unternehmen. Transport, Zwischen- und Endlagerung der Abfälle verantwortet der Staat, dem die Gelder zur Finanzierung von den Betreibern der Kernkraftwerke bereitgestellt wurden. Die Rückstellungsbewertung erfolgt hauptsächlich auf Basis von Schätzungen, die für Stilllegung und Rückbau der Kernkraftwerke sowie Konditionierung und fachgerechte Verpackung der radioaktiven Abfälle im Wesentlichen aus branchenspezifischen Gutachten abgeleitet werden. Die Rückstellungen werden zum Zeitpunkt ihrer Entstehung mit ihrem abgezinsten Erfüllungsbetrag angesetzt.

Sonstige Rückstellungen

Die sonstigen Rückstellungen berücksichtigen sämtliche am Bilanzstichtag erkennbaren rechtlichen oder faktischen Verpflichtungen gegenüber einer anderen Partei aufgrund von Ereignissen der Vergangenheit, sofern diese künftig zu einem wahrscheinlichen Ressourcenabfluss führen und deren Höhe zuverlässig geschätzt werden kann. Die Rückstellungen werden mit dem Erfüllungsbetrag angesetzt. Die Bewertung erfolgt mit dem Erwartungswert beziehungsweise mit dem Betrag, der über die höchste Eintrittswahrscheinlichkeit verfügt.

Die langfristigen Rückstellungen werden mit ihrem auf den Bilanzstichtag abgezinsten Erfüllungsbetrag angesetzt. Davon ausgenommen sind die Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen. Für diese gelten gemäß IAS 19 besondere Regelungen.

Latente Steuern

Latente Steuern werden gemäß dem Temporary Concept (IAS 12) auf sämtliche zeitlichen Bilanzierungs- und Bewertungsunterschiede zwischen Steuerbilanz und IFRS-Bilanz der Einzelgesellschaften gebildet. Latente Steuern aus Konsolidierungsvorgängen werden gesondert angesetzt. Aktive latente Steuern auf abzugsfähige temporäre Differenzen und steuerliche Verlustvorträge werden bilanziert, sofern ihre Realisierung mit ausreichender Sicherheit gewährleistet ist.

Die latenten Steuern werden auf Basis der Steuersätze ermittelt, die in den jeweiligen Ländern zum Zeitpunkt der Realisierung gelten oder erwartet werden. Für inländische Konzerngesellschaften wurde ein Steuersatz von 29,4 % (wie im Vorjahr) angewandt. Steueransprüche und Steuerschulden werden je Organkreis beziehungsweise je Gesellschaft saldiert, sofern die Voraussetzungen hierfür bestehen.

Finanzverbindlichkeiten

Finanzverbindlichkeiten werden bei erstmaligem Ansatz zu ihrem beizulegenden Zeitwert bilanziert. Bei der Folgebewertung werden sie zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet. Im Vorjahr wurden unter den sonstigen Finanzverbindlichkeiten Verbindlichkeiten aus Finanzierungsleasing nach IAS 17 ausgewiesen, die zum niedrigeren Wert aus beizulegendem Zeitwert und Barwert der Mindestleasingraten zum Zeitpunkt der Aktivierung des Leasinggegenstands bewertet wurden. Diese werden ab dem Geschäftsjahr 2019 in den Leasingverbindlichkeiten nach IFRS 16 in den übrigen Verbindlichkeiten gezeigt und mit dem Barwert aus den ausstehenden Leasingzahlungen angesetzt.

Der beizulegende Zeitwert der kapitalmarktnotierten Anleihen entspricht den Nominalwerten multipliziert mit den Kursnotierungen zum Abschlussstichtag. Für kurzfristige Finanzverbindlichkeiten wird angenommen, dass der beizulegende Zeitwert dem Buchwert entspricht. Für langfristige Finanzverbindlichkeiten wird der Marktwert durch Diskontierung der künftig zu entrichtenden Cashflows ermittelt. Sofern diese Finanzverbindlichkeiten variabel verzinslich sind, entspricht der Buchwert dem beizulegenden Zeitwert.

Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen sowie übrige Verbindlichkeiten

Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen sowie übrige Verbindlichkeiten werden mit ihrem Rückzahlungsbetrag angesetzt. Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen haben überwiegend kurze Restlaufzeiten. Daher entsprechen ihre Buchwerte zum Bilanzstichtag annähernd dem beizulegenden Zeitwert. Für kurzfristige übrige Verbindlichkeiten wird angenommen, dass der beizulegende Zeitwert dem Buchwert entspricht. Für langfristige übrige Verbindlichkeiten wird der Marktwert durch Abzinsung der künftig zu entrichtenden Cashflows ermittelt. Die als Schulden passivierten Baukostenzuschüsse und Hausanschlusskosten werden zum Teil entsprechend der Nutzung der Sachanlagen sowie zum Teil entsprechend der Strom- und Gasnetzentgeltverordnung ergebniswirksam unter den Umsatzerlösen aufgelöst. Der Auflösungszeitraum bei den Baukostenzuschüssen beträgt in der Regel 20 bis 45 Jahre. Investitionskostenzuschüsse werden entsprechend dem Abschreibungsverlauf der zugehörigen Anlagegüter aufgelöst. Die Auflösung wird offen mit den Abschreibungen verrechnet.

In den übrigen Verbindlichkeiten werden ab dem Geschäftsjahr 2019 Leasingverbindlichkeiten nach IFRS 16 ausgewiesen, die mit dem Barwert der ausstehenden Leasingzahlungen bewertet werden. Darin enthalten sind ebenso Leasingverhältnisse, die aus Leasingnehmersicht unter IAS 17 als Finanzierungsleasing beurteilt wurden und im Vorjahr unter den Finanzverbindlichkeiten ausgewiesen wurden.

Zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte und Schulden in Verbindung mit zur Veräußerung gehaltenen Vermögenswerten

Als zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte werden einzelne langfristige Vermögenswerte und Gruppen von Vermögenswerten ausgewiesen, die in ihrem gegenwärtigen Zustand veräußert werden können, deren Veräußerung sehr wahrscheinlich ist und die insgesamt die in IFRS 5 definierten Kriterien erfüllen. Unter der Position "Schulden in Verbindung mit zur Veräußerung gehaltenen Vermögenswerten" werden Schulden ausgewiesen, die einen Bestandteil einer zur Veräußerung gehaltenen Gruppe von Unternehmenswerten darstellen.

Vermögenswerte, die erstmals als "zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte" klassifiziert werden, dürfen nicht mehr planmäßig abgeschrieben werden, sondern sind mit dem niedrigeren Wert aus Buchwert und beizulegendem Zeitwert abzüglich der Veräußerungskosten anzusetzen.

Gewinne oder Verluste aus der Bewertung einzelner zur Veräußerung gehaltener Vermögenswerte und von Gruppen von Vermögenswerten werden bis zu ihrer endgültigen Veräußerung im Ergebnis aus fortzuführenden Aktivitäten ausgewiesen.

Derivate

Derivate nach IFRS 9 werden zum beizulegenden Zeitwert bewertet. Bei der Ermittlung des beizulegenden Zeitwerts wird sowohl das Kreditausfallrisiko des Kontrahenten als auch das eigene Kreditausfallrisiko berücksichtigt. Die Ermittlung des Ausfallrisikos gegenüber einzelnen Kontrahenten erfolgt dabei auf Basis der Nettorisikopositionen. Die Erfassung des auf Basis der Nettoposition ermittelten Kreditausfallrisikos erfolgt für Derivate, für die kein Nettoausweis zulässig ist, proportional zum beizulegenden Zeitwert vor Wertanpassung. Die Wertanpassung wird dabei gemäß dem sogenannten Nettoansatz ausschließlich dem sich ergebenden Aktiv- beziehungsweise Passivüberhang der Derivate zugeordnet. Der Ausweis der Derivate erfolgt unter den sonstigen Vermögenswerten und übrigen Verbindlichkeiten und Zuschüssen.

Für die Bewertung von Derivaten werden Preise an aktiven Märkten, beispielsweise Börsenkurse, verwendet. Sofern solche Preise nicht vorliegen, werden die beizulegenden Zeitwerte auf Grundlage anerkannter Bewertungsmodelle ermittelt. Wenn möglich wird dabei auf Notierungen auf aktiven Märkten als Inputparameter zurückgegriffen. Sollten diese ebenfalls nicht vorliegen, fließen unternehmensspezifische Planannahmen in die Bewertung ein.

Handelt es sich um Verträge, die zum Zweck des Empfangs oder der Lieferung von nichtfinanziellen Posten gemäß dem erwarteten Einkaufs-, Verkaufs- oder Nutzungsbedarf abgeschlossen wurden und weiterhin diesem Zweck dienen (Own Use), werden diese nicht als Derivate nach IFRS 9, sondern als schwebende Geschäfte gemäß IAS 37 bilanziert.

Derivate sind der Bewertungskategorie "erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet" zugeordnet, sofern kein Hedge Accounting angewendet wird.

Bei Derivaten, die in einem Sicherungszusammenhang stehen, bestimmt sich die Bilanzierung von Veränderungen des beizulegenden Zeitwerts nach der Art des Sicherungsgeschäfts.

Bei Änderungen des beizulegenden Zeitwerts von Cashflow Hedges, die zum Ausgleich künftiger Cashflow-Risiken aus bereits bestehenden Grundgeschäften oder geplanten, mit hoher Wahrscheinlichkeit eintretenden Transaktionen eingesetzt werden, werden die unrealisierten Gewinne und Verluste in Höhe des eingedeckten Grundgeschäfts zunächst erfolgsneutral im Eigenkapital (kumulierte erfolgsneutrale Veränderungen) ausgewiesen. Eine Umbuchung in die Gewinn- und Verlustrechnung erfolgt zeitgleich mit der Ergebniswirkung des abgesicherten Grundgeschäfts.

Bei einem Fair Value Hedge, der zur Absicherung von beizulegenden Zeitwerten von bilanzierten Vermögenswerten oder Schulden eingesetzt wird, werden die Ergebnisse aus der Bewertung von Derivaten und der dazugehörigen Grundgeschäfte ergebniswirksam gebucht.

Fremdwährungsrisiken aus Beteiligungen mit ausländischer Funktionalwährung werden durch Hedges einer Nettoinvestition in einen ausländischen Geschäftsbetrieb abgesichert. Unrealisierte Wechselkursdifferenzen werden zunächst erfolgsneutral im Eigenkapital erfasst und zum Zeitpunkt der Veräußerung des ausländischen Geschäftsbetriebs erfolgswirksam in die Gewinn- und Verlustrechnung umgebucht.

Sicherungsbeziehungen werden im Sinne der in der Anhangangabe (25) "Berichterstattung zu den Finanzinstrumenten" erläuterten Risikomanagementziele und -strategien designiert. Die wirtschaftliche Beziehung zwischen den Sicherungsinstrumenten und den abgesicherten Grundgeschäften sowie die Beurteilung der erwarteten Effektivität der Sicherungsbeziehungen werden zu Beginn dokumentiert. Originäre und derivative Finanzinstrumente werden bei Vorliegen eines unbedingten Aufrechnungsanspruchs sowie der Absicht zur Aufrechnung beziehungsweise zur Verwertung des Vermögenswerts und der Begleichung der Verbindlichkeit in der Bilanz saldiert.

Eventualverbindlichkeiten

Bei Eventualverbindlichkeiten handelt es sich um mögliche Verpflichtungen gegenüber Dritten oder um gegenwärtige Verpflichtungen, bei denen ein Ressourcenabfluss unwahrscheinlich ist oder deren Höhe nicht verlässlich bestimmt werden kann. Außerhalb von Unternehmenserwerben werden Eventualverbindlichkeiten nicht bilanziert.

Finanzgarantien

Finanzgarantien sind solche Verträge, bei denen die EnBW zur Leistung bestimmter Zahlungen verpflichtet ist, die den Garantienehmer für einen Verlust entschädigen, der entsteht, weil ein Schuldner seinen Zahlungsverpflichtungen im Rahmen der Finanzgarantie nicht nachkommt. Finanzielle Garantien werden beim erstmaligen Ansatz mit ihrem beizulegenden Zeitwert bewertet. Bei der Folgebewertung werden die Finanzgarantien zum höheren Wert aus fortgeführten Anschaffungskosten und der bestmöglichen Schätzung der gegenwärtigen Verpflichtung zum Stichtag bewertet.

Ertragsrealisierung

Unter IFRS 15 werden Umsatzerlöse erfasst, wenn die Verfügungsgewalt über eine Ware oder Dienstleistung an den Kunden übertragen wird. Für detailliertere Angaben zu den Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden verweisen wir auf die Anhangangabe (1) "Umsatzerlöse". Die Bewertung der Umsatzerlöse bemisst sich nach der Gegenleistung, die im Vertrag mit dem Kunden festgelegt ist, wobei Erlösschmälerungen wie zum Beispiel Preisnachlässe oder variable Komponenten berücksichtigt werden. Beträge, die im Auftrag Dritter erhoben werden, sind hiervon ausgeschlossen. Umsatzerlöse werden ohne Umsatzsteuer sowie nach Eliminierung konzerninterner Verkäufe ausgewiesen.

Ermessensentscheidungen und Schätzungen bei der Anwendung der Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden

Im Rahmen der Erstellung des Konzernabschlusses sind bei der Anwendung der Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden Ermessensentscheidungen und Schätzungen vorzunehmen, die sich auf den Ausweis und die Bewertung der Vermögenswerte und Schulden, der Aufwendungen und Erträge sowie der Eventualverbindlichkeiten auswirken können.

Bei der Anwendung der Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden sind insbesondere folgende Ermessensentscheidungen zu treffen:

- Bei bestimmten Warentermingeschäften ist zu entscheiden, ob diese als Derivat nach IFRS 9 oder als schwebende Geschäfte entsprechend den Vorschriften des IAS 37 zu bilanzieren sind.

- Finanzielle Vermögenswerte sind den Bewertungskategorien des IFRS 9 "zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet", "erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet" und "erfolgsneutral zum beizulegenden Zeitwert bewertet" zuzuordnen.

Die Schätzungen beruhen auf Annahmen und Prognosen, die von Natur aus ungewiss sind und Veränderungen unterliegen können. Die wichtigsten zukunftsbezogenen Annahmen sowie sonstige am Stichtag bestehende Quellen von Schätzungsunsicherheiten, aufgrund derer ein beträchtliches Risiko besteht, dass innerhalb des nächsten Geschäftsjahres eine wesentliche Anpassung der Buchwerte von Vermögenswerten und Schulden erforderlich sein wird, werden im Folgenden erläutert:

Geschäfts- oder Firmenwerte: Die Werthaltigkeit der Geschäfts- oder Firmenwerte wird jährlich im Rahmen eines Werthaltigkeitstests geprüft. Im Zuge dieses Tests müssen vor allem in Bezug auf künftige Zahlungsmittelüberschüsse Schätzungen vorgenommen werden. Zur Ermittlung des erzielbaren Betrags ist ein angemessener Diskontierungszinssatz zu wählen. Eine künftige Änderung der gesamtwirtschaftlichen, der Branchen- oder der Unternehmenssituation kann zu einer Reduzierung der Zahlungsmittelüberschüsse beziehungsweise des Diskontierungszinssatzes und somit gegebenenfalls zu einer außerplanmäßigen Abschreibung der Geschäfts- oder Firmenwerte führen.

Explorationsausgaben: Explorationsausgaben wurden bis zur Veräußerung der VNG Norge AS und ihrer Tochtergesellschaft nach der Successful-Efforts-Methode bilanziert. Es erfolgt eine Aktivierung der Kosten für Explorationsbohrungen sowie für lizenzspezifische seismische Daten und Analysen. Alle aktivierten Explorationsaufwendungen wurden mindestens einmal jährlich wirtschaftlich, technisch und strategisch daraufhin überprüft, ob eine Entwicklung wirtschaftlich vorteilhaft ist.

Sachanlagen: Sachanlagen werden auf ihre Werthaltigkeit hin überprüft, wenn Umstände oder Ereignisse darauf hindeuten, dass eine Wertminderung oder -erhöhung vorliegen könnte. Neben technischem Fortschritt und Schäden können insbesondere bei unseren Erzeugungsanlagen veränderte Erwartungen bezüglich der kurz-, mittel- und langfristigen Strompreisentwicklung sowie der Laufzeit der Kraftwerke zu außerplanmäßigen Abschreibungen beziehungsweise Zuschreibungen führen. Bei der Durchführung der Werthaltigkeitstests ist ein angemessener Zinssatz zu verwenden. Bei einer Veränderung dieses Zinssatzes, beispielsweise aufgrund einer Änderung der gesamtwirtschaftlichen beziehungsweise Branchensituation, können ebenfalls außerplanmäßige Abschreibungen beziehungsweise Zuschreibungen erforderlich werden.

Wertminderung von finanziellen Vermögenswerten: Für die Erhebung der Wertminderungen für finanzielle Vermögenswerte werden für das Ausfallrisiko Annahmen getroffen, welche die Verlustquoten beeinflussen. Die Annahmen werden aufgrund der historischen Erfahrungen des Konzerns getroffen und fließen als Inputfaktoren entsprechend in die Berechnung der Wertminderungen ein. Veränderungen der Marktbedingungen sowie zukunftsgerichtete Schätzungen vor dem Ende der jeweiligen Berichtsperiode finden ebenfalls Berücksichtigung in den Berechnungen. Die wesentlichen Annahmen und Inputfaktoren sind im Abschnitt "Wesentliche Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden" beschrieben.

Ermittlung des beizulegenden Zeitwerts finanzieller Vermögenswerte und finanzieller Verbindlichkeiten: Der beizulegende Zeitwert finanzieller Vermögenswerte und finanzieller Verbindlichkeiten wird anhand von Börsenkursen, sofern die Finanzinstrumente an einem aktiven Markt gehandelt werden, oder auf Grundlage anerkannter Bewertungsverfahren einschließlich der Discounted-Cashflow-Methode ermittelt. Sofern die in das Bewertungsverfahren eingehenden Parameter sich nicht auf beobachtbare Marktdaten stützen, sind entsprechende Annahmen zu treffen, die sich auf die Höhe des beizulegenden Zeitwerts der finanziellen Vermögenswerte und finanziellen Verbindlichkeiten auswirken können.

Pensionsrückstellungen: Bei der Berechnung der Pensionsrückstellungen kommt es durch die Wahl der Prämissen wie Diskontierungszins oder Trendannahmen, durch den Ansatz biometrischer Wahrscheinlichkeiten mit den Heubeck-Richttafeln 2018 G sowie durch anerkannte Näherungsverfahren zum Rententrend der gesetzlichen Rentenversicherung gegebenenfalls zu Abweichungen im Vergleich zu den tatsächlichen im Zeitablauf entstehenden Verpflichtungen.

Kernenergierückstellungen: Die Rückstellungen für Stilllegung, Rückbau sowie Konditionierung und Verpackung der radioaktiven Abfälle basieren im Wesentlichen auf branchenspezifischen externen Gutachten, die jährlich aktualisiert werden. Diesen Gutachten liegen Kostenschätzungen der Erfüllungsbeträge für die jeweilige Verpflichtung zugrunde. Schätzungsunsicherheiten ergeben sich insbesondere aus Abweichungen von den angenommenen Kostenentwicklungen sowie bei Änderungen der Zahlungszeitpunkte. Weiterhin kann eine Änderung des Diskontierungszinses zu einer Anpassung der Kernenergierückstellungen führen.

Drohverlustrückstellungen: Drohverlustrückstellungen werden in der Regel für nachteilige Bezugs- und Absatzverträge gebildet. Eine künftige Änderung der Marktpreise auf der Bezugs- oder Absatzseite sowie der Diskontierungszinssätze kann zu einer Anpassung der Drohverlustrückstellungen führen.

Bilanzierung von Erwerben: Im Rahmen eines Anteilserwerbs werden sämtliche identifizierten Vermögenswerte und Schulden sowie Eventualverbindlichkeiten für Zwecke der Erstkonsolidierung zum beizulegenden Zeitwert am Erwerbsstichtag angesetzt. Zur Ermittlung der beizulegenden Zeitwerte dieser Vermögenswerte und Schulden zum Erwerbsstichtag werden Schätzungen herangezogen. Die Bewertung von Grundstücken und Gebäuden sowie von Betriebs- und Geschäftsausstattung erfolgt in der Regel durch unabhängige Gutachter. Der Ansatz börsengehandelter Wertpapiere erfolgt zum Börsenpreis. Enthält die Kaufpreisvereinbarung bedingte Gegenleistungen, sind für die Bilanzierung dieser Kaufpreisbestandteile ebenso Schätzungen notwendig.

Die Bewertung immaterieller Vermögenswerte richtet sich zum einen nach der Art des immateriellen Vermögenswerts und zum anderen nach der Komplexität der Bestimmung des beizulegenden Zeitwerts. Der beizulegende Zeitwert wird demnach auf Basis eines unabhängigen externen Bewertungsgutachtens bestimmt.

Ertragsteuern: Für die Aktivierung von Steuererstattungsansprüchen, die Bildung von Steuerverbindlichkeiten sowie bei der Beurteilung der temporären Differenzen aus einer abweichenden bilanziellen Behandlung einzelner Abschlussposten zwischen der IFRS-Konzernbilanz und der Steuerbilanz sind gleichermaßen Schätzungen vorzunehmen. Für die Aktivierung von Steuererstattungsansprüchen und die Bildung von Steuerverbindlichkeiten erfolgt ein Ansatz grundsätzlich nur dann, wenn die entsprechenden Zahlungen wahrscheinlich sind. Bei Vorliegen temporärer Differenzen werden aktive beziehungsweise passive latente Steuern gebildet. Latente Steueransprüche werden grundsätzlich nur dann angesetzt, wenn die künftigen Steuervorteile wahrscheinlich realisiert werden oder soweit passive latente Steuern vorliegen. Latente Steueransprüche werden für alle nicht genutzten steuerlichen Verlustvorträge in dem Maße angesetzt, wie es wahrscheinlich ist, dass hierfür zu versteuerndes Einkommen verfügbar sein wird, sodass die Verlustvorträge tatsächlich genutzt werden können. Bei der Ermittlung der Höhe der latenten Steueransprüche, die aktiviert werden können, ist eine wesentliche Ermessensausübung des Managements bezüglich des erwarteten Eintrittszeitpunkts und der Höhe des künftig zu versteuernden Einkommens sowie der künftigen Steuerplanungsstrategien erforderlich.

Equity-Bewertung: Bei einigen Gesellschaften lagen uns keine IFRS-Abschlüsse vor. Aus diesem Grund wurde die Equity-Bewertung auf Grundlage einer Schätzung der HGB-IFRS-Unterschiede durchgeführt. Die Werthaltigkeit von Beteiligungen, die nach der Equity-Methode in den Konzernabschluss einbezogen werden, wird überprüft, wenn Umstände oder Ereignisse darauf hindeuten, dass eine Wertminderung oder -erhöhung vorliegen könnte. Im Zuge dieses Tests müssen vor allem in Bezug auf künftige Zahlungsmittelüberschüsse Schätzungen vorgenommen werden. Zur Ermittlung des erzielbaren Betrags ist ein angemessener Diskontierungszinssatz zu wählen. Eine künftige Änderung der gesamtwirtschaftlichen, der Branchen- oder der Unternehmenssituation kann zu einer Reduzierung der Zahlungsmittelüberschüsse beziehungsweise des Diskontierungszinssatzes und somit gegebenenfalls zu einer außerplanmäßigen Abschreibung der Beteiligungen führen.

Zu den Ermessensentscheidungen und Schätzungen im Rahmen des IFRS 15 verweisen wir auf die Anhangangabe (1)"Umsatzerlöse".

Mögliche Auswirkungen aufgrund geänderter Einschätzungen werden bei den relevanten Themen in den jeweiligen Abschnitten erläutert. Hinsichtlich der Rückstellungen verweisen wir auf die Ausführungen unter der Anhangangabe (20) "Rückstellungen".

Währungsumrechnung

In den Einzelabschlüssen rechnen die Gesellschaften die Transaktionen in fremder Währung mit dem Wechselkurs zum Zeitpunkt des Zugangs um. Nichtmonetäre Posten werden zum Bilanzstichtag mit dem Kurs bewertet, der zum Zeitpunkt des erstmaligen Ansatzes galt. Monetäre Posten werden mit dem Bilanzstichtagskurs umgerechnet. Umrechnungsdifferenzen aus monetären Posten, die dem operativen Geschäft zuzuordnen sind, werden ergebniswirksam in den sonstigen betrieblichen Erträgen beziehungsweise sonstigen betrieblichen Aufwendungen ausgewiesen. Umrechnungsdifferenzen aus der Finanzierungstätigkeit werden im Zinsergebnis ausgewiesen.

Die Berichtswährung der EnBW, die auch der funktionalen Währung entspricht, ist der Euro (€). Die Jahresabschlüsse der Konzerngesellschaften werden in Euro umgerechnet. Die Währungsumrechnung erfolgt gemäß IAS 21 "Auswirkungen von Wechselkursveränderungen" nach der modifizierten Stichtagskursmethode. Gemäß dieser Methode werden bei den Gesellschaften, die nicht in Euro berichten, die Vermögenswerte und Schulden mit dem Mittelkurs zum Bilanzstichtag, die Aufwendungen und Erträge mit dem Jahresdurchschnittskurs umgerechnet. Bei den entsprechenden Gesellschaften handelt es sich um wirtschaftlich selbstständige ausländische Teileinheiten. Unterschiede aus der Währungsumrechnung der Vermögenswerte und Schulden gegenüber der Umrechnung des Vorjahres sowie Umrechnungsdifferenzen zwischen der Gewinn- und Verlustrechnung und der Bilanz werden erfolgsneutral im Eigenkapital innerhalb der kumulierten erfolgsneutralen Veränderungen erfasst. Bei den ausländischen Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, wird entsprechend vorgegangen.

Für die Währungsumrechnung wurden unter anderem folgende Wechselkurse zugrunde gelegt:

1 €	Stichtagskurs		Durchschnittskurs
	31.12.2019	31.12.2018	2019	2018
Schweizer Franken	1,09	1,13	1,11	1,15
Pfund Sterling	0,85	0,89	0,88	0,88
US-Dollar	1,12	1,15	1,12	1,18
Tschechische Kronen	25,41	25,72	25,67	25,64
Japanische Yen	121,94	125,85	122,07	130,40
Norwegische Kronen	9,86	9,95	9,85	9,60
Dänische Kronen	7,47	7,47	7,47	7,45
Polnische Zloty	4,26	4,30	4,30	4,26
Schwedische Kronen	10,45	10,25	10,59	10,26

Erläuterungen zur Gewinn- und Verlustrechnung und zur Bilanz

(1) Umsatzerlöse

Erlöse aus Verträgen mit Kunden werden erfasst, wenn die Verfügungsgewalt über eine Ware oder Dienstleistung auf den Kunden übertragen wird. Die von den Gesellschaften gezahlten Strom- und Energiesteuern werden offen von den Umsatzerlösen abgesetzt. Um die Geschäftsentwicklung zutreffender darzustellen, werden Aufwendungen und Erträge aus Energiehandelsgeschäften netto ausgewiesen. Der Nettoausweis führt zu einer Saldierung von Umsatzerlösen und Materialaufwand aus Energiehandelsgeschäften. Für das Geschäftsjahr 2019 betrugen die netto ausgewiesenen Energiehandelsumsätze brutto 32.139,7 Mio. € (Vorjahr: 29.202,0 Mio. €).

Neben Erlösen aus Verträgen mit Kunden bestehen weitere Erlöse im Rahmen der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit. Es ergibt sich folgende Aufteilung:

in Mio. € (1)	2019	2018
Erlöse aus Verträgen mit Kunden	18.459,0	20.658,8
Sonstige Umsatzerlöse	306,0	156,6
Gesamt	18.765,0	20.815,4

(1) Vorjahreszahlen angepasst.

Die Veränderung der Umsatzerlöse wird im Lagebericht im Kapitel "Unternehmenssituation des EnBW-Konzerns" näher erläutert und betrifft im Wesentlichen die Erlöse aus Verträgen mit Kunden. Die nachfolgenden Tabellen enthalten eine Aufteilung der Umsatzerlöse nach Regionen und Produkten, aufgeschlüsselt nach den verschiedenen Segmenten des EnBW-Konzerns.

Außenumsatz nach Regionen

2019 in Mio. €	Vertriebe	Netze	Erneuerbare Energien	Erzeugung und Handel	Sonstiges / Konsolidierung	Gesamt
Erlöse aus Verträgen mit Kunden nach Regionen	7.668,5	3.164,0	653,0	6.970,1	3,4	18.459,0
Deutschland	(6.429,4)	(2.991,7)	(500,7)	(5.462,9)	(3,4)	(15.388,1)
Europäischer Währungsraum ohne Deutschland	(92,9)	(4,9)	(43,0)	(1.477,4)	(0,0)	(1.618,2)
Restliches Europa	(1.145,7)	(167,4)	(109,3)	(29,8)	(0,0)	(1.452,2)
Anderes Ausland	(0,5)	(0,0)	(0,0)	(0,0)	(0,0)	(0,5)
Sonstige Umsatzerlöse	10,4	295,6	0,0	0,0	0,0	306,0
Gesamt	7.678,9	3.459,6	653,0	6.970,1	3,4	18.765,0

Außenumsatz nach Regionen

2018 in Mio. €	Vertriebe (1)	Netze	Erneuerbare Energien	Erzeugung und Handel ( 1)	Sonstiges / Konsolidierung	Gesamt
Erlöse aus Verträgen mit Kunden nach Regionen	7.340,6	3.065,9	477,5	9.767,8	7,0	20.658,8
Deutschland	(6.323,7)	(2.895,7)	(369,7)	(8.149,8)	(6,9)	(17.745,8)
Europäischer Währungsraum ohne Deutschland	(102,9)	(4,5)	(6,7)	(1.513,0)	(0,0)	(1.627,1)
Restliches Europa	(914,0)	(165,7)	(101,1)	(105,0)	(0,0)	(1.285,8)
Anderes Ausland	(0,0)	(0,0)	(0,0)	(0,0)	(0,1)	(0,1)
Sonstige Umsatzerlöse	7,1	149,5	0,0	0,0	0,0	156,6
Gesamt	7.347,7	3.215,4	477,5	9.767,8	7,0	20.815,4

(1) Vorjahreszahlen angepasst.

Außenumsatz nach Produkten

2019 in Mio. €	Vertriebe	Netze	Erneuerbare Energien	Erzeugung und Handel	Sonstiges / Konsolidierung	Gesamt
Erlöse aus Verträgen mit Kunden nach Produkten	7.668,5	3.164,0	653,0	6.970,1	3,4	18.459,0
Strom	(5.087,6)	(2.017,9)	(582,1)	(2.960,4)	(0,0)	(10.648,0)
Gas	(2.272,4)	(558,0)	(9,4)	(3.600,4)	(0,0)	(6.440,2)
Energie- und Umweltdienstleistungen / Sonstiges	(308,5)	(588,1)	(61,5)	(409,3)	(3,4)	(1.370,8)
Sonstige Umsatzerlöse	10,4	295,6	0,0	0,0	0,0	306,0
Gesamt	7.678,9	3.459,6	653,0	6.970,1	3,4	18.765,0

Außenumsatz nach Produkten

2018 in Mio. €	Vertriebe (1)	Netze	Erneuerbare Energien	Erzeugung und Handel (1)	Sonstiges /Konsolidierung	Gesamt
Erlöse aus Verträgen mit Kunden nach Produkten	7.340,6	3.065,9	477,5	9.767,8	7,0	20.658,8
Strom	(5.217,7)	(1.996,0)	(434,2)	(3.491,6)	(0,0)	(11.139,5)
Gas	(1.953,8)	(528,3)	(7,1)	(5.787,8)	(0,0)	(8.277,0)
Energie- und Umweltdienstleistungen / Sonstiges	(169,1)	(541,6)	(36,2)	(488,4)	(7,0)	(1.242,3)
Sonstige Umsatzerlöse	7,1	149,5	0,0	0,0	0,0	156,6
Gesamt	7.347,7	3.215,4	477,5	9.767,8	7,0	20.815,4

(1) Vorjahreszahlen angepasst.

Die Umsatzerlöse resultieren im Wesentlichen aus Gütern und Dienstleistungen, die über einen bestimmten Zeitraum geliefert beziehungsweise erfüllt werden.

Im Folgenden sind die wesentlichen Leistungen beschrieben:

Strom- und Gaslieferungen: Die Umsatzerlöse resultieren überwiegend aus der Übertragung von Strom und Gas an Kunden. Bei Verträgen, in denen keine festen Abnahmemengen vereinbart sind, besteht die Leistungsverpflichtung insbesondere in der jederzeitigen Bereitstellung und Abrufmöglichkeit von Energie. Da der Kunde diese Dienstleistung nutzt, während sie erbracht wird, erfolgt die Umsatzrealisation über einen Zeitraum hinweg. Die Fortschrittsmessung erfolgt in der Regel linear unter Zuordnung variabler Entgelte auf bestimmte Leistungselemente. Sind feste Abnahmemengen vereinbart, besteht die Leistungsverpflichtung in der Übertragung der Energiemengen, daher wird der Umsatz bei Übertragung der Verfügungsgewalt über diese realisiert. Bei Kundengruppen, bei denen rollierende Jahresabrechnungen erfolgen, wird der Transaktionspreis auf Basis von Verbrauchswerten der Vergangenheit unter Berücksichtigung von aktuellen Temperatureinflüssen und Kalendersituationen berechnet. Rabatte oder Bonuszahlungen werden ab Vertragsbeginn als variable Gegenleistung umsatzmindernd berücksichtigt. Soweit einzelne Verträge die Übertragung von Vermögenswerten als zusätzliche Leistungsverpflichtung beinhalten, wird der Umsatz für diese im Zeitpunkt der Lieferung realisiert und mit dem relativen Einzelveräußerungspreis bewertet. In der Regel sind monatliche Abschlagszahlungen vereinbart.

Verteilung von Strom und Gas: Im Rahmen der Netznutzung stellt die EnBW ihren Kunden das Strom- und Gasnetz zur Verfügung. Die EnBW realisiert die Umsätze bei Erbringung der Dienstleistungen. Es sind entweder monatliche Istabrechnungen oder monatliche Abschlagszahlungen vereinbart.

Darüber hinaus umfassen die weiteren Umsatzerlöse aus Verträgen mit Kunden die Bereiche Dienstleistungen, Fernwärme, Contracting sowie Entsorgung. Die Mehrzahl der Verträge beinhaltet Dienstleistungen, deren Nutzen der Kunde vereinnahmt, während sie erbracht werden, und deren Umsatz daher zeitraumbezogen realisiert wird. In der Regel erfolgt dabei die Fortschrittsmessung linear unter Zuordnung variabler Entgelte auf bestimmte Leistungselemente.

Der Gesamtbetrag der erwarteten Umsatzerlöse aus Leistungsverpflichtungen, die zum 31. Dezember 2019 teilweise oder vollständig nicht erfüllt sind, beträgt 8.111,1 Mio. € (Vorjahr angepasst: 8.005,6 Mio. €). Der überwiegende Teil dieser Leistungsverpflichtungen wird erwartungsgemäß innerhalb der nächsten fünf Jahre erfüllt. Innerhalb des nächsten Geschäftsjahres wird von einer Erfüllung von 2.559,5 Mio. € (Vorjahr angepasst: 2.747,8 Mio. €) ausgegangen. Nicht enthalten sind verbleibende Leistungsverpflichtungen aus Kundenverträgen, die eine erwartete ursprüngliche Laufzeit von maximal einem Jahr haben.

Die Vertragsverbindlichkeiten zum 31. Dezember 2019 betrugen 932,0 Mio. € (Vorjahr: 909,7 Mio. €). Aus den im Anfangsbestand enthaltenen Vertragsverbindlichkeiten von 909,7 Mio. € (Vorjahr: 909,4 Mio. €) wurden innerhalb der Berichtsperiode 76,4 Mio. € (Vorjahr: 74,3 Mio. €) als Umsatzerlöse erfasst. In den Vertragsverbindlichkeiten sind im Wesentlichen Baukostenzuschüsse und Hausanschlusskosten enthalten. Hierbei handelt es sich um nicht erstattungsfähige Vorauszahlungen, die passiviert und über einen Zeitraum von 20 bis 45 Jahren wieder aufgelöst werden.

Forderungen werden bei Lieferung einer Ware beziehungsweise bei Abschluss eines zugrunde liegenden Leistungszeitraums als solche ausgewiesen, da dies der Zeitpunkt ist, zu dem ein unbedingter Anspruch auf Erhalt der Gegenleistung besteht. Lediglich der Zeitablauf ist noch erforderlich, bis die Zahlung fällig wird. Zur Entwicklung der mit Kundenverträgen verbundenen Forderungen verweisen wir auf die Anhangangabe (25) "Berichterstattung zu den Finanzinstrumenten". In der Berichtsperiode wurden 201,3 Mio. € (Vorjahr: 163,2 Mio. €) Umsatzerlöse für Leistungsverpflichtungen erfasst, die in früheren Perioden erfüllt beziehungsweise teilweise erfüllt worden sind.

Bei der Bestimmung des Transaktionspreises, der im Rahmen von Mehrkomponentenvereinbarungen auf alle separaten Leistungsverpflichtungen auf Grundlage ihrer relativen Einzelveräußerungspreise zu verteilen ist, sind Ermessensentscheidungen erforderlich. Diese betreffen insbesondere das Vorhandensein und die Höhe von variablen Gegenleistungen (zum Beispiel Rabatte, Erfolgsprämien) und werden vom Transaktionspreis abgezogen. Diese Ermessensentscheidungen basieren insbesondere auf den Vertragsbedingungen und den Erfahrungswerten der Vergangenheit. Ermessensentscheidungen über den zeitlichen Anfall von Umsatzerlösen betreffen insbesondere die Auswahl einer angemessenen Fortschrittsmessung bei Bereitstellungsdienstleistungen. Da der Kunde hierbei in der Regel gleichmäßig von der Dienstleistung profitiert, erfolgt die Umsatzlegung linear.

Provisionen, die an Intermediäre und Vertriebsmitarbeiter als Folge des Vertragsabschlusses gezahlt werden, werden als zusätzliche Kosten der Vertragserlangung aktiviert. Zum 31. Dezember 2019 beträgt die Summe der Vermögenswerte, die aus den Kosten für den Abschluss von Kundenverträgen ausgewiesen werden, 30,7 Mio. € (Vorjahr: 28,9 Mio. €). Diese Kosten umfassen im Wesentlichen Provisionen, die an Vertriebsstellen gezahlt werden, wenn Kunden erfolgreich an die EnBW vermittelt werden. Im Jahr 2019 beläuft sich der Auflösungsbetrag auf 14,8 Mio. € (Vorjahr: 17,0 Mio. €). Das Abschreibungsmuster steht im Einklang mit der Übertragung der Ware oder Dienstleistung an den Kunden und orientiert sich an der durchschnittlichen Kundenhaltedauer.

Zusätzliche Kosten der Vertragserlangung werden bei ihrem Entstehen sofort als Aufwand erfasst, sofern der Abschreibungszeitraum der Vermögenswerte ein Jahr oder weniger beträgt. Eine Anpassung des Transaktionspreises um eine signifikante Finanzierungskomponente ist nicht erforderlich, da keine Verträge vorliegen, bei denen der Zeitraum zwischen der Übertragung der zugesagten Güter oder Dienstleistungen an den Kunden und der Zahlung durch den Kunden ein Jahr übersteigt.

(2) Sonstige betriebliche Erträge

in Mio. € (1)	2019	2018
Erträge aus Veräußerungen	37,4	100,2
Erträge aus der Auflösung von Rückstellungen	218,0	206,2
Erträge aus Derivaten	749,2	346,4
Erträge aus Zuschreibungen	4,5	22,1
Pacht- und Mieterträge	20,5	25,5
Übrige	514,4	484,7
Gesamt	1.544,0	1.185,1

(1) Vorjahreszahlen angepasst.

In den Veräußerungsgewinnen des Vorjahres sind im Wesentlichen Erträge aus dem Verkauf der VNG Norge und ihrer Tochtergesellschaft VNG Danmark enthalten.

Die Erträge aus Derivaten erhöhten sich vorallem aufgrund von Bewertungseffekten aus Derivaten sowie der Agenda-Entscheidung des IFRIC "Physische Abwicklung von Verträgen zum Kauf oder Verkauf eines nichtfinanziellen Postens".

Der Anstieg der übrigen sonstigen betrieblichen Erträge resultiert im Wesentlichen aus einem höheren realisierten Ergebnis aus CO ₂-Zertifikaten. Gegenläufig ergaben sich im Berichtsjahr geringere Erträge aus Währungskursgewinnen in Höhe von 2,4 Mio. € (Vorjahr: 40,0 Mio. €). Darüber hinaus sind in den übrigen sonstigen betrieblichen Erträgen unter anderem Erträge aus der Auflösung von abgegrenzten Verbindlichkeiten sowie Erträge aus Versicherungsleistungen enthalten.

(3) Materialaufwand

in Mio. € (1)	2019	2018
Aufwendungen für Roh-, Hilfs- und Betriebsstoffe und für bezogene Waren	12.039,8	14.033,9
Aufwendungen für bezogene Leistungen	2.801,3	2.802,8
Explorationsaufwand	0,0	1,4
Gesamt	14.841,1	16.838,1

(1) Vorjahreszahlen angepasst.

Die Aufwendungen für Roh-, Hilfs- und Betriebsstoffe und für bezogene Waren umfassen insbesondere die Strom- und Gasbezugskosten inklusive der Zuführung zur Drohverlustrückstellung für Strombezugsverträge. Außerdem sind die erforderlichen Zuführungen zu den Rückstellungen für die Stilllegung der Kernkraftwerke, soweit diese nicht aktivierungspflichtig sind, enthalten. Hiervon ausgenommen ist die Aufzinsung der Rückstellung. Zusätzlich beinhalten die Aufwendungen im Kernenergiebereich Kosten für die Entsorgung bestrahlter Brennelemente und radioaktiver Abfälle sowie Kosten für den Verbrauch von Kernbrennelementen und Kernbrennstoffen. Des Weiteren werden dort auch Brennstoffkosten für konventionelle Kraftwerke sowie Kosten für die Beschaffung von CO ₂-Zertifikaten ausgewiesen.

Die Aufwendungen für bezogene Leistungen enthalten überwiegend Aufwendungen für Netznutzung, Fremdleistungen für Betrieb und Instandhaltung der Anlagen sowie Konzessionsabgaben. Des Weiteren sind hier die sonstigen, direkt der Leistungserstellung zurechenbaren Aufwendungen ausgewiesen.

(4) Personalaufwand

in Mio. €	2019	2018
Vergütungen	1.520,5	1.404,7
Soziale Abgaben und Aufwendungen für Altersversorgung und für Unterstützung	486,5	467,1
davon für Altersversorgung	(219,8)	(221,3)
Gesamt	2.007,0	1.871,8

Mitarbeiter der fortzuführenden Aktivitäten im Jahresdurchschnitt

im Jahresdurchschnitt	2019	2018
Vertriebe (1)	4.186	3.518
Netze	9.003	8.913
Erneuerbare Energien	1.309	1.101
Erzeugung und Handel (1)	5.458	5.382
Sonstiges	2.666	2.610
Mitarbeiter	22.622	21.524
Auszubildende inklusive DH-Studenten im Konzern	912	880

(1) Vorjahreszahlen angepasst.

In der Gesamtzahl sind Mitarbeiter der gemeinschaftlichen Tätigkeiten mit 7 Mitarbeitern (Vorjahr: 7) entsprechend ihrem EnBW-Anteil erfasst.

(5) Sonstige betriebliche Aufwendungen

in Mio. € (1)	2019	2018
Verwaltungs-, Vertriebs- und sonstige Gemeinkosten	378,1	378,0
Aufwand aus Derivaten	391,3	300,3
Prüfungs-, Rechts- und Beratungskosten	98,6	102,6
Sonstige Personalkosten	90,9	81,8
Werbeaufwand	76,0	80,6
Mieten, Pachten, Leasing	49,3	69,7
Versicherungen	61,4	55,9
Abgaben	22,5	23,7
Sonstige Steuern	27,2	19,1
Aufwand aus Veräußerungen	19,0	11,2
Übrige	78,6	157,4
Gesamt	1.292,9	1.280,3

(1) Vorjahreszahlen angepasst.

Die übrigen sonstigen betrieblichen Aufwendungen beinhalten unter anderem Aufwendungen aus Währungskursverlusten in Höhe von 2,5 Mio. € (Vorjahr: 43,1 Mio. €) sowie Aufwendungen für Provisionen.

(6) Abschreibungen

in Mio. €	2019	2018
Abschreibungen auf immaterielle Vermögenswerte	132,7	106,8
Abschreibungen auf Sachanlagevermögen	1.405,0	1.106,2
Abschreibungen auf als Finanzinvestition gehaltene Immobilien	0,7	1,8
Abschreibungen auf Nutzungsrechte aus Leasingverhältnissen	111,0
Auflösung der Investitionskostenzuschüsse	-0,9	-1,0
Gesamt	1.648,5	1.213,8

Im Berichtsjahr wurden wie im Vorjahr keine außerplanmäßigen Abschreibungen auf Geschäfts- oder Firmenwerte vorgenommen.

Die außerplanmäßigen Abschreibungen auf sonstige immaterielle Vermögenswerte, Sachanlagevermögen und als Finanzinvestition gehaltene Immobilien betragen 160,7 Mio. € (Vorjahr: 13,8 Mio. €). Im aktuellen Geschäftsjahr beinhalten die außerplanmäßigen Abschreibungen im Wesentlichen Wertberichtigungen auf Erzeugungsanlagen und sind in der Segmentberichterstattung vor allem dem Segment Erzeugung und Handel zugeordnet. Der erzielbare Betrag wurde auf Basis des beizulegenden Zeitwerts abzüglich der Veräußerungskosten ermittelt und entspricht der Stufe 3 der Bewertungshierarchie des IFRS 13. Die Ermittlung des beizulegenden Zeitwerts erfolgte anhand eines Unternehmensbewertungsmodells unter Zugrundelegung von Cashflow-Planungen, die unter anderem auf den vom Vorstand genehmigten und zum Zeitpunkt der Durchführung des Wertminderungstests gültigen Mittelfristplanungen sowie über den Detailplanungszeitraum hinausgehenden langfristigen Markterwartungen basierten. Die Planungen beruhten auf Erfahrungen der Vergangenheit und auf Einschätzungen über die künftige Marktentwicklung. Der bei der Bewertung verwendete Abzinsungssatz beträgt 5,1 % (Vorjahr: 5,5 %). Die Wertberichtigungen resultieren im Wesentlichen aus dem verschärften Ausstiegspfad bei der Steinkohle. Der ermittelte Zeitwert der Erzeugungsanlagen in Höhe von rund 2,0 Mrd. € liegt daher unterhalb der jeweiligen Buchwerte.

Hinsichtlich der Auswirkungen von möglichen künftigen Änderungen wesentlicher Schätzparameter verweisen wir auf den Abschnitt "Ermessensentscheidungen und Schätzungen bei der Anwendung der Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden".

(7) Beteiligungsergebnis

in Mio. €	2019	2018
Laufendes Ergebnis at equity bewerteter Unternehmen	22,8	28,2
Abschreibungen at equity bewerteter Unternehmen	-2,1	-56,4
Zuschreibungen at equity bewerteter Unternehmen	8,3	4,1
Ergebnis at equity bewerteter Unternehmen	29,0	-24,1
Erträge aus Beteiligungen	108,9	120,9
Abschreibungen auf Beteiligungen	-6,2	-6,5
Zuschreibungen auf Beteiligungen	0,0	1,8
Ergebnis aus dem Abgang von Beteiligungen	269,6	8,8
Übriges Beteiligungsergebnis (1)	372,3	125,0
Beteiligungsergebnis (+ Ertrag / - Aufwand)	401,3	100,9

(1) Davon 83,2 Mio. € (Vorjahr: 92,3 Mio. €) Ergebnis aus Beteiligungen, die als Finanzinvestition gehalten werden.

Die Abschreibungen at equity bewerteter Unternehmen beinhalteten im Vorjahr im Wesentlichen eine Wertberichtigung auf den Buchwert unserer türkischen Beteiligung. Die Abschreibungen auf Beteiligungen entfallen sowohl im laufenden Jahr als auch im Vorjahr im Wesentlichen auf sonstige Beteiligungen.

Das Ergebnis aus dem Abgang von Beteiligungen in der Berichtsperiode resultiert im Wesentlichen aus der Neubewertung der Anteile an der EnBW Hohe See, die ab dem 1. Oktober 2019 nicht mehr at equity bewertet, sondern vollkonsolidiert wird.

(8) Finanzergebnis

in Mio. € (1)	2019	2018
Zinsen und ähnliche Erträge	117,9	99,9
Andere Finanzerträge	419,2	195,6
Finanzerträge	537,1	295,5
Finanzierungszinsen	-201,0	-230,0
Sonstige Zinsen und ähnliche Aufwendungen	-7,9	-23,1
Zinsanteil der Zuführungen zu den Schulden	-347,4	-191,0
Personalrückstellungen	(-114,4)	(-112,2)
Kerntechnische Rückstellungen	(-212,0)	(-62,2)
Sonstige langfristige Rückstellungen	(-12,7)	(-9,0)
Sonstige Schulden	(-8,4)	(-7,6)
Andere Finanzaufwendungen	-76,6	-231,8
Finanzaufwendungen	-632,9	-675,9
Finanzergebnis (+ Ertrag / - Aufwand)	-95,8	-380,4

(1) Vorjahreszahlen angepasst.

Die Zinsen und ähnlichen Erträge enthalten im Wesentlichen Zinserträge aus verzinslichen Wertpapieren und Ausleihungen, Dividenden sowie Gewinnanteilen. Es wurden im Geschäftsjahr 2019 Zinserträge in Höhe von 19,6 Mio. € (Vorjahr: 20,3 Mio. €) mit diesen in wirtschaftlichem Zusammenhang stehenden Zinsaufwendungen verrechnet. In den anderen Finanzerträgen sind in der Berichtsperiode Erträge der Bewertungskategorie "erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet" in Höhe von 391,3 Mio. € (Vorjahr: 158,4 Mio. €) enthalten.

Die Finanzierungszinsen setzen sich wie folgt zusammen:

in Mio. €	2019	2018
Aufwendungen für Bankzinsen und Anleihen	167,5	213,9
Zinsanteil auf Leasingverbindlichkeiten	12,1	3,0
Sonstige Finanzierungszinsen	21,4	13,1
Finanzierungszinsen	201,0	230,0

Der Zinsanteil aus der Zuführung zu den Schulden betrifft im Wesentlichen die Anpassung des Zinssatzes für die bei der EnBW verbleibenden kerntechnischen Rückstellungen von 0,59 % auf 0,03 % (Vorjahr: 0,72 % auf 0,59 %). Darüber hinaus ist die jährliche Aufzinsung der langfristigen Rückstellungen enthalten.

Die anderen Finanzaufwendungen enthalten in der Berichtsperiode im Wesentlichen Aufwendungen der Bewertungskategorie "erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet" in Höhe von 55,8 Mio. € (Vorjahr: 196,9 Mio. €). Des Weiteren sind Kursverluste aus Verkäufen von Wertpapieren in Höhe von 2,4 Mio. € (Vorjahr: 7,3 Mio. €) enthalten. Wertminderungen auf Ausleihungen wurden in der Berichtsperiode in Höhe von 0,5 Mio. € (Vorjahr: 0,4 Mio. €) vorgenommen.

Die im Finanzergebnis dargestellten Gesamtzinserträge und Gesamtzinsaufwendungen der finanziellen Vermögenswerte und finanziellen Verbindlichkeiten stellen sich wie folgt dar:

Gesamtzinserträge und -aufwendungen

in Mio. €	2019	2018
Gesamtzinserträge	42,6	45,6
Gesamtzinsaufwendungen	-185,1	-226,0

Die Gesamtzinserträge und -aufwendungen resultieren aus Finanzinstrumenten, die nicht erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet sind. Hierbei handelt es sich im Wesentlichen um Zinserträge aus Ausleihungen, Darlehen und Bankguthaben, die zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet werden, sowie um Zins- und Dividendenerträge finanzieller Vermögenswerte der Bewertungskategorie "erfolgsneutral zum beizulegenden Zeitwert bewertet". Die Gesamtzinserträge ergeben sich aus der Bewertungskategorie "zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet" in Höhe von 32,1 Mio. € (Vorjahr: 35,2 Mio. €) und der Bewertungskategorie "erfolgsneutral zum beizulegenden Zeitwert bewertet" in Höhe von 10,5 Mio. € (Vorjahr: 10,4 Mio. €). Die Zinsaufwendungen der zu fortgeführten Anschaffungskosten bewerteten finanziellen Verbindlichkeiten in Höhe von 185,1 Mio. € (Vorjahr: 226,0 Mio. €) resultieren in der Berichtsperiode insbesondere wie auch im Vorjahr aus den Anleihen, Bankverbindlichkeiten und Verbindlichkeiten aus Finanzierungsleasing.

(9) Ertragsteuern

in Mio. €	2019	2018
Tatsächliche Ertragsteuern
Inländische Körperschaftsteuer	-56,7	241,9
Inländische Gewerbesteuer	62,4	109,8
Ausländische Ertragsteuern	45,8	33,9
Summe (- Ertrag / + Aufwand)	51,5	385,6
Latente Steuern
Inland	-40,4	-269,5
Ausland	-13,2	12,6
Summe (- Ertrag / + Aufwand)	-53,6	-256,9
Ertragsteuern (- Ertrag / + Aufwand)	-2,1	128,7

Die tatsächlichen Ertragsteuern in Höhe von 51,5 Mio. € (Vorjahr: 385,6 Mio. € Aufwand) betreffen den Ertragsteueraufwand des laufenden Geschäftsjahres in Höhe von 167,3 Mio. € (Vorjahr: 107,3 Mio. €) und den Ertragsteuerertrag für vorangegangene Perioden in Höhe von 115,8 Mio. € (Vorjahr: 278,3 Mio. € Aufwand).

Der latente Steuerertrag in Höhe von 53,6 Mio. € (Vorjahr: 256,9 Mio. €) setzt sich zusammen aus latentem Steuerertrag des laufenden Jahres in Höhe von 162,0 Mio. € (Vorjahr: 36,7 Mio. € Aufwand) und latenten Steueraufwendungen für vergangene Perioden in Höhe von 108,4 Mio. € (Vorjahr: 293,6 Mio. € Ertrag).

Die Veränderung des tatsächlichen und latenten Ertragsteueraufwands für vorangegangene Perioden resultiert im Wesentlichen aus steuerlichen Betriebsprüfungen und geänderten Steuerveranlagungen.

Der Körperschaftsteuersatz betrug wie im Vorjahr 15,0 % zuzüglich des Solidaritätszuschlags in Höhe von 5,5 % auf die Körperschaftsteuer. Der Gewerbesteuersatz lag wie im Vorjahr bei 13,6 %. Hieraus resultiert ein Steuersatz für Ertragsteuern in Höhe von 29,4 % (wie im Vorjahr). Für die ausländischen Gesellschaften wird der im Sitzland jeweils maßgebliche Steuersatz in Höhe von 19,0 % bis 25,8 % (Vorjahr: 19,0 % bis 25,5 %) zur Berechnung der Ertragsteuern zugrunde gelegt. Latente Steueransprüche und -verbindlichkeiten werden mit den im Zeitpunkt der Realisierung voraussichtlich gültigen Steuersätzen bewertet.

Die latenten Steuern setzen sich wie folgt zusammen:

in Mio. €	2019	2018
Entstehung beziehungsweise Umkehrung temporärer Unterschiede	-59,2	-220,8
Entstehung noch nicht genutzter steuerlicher Verlustvorträge	-15,6	-38,9
Nutzung steuerlicher Verlustvorträge	21,2	2,8
Latente Steuern (- Ertrag / + Aufwand)	-53,6	-256,9

Die Überleitung vom erwarteten Ertragsteueraufwand zum effektiven Ertragsteuerertrag stellt sich wie folgt dar:

in Mio. €	2019	in %	2018	in %
Ergebnis vor Ertragsteuern	902,2		596,3
Erwarteter Steuersatz		29,4		29,4
Erwartete Ertragsteuern (- Ertrag / + Aufwand)	265,2		175,3
Steuereffekte durch
Unterschiede ausländischer Steuersätze und Steuersatzabweichungen	-30,0	-3,3	-17,2	-2,9
steuerfreie Erträge	-130,1	-14,4	-22,2	-3,7
nicht abzugsfähige Aufwendungen	29,3	3,2	21,3	3,6
gewerbesteuerliche Hinzurechnungen und Kürzungen	11,7	1,3	10,7	1,8
Equity-Bewertung von Gemeinschafts- und assoziierten Unternehmen	-7,4	-0,8	7,1	1,2
Anpassung / Bewertung / Nichtansatz Verlustvorträge	-16,6	-1,8	0,0	0,0
steuerfreie Veräußerungen von Beteiligungen	-116,8	-12,9	-25,2	-4,2
periodenfremde Steuern	-7,4	-0,9	-15,3	-2,6
Sonstiges	0,0	0,0	-5,8	-1,0
Effektive Ertragsteuern (- Ertrag / + Aufwand)	-2,1		128,7
Effektive Steuerquote		-0,2		21,6

(10) Immaterielle Vermögenswerte

in Mio. €	Konzessionen, gewerbliche Schutzrechte und ähnliche Rechte und Werte	Selbst erstellte immaterielle Vermögenswerte	Geschäfts- oder Firmenwerte	Sonstige	Summe
Anschaffungs- beziehungsweise Herstellungskosten
Stand: 1.1.2019	1.930,8	111,4	972,1	14,3	3.028,6
Zu- / Abgänge durch Änderungen des Konsolidierungskreises	1.272,6	4,1	348,4	0,0	1.625,1
Zugänge	57,2	11,7	0,6	27,5	97,0
Umbuchungen	9,5	2,3	0,0	-10,6	1,2
Währungsanpassungen	13,5	0,0	3,2	0,0	16,7
Abgänge	-10,3	-0,6	-0,6	-0,6	-12,1
Stand: 31.12.2019	3.273,3	128,9	1.323,7	30,6	4.756,5
Kumulierte Abschreibungen
Stand: 1.1.2019	1.134,6	97,3	48,0	0,0	1.279,9
Zugänge	114,5	8,2	0,0	0,0	122,7
Umbuchungen	-0,2	0,0	0,0	0,0	-0,2
Währungsanpassungen	5,7	0,0	0,0	0,0	5,7
Abgänge	-8,5	-0,6	0,0	0,0	-9,1
Wertminderungen	10,0	0,0	0,0	0,0	10,0
Stand: 31.12.2019	1.256,1	104,9	48,0	0,0	1.409,0
Buchwerte
Stand: 31.12.2019	2.017,2	24,0	1.275,7	30,6	3.347,5

in Mio. €	Konzessionen, gewerbliche Schutzrechte und ähnliche Rechte und Werte	Explorationskosten	Selbst erstellte immaterielle Vermögenswerte	Geschäfts- oder Firmenwerte	Sonstige	Summe
Anschaffungs- beziehungsweise Herstellungskosten
Stand: 1.1.2018	2.017,7	27,9	102,2	973,5	16,6	3.137,9
Zu- / Abgänge durch Änderungen des Konsolidierungskreises	2,3	0,0	0,0	0,8	0,0	3,1
Zugänge	37,9	6,2	8,1	0,0	9,8	62,0
Umbuchungen	7,1	-0,0	1,1	0,0	-9,0	-0,8
Umbuchungen in zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte	-140,8	-34,5	0,0	0,0	0,0	-175,3
Währungsanpassungen	11,6	0,4	0,0	-2,2	0,0	9,8
Abgänge	-5,0	0,0	0,0	0,0	-3,1	-8,1
Stand: 31.12.2018	1.930,8	0,0	111,4	972,1	14,3	3.028,6
Kumulierte Abschreibungen
Stand: 1.1.2018	1.091,9	0,5	91,6	48,0	0,0	1.232,0
Zugänge	100,5	0,0	5,1	0,0	0,0	105,6
Umbuchungen	1,0	0,0	0,0	0,0	0,0	1,0
Umbuchungen in zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte	-58,5	-0,5	0,0	0,0	0,0	-59,0
Währungsanpassungen	3,2	0,0	0,0	0,0	0,0	3,2
Abgänge	-4,1	0,0	0,0	0,0	0,0	-4,1
Wertminderungen	0,6	0,0	0,6	0,0	0,0	1,2
Stand: 31.12.2018	1.134,6	0,0	97,3	48,0	0,0	1.279,9
Buchwerte
Stand: 31.12.2018	796,2	0,0	14,1	924,1	14,3	1.748,7

Im Buchwert der immateriellen Vermögenswerte sind Konzessionen zum Betreiben von Kraftwerken in Höhe von 1.458,4 Mio. € (Vorjahr: 516,1 Mio. €) und Kundenbeziehungen in Höhe von 112,8 Mio. € (Vorjahr: 125,7 Mio. €) enthalten. Der Anstieg bei den Konzessionen resultiert im Wesentlichen aus dem mittlerweile wieder vollkonsolidierten Offshore-Windpark EnBW Hohe See.

Im Jahr 2019 wurden insgesamt 54,4 Mio. € (Vorjahr: 40,6 Mio. €) für Forschung und Entwicklung aufgewendet. Die nach IFRS geforderten Aktivierungskriterien wurden nicht erfüllt.

Die folgende Tabelle informiert über die in den verschiedenen Posten des Konzernabschlusses enthaltenen Explorationsaufwendungen bis zur Veräußerung der VNG Norge AS und ihrer Tochtergesellschaft. In der Segmentberichterstattung war das Explorationsgeschäft bis zur Veräußerung der VNG Norge AS und ihrer Tochtergesellschaft dem Segment Erzeugung und Handel zugeordnet.

in Mio. €	2019	2018
Andere Explorationsaufwendungen	0,0	-1,4
Aufwendungen aus Explorationstätigkeit	0,0	-1,4
Nettozahlungen operative Explorationstätigkeiten	0,0	-1,4
Nettozahlungen Investitionstätigkeiten aus Exploration	0,0	-6,2

Zur Durchführung des Wertminderungstests wurden die Geschäfts- oder Firmenwerte den jeweiligen zahlungsmittelgenerierenden Einheiten (ZGE) beziehungsweise Gruppen von zahlungsmittelgenerierenden Einheiten (ZGE) zugeordnet. Im Rahmen des Wertminderungstests wird der Buchwert der ZGE mit dem erzielbaren Betrag verglichen. Der erzielbare Betrag ist der höhere der beiden Werte aus beizulegendem Zeitwert abzüglich der Veräußerungskosten der ZGE und deren Nutzungswert. Im EnBW-Konzern wird der erzielbare Betrag der ZGE zunächst anhand des beizulegenden Zeitwerts abzüglich der Veräußerungskosten ermittelt und entspricht der Stufe 3 der Bewertungshierarchie des IFRS 13. Bei Bedarf wird zudem eine Berechnung des Nutzungswerts durchgeführt. Die Ermittlung des beizulegenden Zeitwerts erfolgt anhand eines Unternehmensbewertungsmodells unter Zugrundelegung von Cashflow-Planungen, die auf den vom Vorstand für einen Zeitraum von drei Jahren genehmigten und zum Zeitpunkt der Durchführung des Wertminderungstests gültigen Mittelfristplanungen basieren. Die Planungen beruhen auf Erfahrungen der Vergangenheit sowie auf Einschätzungen über die künftige Marktentwicklung. In begründeten Ausnahmefällen wird ein längerer Detailplanungszeitraum zugrunde gelegt, sofern es wirtschaftliche oder regulatorische Rahmenbedingungen erfordern.

Wesentliche Annahmen, auf denen die Ermittlung des beizulegenden Zeitwerts abzüglich der Veräußerungskosten basiert, umfassen die Prognose über künftige Strom- und Gaspreise, Rohstoffpreise, unternehmensbezogene Investitionstätigkeiten, regulatorische Rahmenbedingungen sowie über Wachstums- und Diskontierungszinssätze. Die Annahmen werden aus internen und externen Einschätzungen abgeleitet.

Die zur Diskontierung der Cashflows verwendeten Zinssätze werden auf Basis von Marktdaten ermittelt und liegen zwischen 2,7 % und 6,6 % nach Steuern beziehungsweise zwischen 3,9 % und 8,1 % vor Steuern (Vorjahr: 3,5 % bis 6,6 % nach Steuern und 4,9 % bis 8,1 % vor Steuern).

Für die Extrapolation der Cashflows jenseits des Detailplanungszeitraums werden zur Berücksichtigung des erwarteten preis- und mengenbedingten Wachstums konstante Wachstumsraten von 0,0 % und 1,5 % (wie im Vorjahr) zugrunde gelegt.

Im Jahr 2019 wurden wie im Vorjahr keine außerplanmäßigen Abschreibungen auf Geschäfts- oder Firmenwerte vorgenommen.

Bei allen zahlungsmittelgenerierenden Einheiten lagen die erzielbaren Beträge über den jeweiligen Buchwerten, sodass ausgehend von der aktuellen Beurteilung der wirtschaftlichen Lage erst eine signifikante Änderung der wesentlichen Bewertungsparameter zu einer Wertminderung führen würde.

Zum 31. Dezember 2019 betrug der gesamte Geschäfts- oder Firmenwert 1,3 Mrd. € (Vorjahr: 0,9 Mrd. €). Von diesem Betrag entfallen 82,4 % (Vorjahr: 86,5 %) auf die in der folgenden Tabelle dargestellten zahlungsmittelgenerierenden Einheiten beziehungsweise Gruppen von zahlungsmittelgenerierenden Einheiten:

Zahlungsmittelgenerierende Einheiten / Gruppen von zahlungsmittelgenerierenden Einheiten

	Diskontierungsfaktoren nach Steuern in %		Geschäfts- oder Firmenwert in Mio. €
	2019	2018	2019	2018
Teilkonzern PRE	3,7-6,6	4,5-6,5	273,5	265,9
Stromverteilung / Stromvertrieb	2,7-5,5	3,5-5,5	131,7	131,7
Teilkonzern Stadtwerke Düsseldorf AG	2,7-5,5	3,5-5,5	127,4	127,4
Teilkonzern Energiedienst Holding AG	2,7-5,5	3,5-5,5	147,1	147,1
ONTRAS Gastransport GmbH	2,7	3,5	127,2	127,2
Teilkonzern Valeco	3,2-4,9		244,3

Die den anderen zahlungsmittelgenerierenden Einheiten beziehungsweise Gruppen von zahlungsmittelgenerierenden Einheiten zugeordneten Geschäfts- oder Firmenwerte betrugen jeweils weniger als 5,3 % (Vorjahr: 6,5 %) des gesamten Geschäfts- oder Firmenwerts. Ihre Summe belief sich insgesamt auf 224,5 Mio. € (Vorjahr: 124,8 Mio. €).

(11) Sachanlagen

in Mio. €	Grundstücke und Bauten	Kraftwerksanlagen	Verteilungsanlagen	Andere Anlagen	Anlagen im Bau	Summe
Anschaffungs- beziehungsweise Herstellungskosten
Stand: 1.1.2019 (1)	4.048,3	18.418,5	16.488,9	1.844,3	1.528,7	42.328,7
Zu- / Abgänge durch Änderungen des Konsolidierungskreises	7,7	139,4	12,1	19,2	1.571,9	1.750,3
Zugänge	63,6	250,6	566,6	76,2	776,6	1.733,6
Umbuchungen	85,3	280,4	251,8	32,0	-597,7	51,8
Umbuchungen in zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte	-2,3	0,0	0,0	0,0	0,0	-2,3
Währungsanpassungen	2,0	11,4	20,1	0,5	0,4	34,4
Abgänge	-5,5	-80,5	-97,1	-27,5	-15,6	-226,2
Stand: 31.12.2019	4.199,1	19.019,8	17.242,4	1.944,7	3.264,3	45.670,3
Kumulierte Abschreibungen
Stand: 1.1.2019 (1)	2.212,9	13.618,4	9.282,5	1.334,0	25,6	26.473,4
Zugänge	69,8	690,8	397,2	97,8	0,0	1.255,6
Umbuchungen	6,8	12,0	-12,1	0,5	-3,2	4,0
Umbuchungen in zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte	-2,3	0,0	0,0	0,0	0,0	-2,3
Währungsanpassungen	1,0	8,1	9,5	0,4	0,0	19,0
Abgänge	-2,9	-77,4	-74,2	-23,9	-2,4	-180,8
Wertminderungen	24,1	124,0	0,1	0,9	0,4	149,5
Zuschreibungen	-1,4	-0,8	0,0	-1,3	-1,0	-4,5
Stand: 31.12.2019	2.308,0	14.375,1	9.603,0	1.408,4	19,4	27.713,9
Buchwerte
Stand: 31.12.2019	1.891,1	4.644,7	7.639,4	536,3	3.244,9	17.956,4

(1) Anfangsbestand angepasst aufgrund gesondertem Ausweis der Nutzungsrechte unter der Anhangangabe (12) "Leasing".

in Mio. €	Grundstücke und Bauten	Kraftwerksanlagen	Verteilungsanlagen	Andere Anlagen	Anlagen im Bau	Summe
Anschaffungs- beziehungsweise Herstellungskosten
Stand: 1.1.2018	4.020,6	18.522,9	16.117,7	1.877,5	1.219,4	41.758,1
Zu- / Abgänge durch Änderungen des Konsolidierungskreises	4,8	67,6	2,9	22,5	0,4	98,2
Zugänge	39,2	343,9	392,6	54,3	734,7	1.564,7
Umbuchungen	21,3	136,1	111,5	18,6	-288,8	-1,3
Umbuchungen in zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte	-5,8	-64,8	-1,2	-111,2	-124,1	-307,1
Währungsanpassungen	-0,7	11,5	-12,9	7,7	3,1	8,7
Abgänge	-31,1	-516,4	-116,5	-22,0	-16,0	-702,0
Stand: 31.12.2018	4.048,3	18.500,8	16.494,1	1.847,4	1.528,7	42.419,3
Kumulierte Abschreibungen
Stand: 1.1.2018	2.184,0	13.687,8	8.986,4	1.278,5	24,0	26.160,7
Zugänge	62,0	541,0	387,3	104,5	0,0	1.094,8
Umbuchungen	-1,3	0,0	-0,7	1,8	-0,0	-0,2
Umbuchungen in zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte	-1,2	-46,3	0,0	-26,2	-2,9	-76,6
Währungsanpassungen	-0,3	7,5	-5,3	5,1	0,0	7,0
Abgänge	-24,7	-501,0	-80,7	-19,4	0,0	-625,8
Wertminderungen	1,0	4,5	0,9	0,4	4,6	11,4
Zuschreibungen	-6,6	-3,5	-0,2	-9,1	-0,1	-19,5
Stand: 31.12.2018	2.212,9	13.690,0	9.287,7	1.335,6	25,6	26.551,8
Buchwerte
Stand: 31.12.2018	1.835,4	4.810,8	7.206,4	511,8	1.503,1	15.867,5

Gegenstände des Sachanlagevermögens dienen der Besicherung von Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten in Höhe von 232,9 Mio. € (Vorjahr: 64,7 Mio. €). Davon entfallen auf Grundpfandrechte 0,0 Mio. € (Vorjahr: 4,8 Mio. €). Der Anstieg ist auf die Erstkonsolidierung der Valeco zurückzuführen.

Die Konzerninvestitionen in immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen in Höhe von 1.947,8 Mio. € (Vorjahr: 1.369,5 Mio. €) lassen sich wie folgt aus dem Anlagespiegel ableiten:

in Mio. €	2019	2018
Zugänge zu den immateriellen Vermögenswerten, Sachanlagen und Nutzungsrechte laut Anlagespiegel	1.924,5	1.626,7
Abzüglich Zugängen zu aktivierten Vermögenswerten aus Finanzierungsleasingverträgen		-1,3
Abzüglich Zugängen zu aktivierten Vermögenswerten aus dem Nutzungsrecht aus Leasingverhältnissen	-94,0
Abzüglich Zugängen zur aktivierten Rückstellung für die Stilllegung und den Abbau von Sachanlagen	-193,9	-279,6
Zuzüglich Zugängen zu den immateriellen Vermögenswerten und Sachanlagen der zur Veräußerung gehaltenen Vermögenswerte	0,0	23,7
Zuzüglich Investitionen, die nach Änderung der Konsolidierungsmethode zahlungswirksam wurden	311,2
Investitionen in immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen	1.947,8	1.369,5

(12) Leasing

Seit dem 1. Januar 2019 werden die Vorschriften zur Bilanzierung von Leasingverhältnissen des Rechnungslegungsstandards IFRS 16 ,,Leasingverhältnisse" im EnBW-Konzern umgesetzt. Für detaillierte Informationen zu den Auswirkungen der erstmaligen Anwendung von IFRS 16 auf den EnBW-Konzern sowie auf den Konzernabschluss 2019 verweisen wir auf die Angaben in den Abschnitten "Änderungen der Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden" und "Wesentliche Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden".

Angaben zu Leasingnehmersachverhalten

Nachfolgende Tabelle zeigt die Entwicklung der Nutzungsrechte aus Leasingverhältnissen:

in Mio. €	Grundstücke und Bauten	Kraftwerksanlagen	Verteilungsanlagen	Andere Anlagen	Summe
Nutzungsrechte
Stand: 1.1.2019 (1)	0,0	82,3	5,2	3,1	90,6
Änderung der Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden durch IFRS 16	191,9	2,0	289,1	26,7	509,7
Zu- / Abgänge durch Änderungen des Konsolidierungskreises	11,9	0,0	78,8	0,8	91,5
Zugänge	14,2	3,4	52,6	23,7	93,9
Umbuchungen	0,0	0,0	0,0	0,5	0,5
Währungsanpassungen	0,1	0,0	0,7	0,0	0,8
Abgänge	-1,3	0,0	-5,2	-0,3	-6,8
Stand: 31.12.2019	216,8	87,7	421,2	54,5	780,2
Kumulierte Abschreibungen
Stand: 1.1.2019 (1)	0,0	71,6	5,2	1,6	78,4
Zugänge	23,6	0,7	68,8	16,7	109,8
Umbuchungen	0,0	0,0	0,0	0,1	0,1
Abgänge	-0,2	0,0	-5,2	-0,2	-5,6
Wertminderungen	0,0	1,2	0,0	0,0	1,2
Stand: 31.12.2019	23,4	73,5	68,8	18,2	183,9
Buchwerte
Stand: 31.12.2019	193,4	14,2	352,4	36,3	596,3

(1) Bei den Anfangsbeständen handelt es sich um Finanzierungsleasingverhältnisse nach IAS 17.

Die Leasingverbindlichkeiten haben folgende Fälligkeiten:

in Mio. € (1)	31.12.2019		31.12.2018
	Nominalwert	Barwert	Nominalwert	Barwert
Fälligkeit bis 1 Jahr	127,2	117,4	7,4	3,5
Fälligkeit 1 bis 5 Jahre	324,4	298,0	28,5	12,9
Fälligkeit über 5 Jahre	364,0	284,2	127,0	83,4
Gesamt	815,6	699,6	162,9	99,8

(1) Leasingverbindlichkeiten wurden gemäß IAS 17 bis zum Geschäftsjahr 2018 unter den sonstigen Finanzverbindlichkeiten ausgewiesen, ab dem Geschäftsjahr 2019 gemäß IFRS 16 innerhalb der übrigen Verbindlichkeiten.

Die durch die Leasingverhältnisse auf die Gewinn- und Verlustrechnung entfallenden Beträge setzen sich wie folgt zusammen:

in Mio. €	2019
Aufwand aus kurzfristigen Leasingverhältnissen	5,1
davon Materialaufwand	(0,1)
davon sonstige betriebliche Aufwendungen	(5,0)
Aufwand aus Leasingverhältnissen über geringwertige Vermögenswerte	7,5
davon Materialaufwand	(0,3)
davon sonstige betriebliche Aufwendungen	(7,2)
Variable Leasingzahlungen	1,8
davon Materialaufwand	(1,8)
Abschreibungen auf Nutzungsrechte	111,0
Zinsaufwand Leasingverbindlichkeit	12,1

Auf die Kapitalflussrechnung ergeben sich die folgenden Auswirkungen:

in Mio. €	2019
Tilgungsanteil Leasingverbindlichkeiten	108,3
Zinsanteil Leasingverbindlichkeiten	12,1
Aufwand aus kurzfristigen Leasingverhältnissen, Leasingverhältnissen über geringwertige Vermögenswerte und variablen Leasingzahlungen	14,4
Gesamt	134,8

Der Tilgungs- und Zinsanteil für Leasingverbindlichkeiten ist im Cashflow aus Finanzierungstätigkeit enthalten. Der Operating Cashflow beinhaltet den Aufwand aus kurzfristigen Leasingverhältnissen, Leasingverhältnissen über geringwertige Vermögenswerte und variablen Leasingzahlungen.

Im EnBW-Konzern bestehen Vereinbarungen über variable Leasingzahlungen in Höhe von 291,8 Mio. €, die sich im Wesentlichen auf langfristige Strombezugsverträge beziehen, die noch nicht begonnen haben. Darüber hinaus bestehen weitere noch nicht begonnene Leasingverhältnisse in Höhe von 47,2 Mio. € aus der Anmietung von Gewerbeimmobilien. Des Weiteren hat der EnBW-Konzern Leasingverträge im Bestand, die Verlängerungs- und Kündigungsoptionen in Höhe von 255,9 Mio. € enthalten, die nicht initial im Nutzungsrecht und in der Leasingverbindlichkeit berücksichtigt wurden, da sie nicht als hinreichend sicher eingeschätzt wurden. Die finanziellen Verpflichtungen aus kurzfristigen Leasingverhältnissen und Leasingverhältnissen über geringwertige Vermögenswerte sind in der Anhangangabe (26) ,,Eventualverbindlichkeiten und sonstige finanzielle Verpflichtungen" enthalten.

Angaben zu Leasinggebersachverhalten

Die Forderungen aus Finanzierungsleasingverhältnissen in Höhe von 26,7 Mio. € (Vorjahr: 24,0 Mio. €) resultieren aus Verträgen zur Lieferung verschiedener Energiemedien wie Strom, Wärme, Kälte und Druckluft (sogenannte Contracting-Verträge), bei denen das wirtschaftliche Eigentum der geleasten technischen Anlagen und Maschinen dem Leasingnehmer zuzurechnen ist. Die ausstehenden Leasingzahlungen weisen folgende Fälligkeiten auf:

in Mio. €	31.12.2019	31.12.2018
Fälligkeit bis 1 Jahr	4,3	4,5
Fälligkeit 1 bis 2 Jahre	3,6	3,6
Fälligkeit 2 bis 3 Jahre	2,7	3,1
Fälligkeit 3 bis 4 Jahre	2,5	2,6
Fälligkeit 4 bis 5 Jahre	2,2	2,4
Fälligkeit über 5 Jahre	11,4	7,8
Gesamt	26,7	24,0

Die ausstehenden Leasingzahlungen werden wie folgt auf die Nettoinvestition in das Leasingverhältnis übergeleitet:

in Mio. € (1)	31.12.2019	31.12.2018
Nominalwert Leasingzahlungen	26,7	24,0
Bruttoinvestition	26,7	24,0
Finanzertrag noch nicht realisiert	-5,9	-4,5
Nettoinvestition	20,8	19,5

(1) Vorjahreszahlen angepasst.

In den ausstehenden Forderungen aus Finanzierungsleasing ist im Geschäftsjahr 2019 ein Wertberichtigungsaufwand in Höhe von 0,1 Mio. € (Vorjahr: 0,1 Mio. €) enthalten. Die Verlustrate (gewichteter Durchschnitt) beträgt unverändert 0,5 %. Die Leasingforderungen sind alle nicht überfällig.

Die durch die Finanzierungsleasingverhältnisse auf die Gewinn- und Verlustrechnung entfallenden Beträge setzen sich wie folgt zusammen:

in Mio. €	2019
Veräußerungsgewinne oder -verluste	1,0
Finanzertrag auf die Nettoinvestition	1,6

Die Ansprüche aus Operating-Leasingverhältnissen des EnBW-Konzerns in Höhe von 143,7 Mio. € (Vorjahr: 122,3 Mio. €) stammen im Wesentlichen aus Contracting-Verträgen sowie der Vermietung von Gewerbe- und Wohnimmobilien und Nutzflächen. In Bezug auf Leasingverträge über Immobilien und Nutzflächen bestehen allgemeine Kündigungsrisiken, die aufgrund der potenziellen Weitervermietbarkeit insgesamthaft als gering eingestuft werden. Im Rahmen von Contractingverträgen besteht im Kündigungsfall aufgrund des teilweise hohen Individualisierungsgrads ein Wiederverwertungsrisiko.

Die ausstehenden Leasingzahlungen aus Operating-Leasingverhältnissen weisen folgende Fälligkeiten auf:

in Mio. €	2019	2018
Fälligkeit bis 1 Jahr	23,5	22,5
Fälligkeit 1 bis 2 Jahre	20,2	7,6
Fälligkeit 2 bis 3 Jahre	7,9	6,2
Fälligkeit 3 bis 4 Jahre	7,3	4,1
Fälligkeit 4 bis 5 Jahre	7,1	3,6
Fälligkeit über 5 Jahre	77,7	78,3
Gesamt	143,7	122,3

Aus Gründen der Wesentlichkeit werden die Operating-Leasingverhältnisse nicht gesondert im Sachanlagevermögen ausgewiesen.

Die Erträge aus Operating-Leasingverhältnissen betragen im Geschäftsjahr 2019 20,9 Mio. €.

(13) At equity bewertete Unternehmen

Nach der Equity-Methode werden sowohl Gemeinschaftsunternehmen als auch assoziierte Unternehmen bewertet.

Vom Buchwert der Gemeinschaftsunternehmen entfielen im Vorjahr 596,9 Mio. € auf die EnBW Hohe See, deren im Bau befindlicher Offshore-Windpark in der Nordsee durch Eigenkapital finanziert wurde. Aufgrund fehlender Beherrschung infolge des Einstimmigkeitserfordernisses in der Gesellschafterversammlung während der Bauphase erfolgte die Einbeziehung vorübergehend als Gemeinschaftsunternehmen nach der Equity-Methode. Durch das ab Inbetriebnahme des Windparks entfallende Einstimmigkeitserfordernis in der Gesellschafterversammlung hat die EnBW die Beherrschung an ihrer 50,11-prozentigen Beteiligung EnBW Hohe See erlangt. Diese wird seit dem 1. Oktober 2019 im EnBW-Konzernabschluss vollkonsolidiert.

Die folgende Darstellung zeigt die zusammengefassten Finanzinformationen für die at equity bewerteten Unternehmen:

Finanzdaten (EnBW-Anteil)

in Mio. €	2019		2018
	Assoziierte Unternehmen	Gemeinschaftsunternehmen	Assoziierte Unternehmen	Gemeinschaftsunternehmen
Buchwert at equity bewerteter Unternehmen	521,5	542,6	614,0	986,2
Jahresüberschuss / -fehlbetrag aus fortzuführenden Aktivitäten	20,6	2,1	29,3	-1,1
Sonstiges Ergebnis	1,1	0,8	3,7	6,5
Gesamtergebnis	21,7	2,9	33,0	5,4

Die Elektrizitätswerk Rheinau AG und die Fernwärme Ulm GmbH haben einen abweichenden Abschlussstichtag und werden mit ihren Abschlusszahlen zum Stichtag 30. September 2019 einbezogen.

(14) Übrige finanzielle Vermögenswerte

in Mio. €	Anteile an verbundenen Unternehmen	Sonstige Beteiligungen (1)	Langfristige Wertpapiere	Als Finanzinvestition gehaltene Immobilien	Ausleihungen	Summe
Anschaffungs- beziehungsweise Herstellungskosten
Stand: 1.1.2019	187,7	1.818,3	3.362,5	59,7	143,4	5.571,6
Zu- / Abgänge durch Änderungen des Konsolidierungskreises	154,4	10,1	22,9	0,0	6,6	194,0
Zugänge	64,0	378,9	3.465,6	0,0	38,0	3.946,5
Umbuchungen	0,7	-5,9	-329,5	-4,5	4,6	-334,6
Währungsanpassungen	0,0	2,4	0,0	0,0	0,5	2,9
Abgänge	-11,7	-281,7	-2.598,1	-0,1	-5,2	-2.896,8
Stand: 31.12.2019	395,1	1.922,1	3.923,4	55,1	187,9	6.483,6
Kumulierte Abschreibungen
Stand: 1.1.2019	41,5	70,3	0,0	28,1	5,2	145,1
Abgänge durch Änderungen des Konsolidierungskreises	-4,8	0,0	0,0	0,0	0,0	-4,8
Zugänge	0,0	0,0	0,0	0,7	1,5	2,2
Wertminderungen	2,5	3,7	0,0	0,0	0,0	6,2
Umbuchungen	0,0	-7,0	0,0	-4,0	-0,2	-11,2
Abgänge	-6,7	-0,4	0,0	0,0	-3,3	-10,4
Zuschreibungen	0,0	0,0	0,0	0,0	-0,4	-0,4
Stand: 31.12.2019	32,5	66,6	0,0	24,8	2,8	126,7
Buchwerte
Stand: 31.12.2019	362,6	1.855,5	3.923,4	30,3	185,1	6.356,9

(1) Von den Buchwerten entfallen 1.587,4 Mio. € auf Beteiligungen, die als Finanzinvestition gehalten werden.

in Mio. €	Anteile an verbundenen Unternehmen	Sonstige Beteiligungen (1)	Langfristige Wertpapiere	Als Finanzinvestition gehaltene Immobilien	Ausleihungen	Summe
Anschaffungs- beziehungsweise Herstellungskosten
Stand: 1.1.2018	138,7	1.765,0	4.097,2	107,5	151,4	6.259,8
Änderung der Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden	0,0	26,8	-63,8	0,0	0,0	-37,0
Zu- / Abgänge durch Änderungen des Konsolidierungskreises	-4,8	0,0	0,0	0,0	-12,2	-17,0
Zugänge	53,3	318,0	2.240,0	0,0	18,8	2.630,1
Umbuchungen	1,2	-35,8	-405,3	0,4	2,1	-437,4
Umbuchungen in zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte	0,0	-8,1	-291,9	-10,2	-0,3	-310,5
Währungsanpassungen	0,0	2,8	0,0	0,0	0,4	3,2
Abgänge	-0,7	-250,4	-2.213,7	-38,0	-16,8	-2.519,6
Stand: 31.12.2018	187,7	1.818,3	3.362,5	59,7	143,4	5.571,6
Kumulierte Abschreibungen
Stand: 1.1.2018	34,2	111,2	67,2	57,2	4,3	274,1
Änderung der Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden	0,0	-10,2	-67,2	0,0	0,9	-76,5
Zugänge	0,0	0,0	0,0	0,6	0,0	0,6
Wertminderungen	6,2	0,3	0,0	1,2	0,4	8,1
Umbuchungen	1,2	-23,0	0,0	0,3	0,0	-21,5
Umbuchungen in zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte	0,0	-1,0	0,0	-5,5	0,0	-6,5
Abgänge	0,0	-5,3	0,0	-23,1	0,0	-28,4
Zuschreibungen	-0,1	-1,7	0,0	-2,6	-0,4	-4,8
Stand: 31.12.2018	41,5	70,3	0,0	28,1	5,2	145,1
Buchwerte
Stand: 31.12.2018	146,2	1.748,0	3.362,5	31,6	138,2	5.426,5

(1) Von den Buchwerten entfallen 1.491,7 Mio. € auf Beteiligungen, die als Finanzinvestition gehalten werden.

Bei den im Finanzanlagevermögen ausgewiesenen Anteilen an verbundenen Unternehmen handelt es sich um aus Wesentlichkeitsgründen nicht in den Konzernabschluss einbezogene Unternehmen.

Bei den langfristigen Wertpapieren handelt es sich vor allem um festverzinsliche Wertpapiere sowie um börsennotierte Aktien. Ein Großteil der langfristigen Wertpapiere wird in Spezialfonds gehalten. Im Rahmen der Konsolidierung werden die einzelnen Wertpapiere der Spezialfonds in der Konzernbilanz gesondert nach der jeweiligen Anlageart ausgewiesen. Die langfristigen Wertpapiere, Ausleihungen und Beteiligungen, die als Finanzinvestition gehalten werden, stehen zur Deckung der Pensions- und Kernenergierückstellungen in Höhe von 5.517,7 Mio. € (Vorjahr: 4.864,4 Mio. €) zur Verfügung. Von den Ausleihungen werden 178,1 Mio. € (Vorjahr: 128,0 Mio. €) dem Capital Employed zugeordnet.

Die Ausleihungen bestehen aus Ausleihungen an verbundene Unternehmen in Höhe von 39,4 Mio. € (Vorjahr: 4,0 Mio. €), aus Ausleihungen an at equity bewertete Unternehmen in Höhe von 115,8 Mio. € (Vorjahr: 110,2 Mio. €), aus Ausleihungen an Beteiligungen, die als Finanzinvestition gehalten werden, in Höhe von 6,9 Mio. € (Vorjahr: 10,2 Mio. €) und an operative Beteiligungen, die dem Capital Employed zugeordnet sind, in Höhe von 15,5 Mio. € (Vorjahr: 7,0 Mio. €) sowie aus sonstigen Ausleihungen, die dem Capital Employed zugeordnet sind, in Höhe von 7,4 Mio. € (Vorjahr: 6,8 Mio. €).

(15) Forderungen aus Lieferungen und Leistungen

in Mio. €	31.12.2019			31.12.2018
	Kurzfristig	Langfristig	Gesamt	Kurzfristig	Langfristig	Gesamt
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen	3.976,8	331,3	4.308,1	4.515,7	302,0	4.817,7
davon Forderungen gegenüber verbundenen Unternehmen	(61,0)	(0,0)	(61,0)	(32,9)	(0,0)	(32,9)
davon Forderungen gegenüber Beteiligungen	(78,7)	(0,0)	(78,7)	(53,4)	(0,0)	(53,4)
davon Forderungen gegenüber at equity bewerteten Unternehmen	(33,0)	(0,0)	(33,0)	(31,4)	(0,0)	(31,4)

Bei den langfristigen Forderungen aus Lieferungen und Leistungen handelt es sich im Wesentlichen um Forderungen im Zusammenhang mit Stromlieferungen, deren Laufzeiten nicht dem gewöhnlichen Geschäftszyklus entsprechen.

Erläuterungen zu Wertberichtigungen und Ausfallrisiken innerhalb der Forderungen aus Lieferungen und Leistungen befinden sich unter der Anhangangabe (25) "Berichterstattung zu den Finanzinstrumenten".

(16) Sonstige Vermögenswerte

in Mio. €	31.12.2019			31.12.2018
	Kurzfristig	Langfristig	Gesamt	Kurzfristig	Langfristig	Gesamt
Ertragsteuererstattungsansprüche	156,8	0,8	157,6	102,2	0,8	103,0
Sonstige Steuererstattungsansprüche	134,1	0,0	134,1	127,7	0,0	127,7
Derivate	3.455,4	358,7	3.814,1	2.357,6	381,1	2.738,7
davon ohne Sicherungsbeziehung	(3.410,6)	(270,4)	(3.681,0)	(2.310,6)	(275,5)	(2.586,1)
davon in Sicherungsbeziehung Cashflow Hedge	(44,8)	(7,5)	(52,3)	(47,0)	(20,5)	(67,5)
davon in Sicherungsbeziehung Fair Value Hedge	(0,0)	(80,8)	(80,8)	(0,0)	(85,1)	(85,1)
Forderungen aus Finanzierungsleasing	2,8	17,9	20,7	3,2	16,2	19,4
Geleistete Anzahlungen	36,7	8,5	45,2	61,3	14,2	75,5
Aktive Rechnungsabgrenzungsposten	63,0	76,2	139,2	48,5	66,0	114,5
Übrige Vermögenswerte	960,5	294,1	1.254,6	1.088,4	263,5	1.351,9
Gesamt	4.809,3	756,2	5.565,5	3.788,9	741,8	4.530,7

Unter den kurz- und langfristigen Ertragsteuererstattungsansprüchen sind im Wesentlichen anrechenbare Kapitalertragsteuern, Steuerüberzahlungen des laufenden Jahres sowie von der Finanzverwaltung noch nicht abschließend veranlagte Vorjahreszeiträume ausgewiesen.

Die geleisteten Anzahlungen enthalten Anzahlungen für Strombezugsverträge in Höhe von 16,9 Mio. € (Vorjahr: 28,8 Mio. €).

Die übrigen Vermögenswerte enthalten Sicherheitsleistungen für börsliche und außerbörsliche Handelsgeschäfte in Höhe von 616,8 Mio. € (Vorjahr: 806,3 Mio. €) sowie Variation Margins in Höhe von 111,7 Mio. € (Vorjahr: 58,1 Mio. €). Die gestellten Sicherheiten für börsliche Handelsgeschäfte unterliegen einer marktüblichen Verzinsung. Bei Nichterfüllung der aus den Börsengeschäften resultierenden Verpflichtungen werden diese Sicherheiten von den Börsen in Anspruch genommen. Des Weiteren enthalten die übrigen Vermögenswerte noch die Überdeckung aus Versorgungsansprüchen in Höhe von 251,5 Mio. € (Vorjahr: 208,8 Mio. €).

Erläuterungen zu Wertberichtigungen und Ausfallrisiken innerhalb der sonstigen Vermögenswerte befinden sich unter der Anhangangabe (25) "Berichterstattung zu den Finanzinstrumenten".

(17) Finanzielle Vermögenswerte

Die Genussscheine, Fonds und Aktien enthalten hauptsächlich fest- und variabel verzinsliche Wertpapiere. Die übrigen kurzfristigen finanziellen Vermögenswerte betreffen im aktuellen Jahr im Wesentlichen Darlehen und im Vorjahr im Wesentlichen Ausleihungen. Im Berichtsjahr wurden außerplanmäßige Abschreibungen auf übrige finanzielle Vermögenswerte in Höhe von 0,5 Mio. € (Vorjahr: 0,0 Mio. €) vorgenommen. Die kurzfristigen finanziellen Vermögenswerte stehen dem operativen Geschäftsbetrieb in Höhe von 139,7 Mio. € (Vorjahr: 200,6 Mio. €) und zur Deckung der Pensions- und Kernenergierückstellungen in Höhe von 299,4 Mio. € (Vorjahr: 569,1 Mio. €) zur Verfügung. Von den innerhalb der kurzfristigen finanziellen Vermögenswerte ausgewiesenen Ausleihungen werden 9,5 Mio. € (Vorjahr: 5,0 Mio. €) dem Capital Employed zugeordnet.

in Mio. €	31.12.2019	31.12.2018
Genussscheine, Fonds und Aktien	350,4	592,1
Übrige kurzfristige finanzielle Vermögenswerte	98,2	182,6
Gesamt	448,6	774,7

(18) Flüssige Mittel

Die flüssigen Mittel betreffen im Wesentlichen Guthaben bei Kreditinstituten, die überwiegend als Termin- und Tagesgeld angelegt sind, deren Laufzeit weniger als drei Monate beträgt und die nur einem unwesentlichen Risiko von Wertschwankungen unterliegen. Zahlungsmittel unterliegen in Höhe von 21,8 Mio. € (Vorjahr: 10,3 Mio. €) Verfügungsbeschränkungen.

Flüssige Mittel stehen dem operativen Geschäftsbetrieb in Höhe von 1.127,7 Mio. € (Vorjahr: 1.954,0 Mio. €) und zur Deckung der Pensions- und Kernenergierückstellungen in Höhe von 236,1 Mio. € (Vorjahr: 295,4 Mio. €) zur Verfügung.

(19) Eigenkapital

Die Entwicklung des Eigenkapitals und das Gesamtergebnis sind in der Eigenkapitalveränderungsrechnung gesondert dargestellt. Die Bestandteile des Gesamtergebnisses sind in der Gesamtergebnisrechnung dargestellt.

Gezeichnetes Kapital

Das Grundkapital der EnBW AG beträgt zum 31. Dezember 2019 708.108.042,24 € (Vorjahr: 708.108.042,24 €) und ist in 276.604.704 (Vorjahr: 276.604.704) auf den Inhaber lautende Stückaktien eingeteilt, die voll eingezahlt sind. Die Stückaktien sind rechnerisch mit jeweils 2,56 €/Stück (Vorjahr: 2,56 €/Stück) am gezeichneten Kapital beteiligt.

Kapitalrücklage

In der Kapitalrücklage sind die Beträge enthalten, die bei der Ausgabe von Aktien der EnBW AG über den rechnerischen Wert der Aktien hinaus erzielt wurden.

Gewinnrücklagen

Die Gewinnrücklagen enthalten im Wesentlichen die anteiligen Gewinnrücklagen der Muttergesellschaft und der sonstigen einbezogenen Gesellschaften nach dem Erstkonsolidierungszeitpunkt.

Bilanzgewinn / -verlust der EnBW AG

Unter Berücksichtigung des Gewinnvortrags in Höhe von 103,0 Mio. € (Vorjahr: 827,8 Mio. €) und nach Entnahme aus den anderen Gewinnrücklagen in Höhe von 0,0 Mio. € (Vorjahr: 252,0 Mio. €) ergibt sich ein Bilanzgewinn in Höhe von 383,6 Mio. € (Vorjahr: 279,1 Mio. €). Wir werden der Hauptversammlung vorschlagen, aus dem Bilanzgewinn der EnBW AG eine Dividende von 0,70 € (Vorjahr: 0,65 €) je Aktie auszuschütten. Zum 31. Dezember 2019 waren insgesamt 270.855.027,0 Aktien (Vorjahr: 270.855.027,0 Aktien) dividendenberechtigt. Die Ausschüttungssumme der EnBW AG für das Geschäftsjahr 2019 wird bei entsprechendem Beschluss durch die Hauptversammlung 189,6 Mio. € (Vorjahr: 176,1 Mio. €) betragen.

Der Bilanzgewinn der EnBW AG wird innerhalb der Gewinnrücklagen ausgewiesen.

Eigene Aktien

Zum 31. Dezember 2019 hält die EnBW AG 5.749.677,0 Stück (Vorjahr: 5.749.677,0 Stück) eigene Aktien. Die Anschaffungskosten der eigenen Anteile in Höhe von 204,1 Mio. € (Vorjahr: 204,1 Mio. €) wurden vom Buchwert des Eigenkapitals abgesetzt. Der auf sie entfallende Betrag des Grundkapitals beläuft sich auf 14.719.173,12 € (Vorjahr: 14.719.173,12 €). Dies entspricht 2,1 % (Vorjahr: 2,1 %) des gezeichneten Kapitals. Die eigenen Aktien wurden am 28. und 29. Dezember 1998 auf Grundlage einer Ermächtigung der Hauptversammlung nach § 71 Abs. 1 Nr. 8 AktG vom 25. August 1998 erworben. Der Erwerb erfolgte im Hinblick auf geplante Kooperationen mit in- und ausländischen Energieversorgern sowie Industriekunden, die mit wechselseitigen Kapitalbeteiligungen unterlegt werden sollten.

Aus den unmittelbar gehaltenen eigenen Aktien stehen der Gesellschaft keine Rechte zu; sie sind nicht dividendenberechtigt. Die eigenen Aktien werden entsprechend den Regelungen der IFRS nicht als Wertpapiere ausgewiesen, sondern in einer Summe vom Eigenkapital offen abgesetzt.

Kumulierte erfolgsneutrale Veränderungen

In den kumulierten erfolgsneutralen Veränderungen werden Marktwertänderungen der finanziellen Vermögenswerte der Kategorie "erfolgsneutral zum beizulegenden Zeitwert bewertet", Marktwertänderungen von Cashflow Hedges, die direkt im Eigenkapital erfassten Werte für die Equity-Bewertung, Währungsumrechnungsdifferenzen aus der Umrechnung ausländischer Abschlüsse sowie die Neubewertung von Pensionen und ähnlichen Verpflichtungen erfasst.

Hinsichtlich der erfolgsneutralen Veränderungen der finanziellen Vermögenswerte der Kategorie "erfolgsneutral zum beizulegenden Zeitwert bewertet" sowie der Cashflow Hedges verweisen wir auf die Ausführungen unter der Anhangangabe (25) "Berichterstattung zu den Finanzinstrumenten".

Darstellung der Bestandteile der direkt im Eigenkapital erfassten Aufwendungen und Erträge:

2019 in Mio. €	Neubewertung von Pensionen und ähnlichen Verpflichtungen	Unterschied aus der Währungsumrechnung	Cashflow Hedge	Finanzielle Vermögenswerte erfolgsneutral zum beizulegenden Zeitwert
In der laufenden Periode entstandene unrealisierte Marktwertänderungen	-1.007,0	17,3	79,4	37,6
Ergebniswirksame Umgliederung in die Gewinn- und Verlustrechnung	0,0	0,0	82,9	-19,3
Umgliederung in die Anschaffungskosten von gesicherten Geschäften	0,0	0,0	-19,5	0,0
Summe der direkt im Eigenkapital erfassten Aufwendungen und Erträge vor Steuern	-1.007,0	17,3	142,8	18,3
Ertragsteuern	295,0	0,0	-47,0	-5,0
Summe der direkt im Eigenkapital erfassten Aufwendungen und Erträge	-712,0	17,3	95,8	13,3

2019 in Mio. €	At equity bewertete Unternehmen	Anteile der Aktionäre der EnBW AG	Nicht beherrschende Anteile	Summe
In der laufenden Periode entstandene unrealisierte Marktwertänderungen	-1,9	-874,6	-23,3	-897,9
Ergebniswirksame Umgliederung in die Gewinn- und Verlustrechnung	-1,4	62,2	-1,6	60,6
Umgliederung in die Anschaffungskosten von gesicherten Geschäften	0,0	-19,5	0,0	-19,5
Summe der direkt im Eigenkapital erfassten Aufwendungen und Erträge vor Steuern	-3,3	-831,9	-24,9	-856,8
Ertragsteuern	0,0	243,0	8,2	251,2
Summe der direkt im Eigenkapital erfassten Aufwendungen und Erträge	-3,3	-588,9	-16,7	-605,6

2018 in Mio. €	Neubewertung von Pensionen und ähnlichen Verpflichtungen	Unterschied aus der Währungsumrechnung	Cashflow Hedge	Finanzielle Vermögenswerte erfolgsneutral zum beizulegenden Zeitwert
In der laufenden Periode entstandene unrealisierte Marktwertänderungen	-105,1	12,0	-114,1	-17,7
Ergebniswirksame Umgliederung in die Gewinn- und Verlustrechnung	0,0	-9,2	82,0	1,6
Umgliederung in die Anschaffungskosten von gesicherten Geschäften	0,0	0,0	-113,0	0,0
Summe der direkt im Eigenkapital erfassten Aufwendungen und Erträge vor Steuern	-105,1	2,8	-145,1	-16,1
Ertragsteuern	30,5	0,4	76,9	4,9
Summe der direkt im Eigenkapital erfassten Aufwendungen und Erträge	-74,6	3,2	-68,2	-11,2

2018 in Mio. €	At equity bewertete Unternehmen	Anteile der Aktionäre der EnBW AG	Nicht beherrschende Anteile	Summe
In der laufenden Periode entstandene unrealisierte Marktwertänderungen	1,0	-223,9	1,9	-222,0
Ergebniswirksame Umgliederung in die Gewinn- und Verlustrechnung	0,0	74,4	-3,3	71,1
Umgliederung in die Anschaffungskosten von gesicherten Geschäften	0,0	-113,0	0,0	-113,0
Summe der direkt im Eigenkapital erfassten Aufwendungen und Erträge vor Steuern	1,0	-262,5	-1,4	-263,9
Ertragsteuern	0,0	112,7	0,6	113,3
Summe der direkt im Eigenkapital erfassten Aufwendungen und Erträge	1,0	-149,8	-0,8	-150,6

Darstellung der Steuereffekte der unrealisierten Aufwendungen und Erträge im Eigenkapital:

in Mio. €	2019			2018
	Vor Steuern	Steueraufwand / -ertrag	Nach Steuern	Vor Steuern	Steueraufwand / -ertrag	Nach Steuern
Neubewertung von Pensionen und ähnlichen Verpflichtungen	-1.028,3	300,8	-727,5	-110,0	31,8	-78,2
Unterschied aus der Währungsumrechnung	24,4	0,0	24,4	17,6	0,4	18,0
Cashflow Hedge	70,1	-51,3	18,8	-112,7	73,4	-39,3
Finanzielle Vermögenswerte erfolgsneutral zum beizulegenden Zeitwert bewertet	37,8	-11,2	26,6	-17,9	5,0	-12,9
At equity bewertete Unternehmen	-1,9	0,0	-1,9	1,0	0,0	1,0
Summe der direkt im Eigenkapital erfassten Aufwendungen und Erträge	-897,9	238,3	-659,6	-222,0	110,6	-111,4

Darstellung der Steuereffekte der ergebniswirksamen Umgliederungen in die Gewinn- und Verlustrechnung und in die Anschaffungskosten von gesicherten Geschäften:

in Mio. €	2019			2018
	Vor Steuern	Steueraufwand / -ertrag	Nach Steuern	Vor Steuern	Steueraufwand / -ertrag	Nach Steuern
Unterschied aus der Währungsumrechnung	0,0	0,0	0,0	-12,5	0,0	-12,5
Cashflow Hedge	61,7	7,2	68,9	-31,1	3,0	-28,1
Finanzielle Vermögenswerte erfolgsneutral zum beizulegenden Zeitwert bewertet	-19,2	5,7	-13,5	1,7	-0,3	1,4
At equity bewertete Unternehmen	-1,4	0,0	-1,4	0,0	0,0	0,0
Summe der direkt im Eigenkapital erfassten Aufwendungen und Erträge	41,1	12,9	54,0	-41,9	2,7	-39,2

Nicht beherrschende Anteile

Die nicht beherrschenden Anteile zeigen den Anteilsbesitz Dritter an den Konzerngesellschaften. Sie betreffen insbesondere die Energiedienst Holding AG, die VNG AG, die Stadtwerke Düsseldorf AG und die Pražská energetika a.s. mit ihren jeweiligen Tochterunternehmen, die EnBW Hohe See GmbH & Co. KG sowie die EnBW Baltic 2 GmbH & Co. KG (im Vorjahr die EnBW Baltic 2 S.C.S.).

Finanzinformationen zu Tochterunternehmen mit wesentlichen Anteilen ohne beherrschenden Einfluss

in Mio. €	2019
	Energiedienst Holding AG	VNG AG	Stadtwerke Düsseldorf AG	Pražská energetika a.s.	EnBW Hohe See GmbH & Co. KG	EnBW Baltic 2 GmbH & Co. KG
Kapitalanteil in % nicht beherrschender Anteile	33,33	25,79	45,05	30,16	49,89	49,89
Jahresüberschuss nicht beherrschender Anteile	12,1	14,4	30,1	27,6	29,8	47,8
Gezahlte Dividenden nicht beherrschender Anteile	7,5	10,5	45,8	19,8	0,0	34,2
Buchwert nicht beherrschender Anteile	398,8	426,7	370,7	261,9	1.232,6	642,9
Bilanzdaten
Langfristige Vermögenswerte	1.582,1	2.914,7	1.406,5	1.212,4	2.576,9	1.286,8
Kurzfristige Vermögenswerte	346,8	4.365,2	488,1	211,4	136,1	246,8
Langfristige Schulden	538,8	1.135,0	762,6	357,7	126,3	148,0
Kurzfristige Schulden	198,0	4.382,4	377,8	193,5	50,6	13,6
Funds from Operations (FFO)	77,9	120,1	121,2	160,8	73,9	176,6
Ergebnisdaten
Adjusted EBITDA	91,0	184,9	165,9	192,9	75,6	195,1

Finanzinformationen zu Tochterunternehmen mit wesentlichen Anteilen ohne beherrschenden Einfluss

in Mio. €	2018
	Energiedienst Holding AG	VNG AG	Stadtwerke Düsseldorf AG	Pražská energetika a.s.	EnBW Baltic 2 S.C.S.
Kapitalanteil in % nicht beherrschender Anteile	33,33	25,79	45,05	30,16	49,89
Jahresüberschuss nicht beherrschender Anteile	6,1	12,9	43,5	27,1	36,9
Gezahlte Dividenden nicht beherrschender Anteile	9,4	9,0	31,4	40,5	43,7
Buchwert nicht beherrschender Anteile	400,5	420,4	395	255,9	677,8
Bilanzdaten
Langfristige Vermögenswerte	1.534,2	2.683,20	1.447,20	1.135,40	1.356,50
Kurzfristige Vermögenswerte	334,1	3.544,60	655,8	225,9	222,3
Langfristige Schulden	477,2	1.108,70	800,6	299,9	130,2
Kurzfristige Schulden	192,1	3.363,70	473,5	208,6	18,0
Funds from Operations (FFO)	58,4	171,7	141,9	153,8	148,1
Ergebnisdaten
Adjusted EBITDA	74,6	198,6	187,1	183,3	165,9

(20) Rückstellungen

Für die Erläuterung der Rückstellungen im Anhang werden die in der Bilanz nach Fristigkeiten getrennt ausgewiesenen Rückstellungen wieder zusammengefasst betrachtet.

in Mio. €	31.12.2019			31.12.2018
	Kurzfristig	Langfristig	Gesamt	Kurzfristig	Langfristig	Gesamt
Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen	174,0	7.481,3	7.655,3	163,6	6.387,3	6.550,9
Rückstellungen im Kernenergiebereich	571,6	5.292,9	5.864,5	496,9	5.351,3	5.848,2
Sonstige Rückstellungen	790,4	1.558,7	2.349,1	889,4	1.507,4	2.396,8
Sonstige Rückbauverpflichtungen	(33,8)	(664,5)	(698,3)	(8,2)	(580,8)	(589,0)
Rückstellungen für drohende Verluste aus schwebenden Geschäften	(117,5)	(468,2)	(585,7)	(95,4)	(526,9)	(622,3)
Sonstige Strom- und Gasrückstellungen	(350,6)	(40,9)	(391,5)	(449,1)	(-0,0)	(449,1)
Personalrückstellungen	(115,7)	(145,3)	(261,0)	(121,2)	(150,5)	(271,7)
Übrige Rückstellungen	(172,8)	(239,8)	(412,6)	(215,5)	(249,2)	(464,7)
Gesamt	1.536,0	14.332,9	15.868,9	1.549,9	13.246,0	14.795,9

Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen

Die Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen werden entsprechend den bestehenden Versorgungszusagen für Anwartschaften und laufende Leistungen an die berechtigten aktiven und ehemaligen Mitarbeiter sowie die Hinterbliebenen auf Basis versicherungsmathematischer Gutachten gebildet. Der überwiegende Teil der Mitarbeiter des EnBW-Konzerns hat einen Anspruch auf Rentenzahlungen aus leistungsorientierten Versorgungsplänen. In Abhängigkeit vom jeweiligen Diensteintritt der Mitarbeiter bestehen unterschiedliche Versorgungssysteme. Bei den Mitarbeitern, die sich bereits im Ruhestand befinden, handelt es sich hauptsächlich um sogenannte endgehaltsabhängige Systeme, bei denen sich die Versorgungsleistung unter Einbeziehung von Dienstzeit, Steigerungssatz und letztem ruhegeldfähigen Einkommen errechnet. Zum 1. Januar 2005 erfolgte im Rahmen einer Neuordnung die Abkopplung dieses Systems von den Anpassungen der gesetzlichen Rentenversicherung. Der Anteil dieser endgehaltsabhängigen Systeme an den Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen beträgt zum 31. Dezember 2019 6.461,4 Mio. € (Vorjahr: 5.678,6 Mio. €). Für den überwiegenden Teil der aktiven Mitarbeiter gelten bezügeabhängige Systeme beziehungsweise ein Rentenbausteinsystem in Form eines Gehaltsdurchschnittsplans, bei dem sich die Versorgungsleistung aus jährlichen Rentenbausteinen zusammensetzt. Für Diensteintritte ab dem Jahr 1998 erfolgt die Versorgungszusage ausschließlich auf Basis eines Rentenbausteinsystems. Die hierauf entfallenden Rückstellungen belaufen sich auf 895,9 Mio. € (Vorjahr: 623,5 Mio. €). Zusätzlich erhalten die Mitarbeiter eine Zusage über eine Energiepreisermäßigung in der Rentenzeit. Auf sonstige Zusagen entfallen 46,5 Mio. € (Vorjahr: 40,0 Mio. €). Hierbei handelt es sich im Wesentlichen um Festbetragszusagen.

Die Anwärter und Rentner verteilen sich wie folgt auf die unterschiedlichen Versorgungssysteme:

Anzahl der Mitarbeiter	31.12.2019		31.12.2018
	Anwärter	Rentner	Anwärter	Rentner
Geschlossene endgehaltsabhängige Systeme	7.289	13.186	7.789	13.271
Rentenbausteinsysteme	10.136	444	9.132	392
Sonstige Zusagen	846	626	841	608

Die Zusagen bemessen sich vor allem nach der Dauer der Betriebszugehörigkeit sowie nach der Vergütung der Mitarbeiter. Darüber hinaus werden auf dieser Bemessungsgrundlage leistungsorientierte Zusagen im Rahmen der betrieblichen Altersversorgung über Multi-Employer Plans gewährt. Die Beitragszahlung an die Zusatzversorgungskasse erfolgt in Höhe eines bestimmten Prozentsatzes des jeweiligen zusatzversorgungspflichtigen Arbeitsentgelts des Arbeitnehmers.

Die Höhe der Rückstellungen der leistungsorientierten Zusagen entspricht dem Barwert der künftig erwarteten Verpflichtungen. Die Berechnung erfolgt nach versicherungsmathematischen Methoden. Es wurde Planvermögen gemäß IAS 19.8 geschaffen, das ausschließlich zur Deckung von Pensionsverpflichtungen verwendet und von den Pensionsverpflichtungen abgesetzt wird. Dieses besteht im EnBW-Konzern in Form von Contractual Trust Arrangements (CTA). Ein CTA ist eine rechtlich ausgestaltete Treuhandvereinbarung zur Kapitaldeckung unmittelbarer Versorgungszusagen mit separiertem und ausgegliedertem Vermögen.

Das Ziel des Asset-Managements ist, die langfristigen Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen sowie die Kernenergierückstellungen des Konzerns innerhalb eines ökonomisch sinnvollen Zeitraums durch entsprechende Finanzanlagen zu decken. Die vorgegebenen Anlageziele sind bei minimalem Risiko zu erreichen. Das Deckungsvermögen für die Pensions- und Kernenergierückstellungen summierte sich zum 31. Dezember 2019 auf rund 6,3 Mrd. € (Vorjahr: 6,3 Mrd. €) und verteilt sich auf insgesamt neun Asset-Klassen. Neben den Direktanlagen wurden die Finanzanlagen in zwei Masterfonds gebündelt sowie Infrastrukturfonds in einem SICAV (société d'investissement à capital variable, Investmentgesellschaft mit variablem Kapital) zusammengefasst.

Folgende Prämissen werden bei der Kapitalanlage berücksichtigt:

- Eine risikooptimierte, marktadäquate Performance wird angestrebt.

- Die Risikominimierung erfolgte zum Beispiel durch die Implementierung eines Interventionslinienkonzepts, die Festlegung von Emittentenlimiten und Mindestratings bei Anleihen, die Einhaltung einer breiten Diversifizierung der Asset-Klassen und durch weitere geeignete Maßnahmen.

- Die Auswirkungen auf Bilanz sowie Gewinn- und Verlustrechnung sollen minimiert werden.

- Die Kostenreduktion und die Verwaltungsvereinfachung stehen ebenfalls im Vordergrund.

Die Entwicklung der Cashflows der Versorgungssysteme wird wie folgt erwartet:

in Mio. €	2019	2020-2024 (1)	2025-2029 (1)	2030-2034 (1)
Geschlossene endgehaltsabhängige Systeme	170,0	183,6	217,5	246,9
Rentenbausteinsysteme	2,2	3,1	7,9	16,1
Sonstige Zusagen	1,5	1,7	1,8	1,8
Gesamt	173,7	188,3	227,2	264,9

in Mio. €	2035-2039 (1)	2040-2044 (1)	2045-2049 (1)	2050-2054 (1)
Geschlossene endgehaltsabhängige Systeme	250,1	232,5	202,1	161,5
Rentenbausteinsysteme	27,1	38,5	56,4	72,4
Sonstige Zusagen	1,6	1,3	1,0	0,8
Gesamt	278,8	272,2	259,5	234,7

(1) Durchschnittswerte für fünf Jahre.

Die Ermittlung basiert auf einer Duration von 18,6 Jahren (Vorjahr: 17,5 Jahren).

Veränderungen der zugrunde liegenden Parameter zur Berechnung der Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen hätten folgende Auswirkungen auf deren Höhe:

in Mio. €	31.12.2019		31.12.2018
	Rentenbausteinsysteme	Geschlossene endgehaltsabhängige Versorgungssysteme	Rentenbausteinsysteme	Geschlossene endgehaltsabhängige Versorgungssysteme
Diskontierungszins +/-0,5 %	-147,6 / 178,4	-594,5 / 679,6	-98,8 / 118,6	-510,1 / 580,4
Gehaltstrend +/-0,5 %	25,3 / -23,4	154,0 / -136,5	19,2 / -17,8	148,0 / -130,3
Rententrend +/-0,5 %	9,2 / -7,5	491,4 / -437	5,3 / -5,0	418,6 / -379,5
Lebenserwartung +/-1 Jahr	36,2 / -35,8	332,0 / -325,4	22,2 / -22,3	281,1 / -274,5

Die Auswahl der Parameter für die Sensitivitätsanalyse erfolgte unter dem Gesichtspunkt der Wesentlichkeit. Deren Auswirkung auf die Defined Benefit Obligation (DBO) wurde jeweils isoliert ermittelt, um Wechselwirkungen zu vermeiden. Die Parametervariation basiert auf den Erfahrungen der Vergangenheit und den im Konzern verwendeten langfristigen Planungsprämissen.

Die wesentlichen Parameter (Durchschnittswerte) der Berechnung der leistungsorientierten Versorgungszusagen für die inländischen Gesellschaften sind nachfolgend dargestellt:

in %	31.12.2019	31.12.2018
Rechnungszins	1,10	1,80
Künftig erwartete Lohn- und Gehaltssteigerung	2,60	2,70
Künftig erwarteter Rentenanstieg	1,90	2,00

Den Berechnungen liegen die Richttafeln 2018 G von Prof. Dr. Klaus Heubeck zugrunde.

Der Aufwand für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen setzt sich wie folgt zusammen:

in Mio. €	2019	2018
Aufwand für im Berichtsjahr verdiente Versorgungsansprüche	115,4	115,5
Nachzuverrechnender Dienstzeitaufwand	0,2	0,0
Zinserträge aus Planvermögen	-19,6	-20,3
Zinsaufwand für bereits erworbene Versorgungsansprüche	132,4	130,9
Erfassung in der Gewinn- und Verlustrechnung	228,4	226,1
Erträge aus Planvermögen ohne Zinserträge	-97,9	-37,3
Versicherungsmathematische Gewinne (-) / Verluste (+) aus Änderungen demografischer Annahmen	19,0	71,1
Versicherungsmathematische Gewinne (-) / Verluste (+) aus Änderungen finanzieller Annahmen	976,7	13,2
Versicherungsmathematische Gewinne (-) / Verluste (+) aus erfahrungsbedingten Anpassungen	130,5	63,0
Erfassung in der Gesamtergebnisrechnung	1.028,3	110,0
Gesamt	1.256,7	336,1

Die Entwicklung der Pensionsrückstellungen, aufgegliedert nach dem Barwert der leistungsorientierten Verpflichtung und dem Marktwert des Planvermögens, stellt sich wie folgt dar:

in Mio. €	31.12.2019	31.12.2018
Anwartschaftsbarwert aller Versorgungsansprüche zu Beginn des Geschäftsjahres	7.538,7	7.388,5
Aufwand für im Berichtsjahr verdiente Versorgungsansprüche	115,4	115,5
Zinsaufwand für bereits erworbene Versorgungsansprüche	132,4	130,9
Auszahlung an Begünstigte	-276,3	-266,4
Versicherungsmathematische Gewinne (-) / Verluste (+)	1.126,2	147,3
Versicherungsmathematische Gewinne (-) / Verluste (+) aus Änderungen demografischer Annahmen	(19,0)	(71,1)
Versicherungsmathematische Gewinne (-) / Verluste (+) aus Änderungen finanzieller Annahmen	(976,7)	(13,2)
Versicherungsmathematische Gewinne (-) / Verluste (+) aus erfahrungsbedingten Anpassungen	(130,5)	(63,0)
Nachzuverrechnender Dienstzeitaufwand	0,2	0,0
Änderung des Konsolidierungskreises und Währungsanpassungen	5,4	7,6
Umbuchungen	-12,5	15,3
Barwert der leistungsorientierten Verpflichtung zum Ende des Geschäftsjahres	8.629,5	7.538,7
Marktwert des Planvermögens zu Beginn des Geschäftsjahres	1.196,6	1.226,6
Zinserträge	19,6	20,3
Zuwendung (+) / Entnahme (-) Planvermögen (1)	9,7	8,9
Auszahlung an Begünstigte	-102,6	-100,9
Erträge aus Planvermögen ohne Zinserträge	97,9	37,3
Änderung des Konsolidierungskreises, Währungsanpassungen und Umbuchungen	4,5	4,4
Marktwert des Planvermögens am Ende des Geschäftsjahres	1.225,7	1.196,6
Überdeckung aus Versorgungsansprüchen	251,5	208,8
Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen	7.655,3	6.550,9

(1) Betrifft fast ausschließlich Arbeitgeberbeiträge.

Die versicherungsmathematischen Gewinne / Verluste aus Änderungen demografischer Annahmen des Vorjahres resultieren aus der Anwendung der neuen Richttafeln 2018 G von Prof. Dr. Klaus Heubeck.

In der Folgeperiode sind Zahlungen an das Planvermögen in Höhe von 9,7 Mio. € (Vorjahr: 9,1 Mio. €) geplant.

Der Barwert der leistungsorientierten Verpflichtung unterteilt sich wie folgt in vermögensgedeckte und nicht vermögensgedeckte Versorgungsansprüche:

in Mio. €	31.12.2019	31.12.2018
Versorgungsansprüche mit Vermögensdeckung	1.040,8	1.002,5
Vollständige Vermögensdeckung	(1.025,4)	(999,5)
Teilweise Vermögensdeckung	(15,4)	(3,0)
Versorgungsansprüche ohne Vermögensdeckung	7.588,7	6.536,2

Der Barwert der Versorgungsansprüche, der Marktwert des Planvermögens und der Überschuss beziehungsweise Fehlbetrag des Plans entwickelten sich wie folgt:

in Mio. €	31.12.2019	31.12.2018
Barwert der Versorgungsansprüche	8.629,5	7.538,7
Zeitwert des Planvermögens	1.225,7	1.196,6
Überschuss des Plans	251,5	208,8
Fehlbetrag des Plans	7.655,3	6.550,9

Das Planvermögen setzt sich aus folgenden Anlageklassen zusammen:

in %	31.12.2019	31.12.2018
Aktien	74,5	93,0
Rentenfonds	2,0	2,0
Festverzinsliche Wertpapiere	7,9	6,3
Grundstücke und Bauten	2,0	1,9
Kurzfristige finanzielle Vermögenswerte	1,5	1,2
Sonstiges	12,1	-4,4
	100,0	100,0

Das Planvermögen wird fast ausschließlich innerhalb der EU angelegt und hier größtenteils in Energieversorgungsunternehmen. Deren Entwicklung unterliegt länderspezifischen und energiewirtschaftlichen Risiken. Es enthält weder Aktien von EnBW-Konzernunternehmen noch selbst genutzte Immobilien. Die Anlagestrategie berücksichtigt die Fälligkeitsstruktur und den Umfang der Versorgungsansprüche.

Für das Planvermögen bestehen überwiegend Marktpreisnotierungen auf aktiven Märkten. In den Aktien sind 0,0 Mio. € (Vorjahr: 244,7 Mio. €) enthalten, deren beizulegender Zeitwert mangels aktiven Marktes mithilfe eines Discounted-Cashflow-Verfahrens ermittelt wurde.

Multi-Employer Plans

Die Multi-Employer Plans, bei denen es sich um leistungsorientierte Versorgungspläne handelt, werden als beitragsorientierte Pläne bilanziert, da die Informationen für die anteilige Zuordnung von Verpflichtungen und Planvermögen sowie die entsprechenden Aufwandsgrößen von den Zusatzversorgungskassen nicht zur Verfügung gestellt werden. Der Aufwand aus leistungsorientierten Pensionszusagen über Multi-Employer Plans belief sich auf 16,1 Mio. € (Vorjahr: 15,5 Mio. €). In der Folgeperiode wird mit Zuwendungen in voraussichtlich gleicher Höhe gerechnet. Mögliche künftige Beitragssteigerungen aus nicht ausfinanzierten Versorgungsverpflichtungen werden keinen wesentlichen Einfluss auf den EnBW-Konzern haben.

Die Arbeitgeberbeiträge zur gesetzlichen Rentenversicherung beliefen sich im Jahr 2019 auf 110,8 Mio. € (Vorjahr: 102,0 Mio. €).

Rückstellungen im Kernenergiebereich

Die Rückstellungen im Kernenergiebereich zum 31. Dezember 2019 wurden für die Konditionierung und Verpackung der radioaktiven Abfälle sowie für die Stilllegung und den Rückbau der Kernkraftwerke gebildet.

Die Rückstellungsbewertung erfolgt hauptsächlich auf Basis von Schätzungen, die für Stilllegungs- und Entsorgungskosten im Wesentlichen aus branchenspezifischen Gutachten abgeleitet werden. Die Rückstellungen werden zum Zeitpunkt ihrer Entstehung mit ihrem abgezinsten Erfüllungsbetrag angesetzt.

in Mio. €	31.12.2019	31.12.2018
Nach- und Restbetrieb	2.271,8	2.264,5
Abbau inklusive Vorbereitung	1.406,6	1.580,8
Reststoffbearbeitung, Verpackung der radioaktiven Abfälle	1.799,3	1.664,5
Sonstiges	386,9	338,4
Gesamt	5.864,6	5.848,2

Die Rückstellungen im Kernenergiebereich werden gemäß den Aufgaben nach § 5 Abs. 2 der Rückbaurückstellungs-Transparenzverordnung ausgewiesen und werden mit einem risikolosen Zinssatz von durchschnittlich rund 0,03 % (Vorjahr: 0,6 %) diskontiert. Korrespondierend hierzu wird eine Kostensteigerungsrate von 2,4 % (Vorjahr: 2,4 %) angesetzt. Hieraus ergibt sich ein Nettozins (Spread) von rund -2,4 % (Vorjahr: -1,8 %), der grundsätzlich dem Realzinsniveau entspricht. Die Veränderung dieser Parameter führte insgesamt zu einer Erhöhung der Kernenergierückstellungen um 309,0 Mio. € (Vorjahr: 390,5 Mio. €).

Eine Verringerung beziehungsweise Erhöhung des Realzinsniveaus um 0,1 Prozentpunkte würde den Barwert der Rückstellungen um 45,9 Mio. € (Vorjahr: 56,3 Mio. €) erhöhen beziehungsweise um 41,3 Mio. € (Vorjahr: 54,0 Mio. €) reduzieren.

Der Nominalbetrag der Rückstellungen (ohne Berücksichtigung von Diskontierungs- und Kostensteigerungseffekten) beträgt zum 31. Dezember 2019 4.770,1 Mio. € (Vorjahr: 4.978,6 Mio. €).

Die Rückstellungen für die Stilllegung und den Rückbau der kontaminierten Anlagenteile sowie für Brennelemente werden zum Zeitpunkt der Inbetriebnahme mit dem abgezinsten Erfüllungsbetrag angesetzt. Dieser wird korrespondierend unter den Erzeugungsanlagen ausgewiesen und planmäßig abgeschrieben. Schätzungsänderungen im Zusammenhang mit der Änderung der Annahmen zur künftigen Kostenentwicklung wurden grundsätzlich erfolgsneutral durch Anpassung der korrespondierenden Bilanzposten in Höhe von 101,8 Mio. € erhöhend (Vorjahr: 240,4 Mio. € erhöhend) in Ansatz gebracht. Bei stillgelegten Kraftwerken wurden solche Schätzungsänderungen ergebniswirksam gebucht.

Die Ermittlung der Kosten der Stilllegung und des Abbaus der Anlagen basiert auf dem Szenario der unmittelbaren Beseitigung der Anlagen. Den Rückstellungen stehen Forderungen in Höhe von 360,4 Mio. € (Vorjahr: 334,4 Mio. €) gegenüber, die von einem Vertragspartner im Zusammenhang mit Stromlieferungen übernommene Verpflichtungen zum Rückbau der Kernkraftwerke betreffen.

Sonstige Rückstellungen

Die sonstigen Rückbauverpflichtungen betreffen im Wesentlichen Gasspeicher, Wind- und Wasserkraftanlagen sowie Netze.

Die Rückstellungen für drohende Verluste aus schwebenden Geschäften betreffen künftige Verpflichtungen aus nachteiligen Bezugs- und Absatzverträgen. Die Verpflichtungen umfassen hauptsächlich den Strombezug.

Die sonstigen Stromrückstellungen betreffen in erster Linie Verpflichtungen aus den Emissionsrechten.

Die Personalrückstellungen betreffen im Wesentlichen Verpflichtungen aus Altersteilzeitregelungen, Jubiläumsverpflichtungen und Restrukturierungsmaßnahmen.

Der wesentliche Teil der sonstigen langfristigen Rückstellungen hat eine Laufzeit von mehr als fünf Jahren.

Die Rückstellungen entwickelten sich im Berichtsjahr wie folgt:

Rückstellungsspiegel

in Mio. €	Stand: 1.1.2019	Zuführung	Auflösung	Aufzinsung	Erfolgsneutrale Veränderungen
Rückstellungen im Kernenergiebereich (1)	5.848,2	155,3	108,5	212,0	101,8
Sonstige Rückstellungen	2.385,5	658,0	120,3	14,2	91,7
Sonstige Rückbauverpflichtungen	(589,0)	(3,0)	(0,0)	(8,6)	(92,0)
Rückstellungen für drohende Verluste aus schwebenden Geschäften (2)	(611,0)	(68,3)	(3,5)	(0,0)	(0,0)
Sonstige Strom- und Gasrückstellungen	(449,1)	(386,2)	(37,3)	(0,0)	(-0,4)
Personalrückstellungen	(271,7)	(105,4)	(5,6)	(1,6)	(0,1)
Übrige Rückstellungen	(464,7)	(95,1)	(73,9)	(4,0)	(0,0)
Gesamt	8.233,7	813,3	228,8	226,2	193,5

in Mio. €	Änderungen im Konsolidierungskreis, Währungsanpassungen, Umbuchungen	Inanspruchnahme	Stand: 31.12.2019
Rückstellungen im Kernenergiebereich (1)	-12,5	331,8	5.864,5
Sonstige Rückstellungen	-11,3	668,7	2.349,1
Sonstige Rückbauverpflichtungen	(9,3)	(3,6)	(698,3)
Rückstellungen für drohende Verluste aus schwebenden Geschäften (2)	(-6,7)	(83,4)	(585,7)
Sonstige Strom- und Gasrückstellungen	(0,0)	(406,1)	(391,5)
Personalrückstellungen	(-43,4)	(68,8)	(261,0)
Übrige Rückstellungen	(29,5)	(106,8)	(412,6)
Gesamt	-23,8	1.000,5	8.213,6

(1) Die Inanspruchnahme unterteilt sich in Stilllegung und Rückbau in Höhe von 275,9 Mio. €, Brennelementeentsorgung in Höhe von 54,5 Mio. € und Betriebsabfälle in Höhe von 1,4 Mio. €.

(2) Anfangsbestand angepasst um 11,3 Mio. € aufgrund eines Effekts im Rahmen der Erstanwendung des IFRS 16.

(21) Latente Steuern

Die latenten Steuern auf Bewertungsunterschiede zur Steuerbilanz setzen sich wie folgt zusammen:

in Mio. €	31.12.2019		31.12.2018
	Aktive latente Steuern (1)	Passive latente Steuern (1)	Aktive latente Steuern (1)	Passive latente Steuern (1)
Immaterielle Vermögenswerte	32,1	317,0	54,8	48,0
Sachanlagen	190,0	1.606,7	84,8	1.554,7
Finanzielle Vermögenswerte	70,4	270,9	50,9	213,8
Sonstige Vermögenswerte	74,4	31,0	72,1	28,3
Derivative Finanzinstrumente	1,9	109,9	0,7	114,7
Langfristige Vermögenswerte	368,8	2.335,5	263,3	1.959,5
Vorräte	64,3	3,2	14,1	11,4
Finanzielle Vermögenswerte	0,0	19,4	0,8	39,4
Sonstige Vermögenswerte	322,1	1.354,4	522,7	943,8
Kurzfristige Vermögenswerte	386,4	1.377,0	537,6	994,6
Rückstellungen	1.997,3	76,0	1.605,9	78,6
Verbindlichkeiten und Zuschüsse	252,3	148,6	187,3	167,1
Langfristige Schulden	2.249,6	224,6	1.793,2	245,7
Rückstellungen	199,5	35,3	249,3	29,6
Verbindlichkeiten und Zuschüsse	1.390,7	335,1	913,3	283,8
Kurzfristige Schulden	1.590,2	370,4	1.162,6	313,4
Verlustvorträge	36,5	0,0	41,0	0,0
Latente Steuern vor Saldierung	4.631,5	4.307,5	3.797,7	3.513,2
Saldierung	-3.417,5	-3.417,5	-2.738,4	-2.738,4
Latente Steuern nach Saldierung	1.214,0	890,0	1.059,3	774,8

(1) Aktive und passive latente Steuern jeweils vor Saldierung.

Im Jahr 2019 wurden 3.417,5 Mio. € (Vorjahr: 2.738,4 Mio. €) aktive latente Steuern mit passiven latenten Steuern saldiert. Die Saldierung der latenten Steuern erfolgt je Organkreis beziehungsweise je Gesellschaft, sofern die erforderlichen Voraussetzungen vorliegen.

In den Bewertungsunterschieden zur Steuerbilanz ist ein passivischer Saldo aus konsolidierungsbedingten latenten Steuern in Höhe von 19,0 Mio. € (Vorjahr: 22,1 Mio. €) berücksichtigt.

Darüber hinaus sind in den aktiven latenten Steuern auf Bewertungsunterschiede zur Steuerbilanz in den langfristigen finanziellen Vermögenswerten 2,1 Mio. € (Vorjahr: 1,6 Mio. €), in den langfristigen Rückstellungen 1.051,4 Mio. € (Vorjahr: 750,6 Mio. €) und in den kurzfristigen Verbindlichkeiten und Zuschüssen 47,9 Mio. € (Vorjahr: 150,9 Mio. €) enthalten, die mit dem Eigenkapital verrechnet wurden.

Von den passiven latenten Steuern auf Bewertungsunterschiede zur Steuerbilanz, die mit dem Eigenkapital verrechnet wurden, entfallen 7,0 Mio. € (Vorjahr: 1,0 Mio. €) auf die langfristigen finanziellen Vermögenswerte und 5,6 Mio. € (Vorjahr: 63,9 Mio. €) auf die kurzfristigen finanziellen Vermögenswerte.

Mit den kumulierten erfolgsneutralen Veränderungen des Eigenkapitals wurden zum 31. Dezember 2019 insgesamt 1.088,8 Mio. € (Vorjahr: 838,2 Mio. €) latente Steueransprüche erfolgsneutral verrechnet.

In den aktiven latenten Steuern sind 108,4 Mio. € (Vorjahr: 257,2 Mio. €) enthalten, die im Zusammenhang mit Risiken durch die Betriebsprüfung gebildet wurden.

Zur Bewertung von latenten Steueransprüchen aus abzugsfähigen temporären Differenzen und steuerlichen Verlustvorträgen wurde eine steuerliche Planungsrechnung ausgehend von der Mehrjahresplanung und der Unternehmensstrategie abgeleitet. Dabei konnte bei der EnBW und den wesentlichen Konzerngesellschaften mit hinreichender Sicherheit belegt werden, dass in dem für die steuerliche Planungsrechnung zugrunde liegenden Zeithorizont ausreichendes zu versteuerndes Einkommen für die vollständige Aktivierung latenter Steueransprüche sowohl aus abzugsfähigen temporären Differenzen als auch aus steuerlichen Verlustvorträgen zur Verfügung stehen wird. Die steuerlichen Verlustvorträge setzen sich wie folgt zusammen:

in Mio. €	31.12.2019		31.12.2018
	Körperschaftsteuer	Gewerbesteuer	Körperschaftsteuer	Gewerbesteuer
Unbegrenzte Vortragbarkeit der bisher noch nicht genutzten Verlustvorträge, für die in der Bilanz kein latenter Steueranspruch angesetzt wurde	175,1	231,3	190,8	171,0
Theoretisch zu bildende latente Steuern auf die nicht bewerteten Verlustvorträge	27,7	31,4	30,2	23,2
Unbegrenzte Vortragbarkeit der vorhandenen steuerlichen Verlustvorträge, auf die aktive latente Steuern gebildet wurden (1)	102,1	138,6	136,7	143,8

(1) Betrifft im Wesentlichen deutsche Gesellschaften.

Steuerliche Verlustvorträge haben die tatsächliche Steuerbelastung um 21,2 Mio. € (Vorjahr: 2,8 Mio. €) gemindert.

Zum Bilanzstichtag waren aktive latente Steuern in Höhe von 25,0 Mio. € (Vorjahr 29,9 Mio. €) bei Konzerngesellschaften bilanziert, die in der Berichts- bzw. Vorperiode Verluste erlitten haben.

Die latenten Steuern auf die steuerlichen Verlustvorträge setzen sich wie folgt zusammen:

in Mio. €	31.12.2019	31.12.2018
Körperschaftsteuer (oder vergleichbare ausländische Steuer)	16,9	21,6
Gewerbesteuer	19,6	19,4
Gesamt	36,5	41,0

Darstellung der Entwicklung der latenten Steuern auf steuerliche Verlustvorträge:

in Mio. €	31.12.2019	31.12.2018
Anfangsbestand	41,0	101,5
Verlustnutzung (Verbrauch von Verlustvorträgen)	-21,2	-2,8
Verlustentstehung (Zugang von Verlustvorträgen)	15,6	38,9
Veränderung Konsolidierungskreis	1,1	-96,6
Endbestand	36,5	41,0

In der Berichtsperiode gibt es wie im Vorjahr keine latenten Steuern auf Zinsvorträge.

Auf temporäre Unterschiede im Zusammenhang mit Anteilen an Tochtergesellschaften in Höhe von 14,1 Mio. € (Vorjahr: 8,9 Mio. €) wurden keine latenten Steuerschulden angesetzt, da bei Tochtergesellschaften thesaurierte Gewinne auf Basis der momentanen Planung permanent investiert bleiben sollen oder es nicht wahrscheinlich ist, dass sich diese temporären Differenzen in absehbarer Zeit umkehren werden.

(22) Verbindlichkeiten und Zuschüsse

Finanzverbindlichkeiten

Die Finanzverbindlichkeiten setzen sich zum 31. Dezember 2019 im Vergleich zum Vorjahr wie folgt zusammen:

in Mio. € (1)	31.12.2019			31.12.2018
	Kurzfristig	Langfristig	Gesamt	Kurzfristig	Langfristig	Gesamt
Hybridanleihen	0,0	2.978,5	2.978,5	0,0	1.975,2	1.975,2
Anleihen	0,0	2.724,2	2.724,2	0,0	2.644,2	2.644,2
Commercial Paper	0,0	0,0	0,0	250,0	0,0	250,0
Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten	751,8	1.270,0	2.021,8	264,7	1.218,1	1.482,8
Sonstige Finanzverbindlichkeiten (2)	78,4	388,0	466,4	140,1	503,9	644,0
Finanzverbindlichkeiten	830,2	7.360,7	8.190,9	654,8	6.341,4	6.996,2

(1) Detaillierte Erläuterungen zum Kredit- und Liquiditätsrisiko, zu beizulegenden Zeitwerten sowie undiskontierten Cashflows nach Jahresscheiben befinden sich unter der Anhangangabe (25) "Berichterstattung zu den Finanzinstrumenten".

(2) Leasingverbindlichkeiten wurden gemäß IAS 17 bis zum Geschäftsjahr 2018 unter den sonstigen Finanzverbindlichkeiten ausgewiesen, ab dem Geschäftsjahr 2019 gemäß IFRS 16 innerhalb der übrigen Verbindlichkeiten.

Von den langfristigen Finanzverbindlichkeiten haben 3.512,5 Mio. € (Vorjahr: 2.786,2 Mio. €) eine Laufzeit zwischen einem Jahr und fünf Jahren und 3.848,2 Mio. € (Vorjahr: 3.555,2 Mio. €) eine Laufzeit von mehr als fünf Jahren.

Überblick über die Hybridanleihen

Emittent	Emissionsvolumen	Buchwerte	Coupon	Fälligkeit
EnBW AG (1)	1.000 Mio. €	997,1 Mio. €	3,625 %	2.4.2076
EnBW AG (2)	725 Mio. €	721,1 Mio. €	3,375 %	5.4.2077
EnBW AG (2)	300 Mio. US-$	266,2 Mio. €	3,003 % (3)	5.4.2077
EnBW AG (4)	500 Mio. €	497,0 Mio. €	1,625 %	5.8.2079
EnBW AG (5)	500 Mio. €	497,1 Mio. €	1,125 %	5.11.2079
		2.978,5 Mio. €

(1) Rückzahlungsoption durch die EnBW alle fünf Jahre nach dem ersten Zinszahlungszeitpunkt; frühestens am 2. April 2021.

(2) Rückzahlungsoption durch die EnBW erstmals im Dreimonatszeitraum vor dem 5. April 2022, danach zu jedem Zinszahlungszeitpunkt.

(3) Nach Swap in Euro.

(4) Rückzahlungsoption durch die EnBW erstmals im Dreimonatszeitraum vor dem 5. August 2027, danach zu jedem Zinszahlungszeitpunkt.

(5) Rückzahlungsoption durch die EnBW erstmals im Dreimonatszeitraum vor dem 5. November 2024, danach zu jedem Zinszahlungszeitpunkt.

Im Juli 2019 hat die EnBW zwei grüne Hybridanleihen mit einem Volumen von jeweils 500 Mio. € begeben. Die Anleihen haben Laufzeiten von 60 beziehungsweise 60,25 Jahren. Ausgabetag war der 5. August 2019, die Rückzahlung wird spätestens am 5. August beziehungsweise am 5. November 2079 erfolgen. Die EnBW hat jeweils das Recht, die Anleihen erstmals im Dreimonatszeitraum vor dem 5. August 2027 beziehungsweise im Dreimonatszeitraum vor dem 5. November 2024 und danach zu jedem Zinszahlungszeitpunkt zu kündigen und zurückzuzahlen. Der erste Zinszahlungszeitpunkt für die Anleihe mit erstem Kündigungstermin im Jahr 2024 war am 5. November 2019, der erste Zinszahlungszeitpunkt für die Anleihe mit erstem Kündigungstermin im Jahr 2027 ist der 5. August 2020. Die Anleihen sind mit einem Coupon von zunächst 1,125 % beziehungsweise 1,625 % ausgestattet.

Alle ausstehenden Hybridanleihen sind mit vorzeitigen Rückzahlungsrechten für die EnBW ausgestattet und nachrangig gegenüber allen anderen Finanzverbindlichkeiten, jedoch gleichrangig untereinander. Die EnBW hat das Recht, Zinszahlungen auszusetzen. Diese müssen jedoch nachgeholt werden, falls die EnBW Dividenden ausschüttet oder jeweils eine andere Hybridanleihe bedient. Sämtliche EnBW-Hybridanleihen sind so ausgestaltet, dass sie sich gemäß der Methodik der Ratingagenturen Moody's und Standard & Poor's für einen Eigenkapitalcharakter von 50 % qualifizieren.

Überblick über die Senioranleihen der EnBW

Emittent	Emissionsvolumen	Buchwerte	Coupon	Fälligkeit
Öffentliche Anleihen
EnBW International Finance B.V.	100 Mio. CHF	92,0 Mio. €	2,250 %	12.7.2023
EnBW International Finance B.V.	500 Mio. €	560,6 Mio. € (1)	4,875 %	16.1.2025
EnBW International Finance B.V.	500 Mio. €	498,8 Mio. €	2,500 %	4.6.2026
EnBW International Finance B.V.	600 Mio. €	590,1 Mio. €	6,125 %	7.7.2039
Grüne Anleihe
EnBW International Finance B.V.	500 Mio. €	496,7 Mio. €	1,875 %	31.10.2033
Privatplatzierungen
EnBW International Finance B.V.	100 Mio. €	98,5 Mio. €	2,875 %	13.6.2034
EnBW International Finance B.V.	20 Mrd. JPY	164,0 Mio. €	5,460 % (2)	16.12.2038
EnBW International Finance B.V.	100 Mio. €	99,2 Mio. €	3,080 %	16.6.2039
EnBW International Finance B.V.	75 Mio. €	74,7 Mio. €	2,080 %	21.1.2041
EnBW International Finance B.V.	50 Mio. €	49,6 Mio. €	2,900 %	1.8.2044
		2.724,2 Mio. €

(1) Bereinigt um Bewertungseffekte aus zinsinduzierten Sicherungsgeschäften.

(2) Nach Swap in Euro.

Im Januar 2019 hat die EnBW International Finance eine Privatplatzierung mit einem Volumen von 75 Mio. € begeben. Die Laufzeit beträgt 22 Jahre. Die Anleihe ist mit einem Coupon von 2,080 % ausgestattet.

Im Juli und November 2018 hatte die EnBW jeweils eine fällige Anleihe mit einem Volumen von 100 Mio. CHF beziehungsweise 750 Mio. € aus der bestehenden Liquiditätsposition getilgt.

Commercial-Paper-Programm

Das von der EnBW und der EnBW International Finance B.V. aufgesetzte Commercial-Paper-Programm für kurzfristige Finanzierungszwecke war zum Bilanzstichtag 31. Dezember 2019 ungenutzt (Vorjahr: 250 Mio. €).

Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten

Die Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten haben sich im Geschäftsjahr 2019 durch kurzfristige Geldmarktaufnahmen bei der EnBW und einer Tochtergesellschaft sowie durch die Erstkonsolidierung der Valeco-Gruppe erhöht. Planmäßige Tilgungsleistungen bei der EnBW und den Tochtergesellschaften haben hier gegenläufig gewirkt. Bei den ausstehenden Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten handelt es sich zum überwiegenden Teil um bilaterale Kreditvereinbarungen.

Die bestehende syndizierte Kreditlinie über 1,5 Mrd. € (Vorjahr: 1,5 Mrd. €) hat eine Laufzeit bis Juli 2021. Die Kreditlinie war zum 31. Dezember 2019 ungenutzt.

Zusätzlich waren weitere 0,7 Mrd. € (Vorjahr: 1,1 Mrd. €) bilaterale freie Kreditlinien im Konzern vorhanden. Die Kreditlinien unterliegen hinsichtlich ihrer Verwendung keinen Beschränkungen.

Die Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten sind in Höhe von 0,0 Mio. € (Vorjahr: 4,8 Mio. €) durch Grundpfandrechte besichert. Mit anderen Sicherheiten sind Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten in Höhe von 286,7 Mio. € (Vorjahr: 108,6 Mio. €) besichert. Der Anstieg ist auf die Erstkonsolidierung der Valeco-Gruppe zurückzuführen.

Sonstige Finanzverbindlichkeiten

Unter der Position "Sonstige Finanzverbindlichkeiten" sind vor allem Schuldscheindarlehen und sonstige Darlehen von Tochtergesellschaften ausgewiesen. Im Vorjahr waren hier auch Finanzierungsleasingverträge nach IAS 17 enthalten.

Übrige Verbindlichkeiten und Zuschüsse

Für die Erläuterung der übrigen Verbindlichkeiten und Zuschüsse im Anhang werden die in der Bilanz nach Fristigkeiten getrennt ausgewiesenen Posten wieder zusammengefasst betrachtet.

in Mio. € (1)	31.12.2019	31.12.2018
Langfristige Verbindlichkeiten	2.142,7	1.660,5
Kurzfristige Verbindlichkeiten	8.736,0	9.071,5
Verbindlichkeiten	10.878,7	10.732,0
Langfristige Zuschüsse	13,3	14,4
Kurzfristige Zuschüsse	1,3	1,4
Zuschüsse	14,6	15,8
Langfristige Verbindlichkeiten und Zuschüsse	2.156,0	1.674,9
Kurzfristige Verbindlichkeiten und Zuschüsse	8.737,3	9.072,9
Verbindlichkeiten und Zuschüsse	10.893,3	10.747,8

(1) Vorjahreszahlen angepasst.

Die übrigen Verbindlichkeiten setzen sich zum 31. Dezember 2019 im Vergleich zum Vorjahr wie folgt zusammen:

in Mio. € (1), (2)	31.12.2019			31.12.2018
	Kurzfristig	Langfristig	Gesamt	Kurzfristig	Langfristig	Gesamt
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen	4.055,1	0,5	4.055,6	5.039,8	0,6	5.040,4
davon Verbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen	(52,2)	(0,0)	(52,2)	(27,0)	(0,0)	(27,0)
davon Verbindlichkeiten gegenüber Beteiligungen	(70,4)	(0,0)	(70,4)	(64,9)	(0,0)	(64,9)
davon Verbindlichkeiten gegenüber at equity bewerteten Unternehmen	(110,3)	(0,0)	(110,3)	(88,7)	(0,0)	(88,7)
Sonstige Rechnungsabgrenzungen	24,7	180,8	205,5	32,9	167,6	200,5
Verbindlichkeiten aus Derivaten	3.161,7	301,4	3.463,1	2.193,2	347,1	2.540,3
davon ohne Sicherungsbeziehung	(3.124,0)	(259,5)	(3.383,5)	(2.152,0)	(311,6)	(2.463,6)
davon in Sicherungsbeziehung Cashflow Hedge	(35,5)	(41,9)	(77,4)	(41,2)	(35,5)	(76,7)
davon in Sicherungsbeziehung Fair Value Hedge	(2,3)	(0,0)	(2,3)	(0,0)	(0,0)	(0,0)
Ertragsteuerverbindlichkeiten	74,1	81,3	155,4	269,9	189,5	459,4
davon Verbindlichkeiten Risiken Betriebsprüfung	(1,7)	(81,3)	(83,0)	(2,6)	(189,5)	(192,1)
Vertragsverbindlichkeiten	74,5	857,5	932,0	65,9	843,8	909,7
Andere Verbindlichkeiten	1.345,9	721,2	2.067,1	1.469,8	111,9	1.581,7
davon Leasingverbindlichkeiten (3)	(117,4)	(582,2)	(699,6)
davon Zinsen aus Steuernachzahlungen	(0,0)	(0,0)	(0,0)	(0,6)	(0,0)	(0,6)
davon aus sonstigen Steuern	(160,1)	(0,2)	(160,3)	(170,7)	(0,0)	(170,7)
davon im Rahmen der sozialen Sicherheit	(14,6)	(0,0)	(14,6)	(15,0)	(0,0)	(15,0)
Übrige Verbindlichkeiten	8.736,0	2.142,7	10.878,7	9.071,5	1.660,5	10.732,0

(1) Vorjahreszahlen angepasst.

(2) Detaillierte Erläuterungen zum Kredit- und Liquiditätsrisiko, zu beizulegenden Zeitwerten sowie undiskontierten Cashflows nach Jahresscheiben befinden sich unter der Anhangangabe (25) "Berichterstattung zu den Finanzinstrumenten".

(3) Leasingverbindlichkeiten wurden gemäß IAS 17 bis zum Geschäftsjahr 2018 unter den sonstigen Finanzverbindlichkeiten ausgewiesen, ab dem Geschäftsjahr 2019 gemäß IFRS 16 innerhalb der übrigen Verbindlichkeiten.

Von den langfristigen übrigen Verbindlichkeiten haben 1.194,2 Mio. € (Vorjahr: 1.549,0 Mio. €) eine Restlaufzeit zwischen einem Jahr und fünf Jahren und 948,4 Mio. € (Vorjahr: 111,5 Mio. €) eine Restlaufzeit von mehr als fünf Jahren.

Die Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen enthalten Verpflichtungen für ausstehende Rechnungen in Höhe von 624,9 Mio. € (Vorjahr: 829,3 Mio. €).

Die Vertragsverbindlichkeiten beinhalten im Wesentlichen vorab erhaltene Zahlungen für Baukostenzuschüsse und Hausanschlusskosten. Darüber hinaus enthalten sind erhaltene Anzahlungen auf sonstige Verträge im Anwendungsbereich des IFRS 15.

In den übrigen Verbindlichkeiten sind insgesamt Baukostenzuschüsse in Höhe von 901,6 Mio. € (Vorjahr: 876,8 Mio. €) enthalten.

Andere Verbindlichkeiten betreffen im Wesentlichen Sicherheitsleistungen für außerbörsliche Handelsgeschäfte (erhaltene Margin Calls) in Höhe von 316,1 Mio. € (Vorjahr: 331,7 Mio. €) sowie börsliche Handelsgeschäfte (Variation Margins) in Höhe von 140,3 Mio. € (Vorjahr: 336,5 Mio. €), Zinsverpflichtungen aus Anleihen in Höhe von 116,4 Mio. € (Vorjahr: 110,3 Mio. €) und als Verbindlichkeit erfasste nicht beherrschende Anteile an vollkonsolidierten Personengesellschaften in Höhe von 89,5 Mio. € (Vorjahr: 89,3 Mio. €).

Unter den Zuschüssen werden im Wesentlichen Investitionskostenzuschüsse ausgewiesen.

in Mio. €	31.12.2019	31.12.2018
Investitionskostenzuschüsse	6,7	7,7
Andere Zuschüsse der öffentlichen Hand	7,9	8,1
Gesamt	14,6	15,8

(23) Zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte sowie Schulden in Verbindung mit zur Veräußerung gehaltenen Vermögenswerten

Zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte

in Mio. €	31.12.2019	31.12.2018
Immaterielle Vermögenswerte	0,0	0,4
Sachanlagen	0,9	5,8
Übrige finanzielle Vermögenswerte	0,0	303,8
Sonstige Vermögenswerte	0,0	32,3
Gesamt	0,9	342,3

Schulden in Verbindung mit zur Veräußerung gehaltenen Vermögenswerten

in Mio. €	31.12.2019	31.12.2018
Latente Steuern	0,0	2,7
Rückstellungen	0,0	2,7
Übrige Verbindlichkeiten und Zuschüsse	0,0	15,8
Gesamt	0,0	21,2

Die zur Veräußerung gehaltenen Sachanlagen betreffen im Berichtsjahr zu veräußernde Grundstücke mit Gebäude. Der Ausweis in der Segmentberichterstattung erfolgt im Segment "Netze".

Die zur Veräußerung gehaltenen immateriellen Vermögenswerte, Sachanlagen und sonstigen Vermögenswerte betrafen im Vorjahr einen anteiligen Anteilsverkauf mit Verlust der wirtschaftlichen Beherrschung Anfang 2019 sowie zu veräußernde Grundstücke. Der Ausweis in der Segmentberichterstattung erfolgte im Segment Netze.

Die zur Veräußerung gehaltenen übrigen finanziellen Vermögenswerte betrafen im Vorjahr insbesondere die 6 %-EWE-Anteile, die aufgrund des ab dem 1. Juli 2019 ausübbaren Andienungsrechts an den EWE-Verband in die zur Veräußerung gehaltenen Vermögenswerte umgegliedert worden waren. Der Ausweis in der Segmentberichterstattung erfolgte in der Spalte Sonstiges / Konsolidierung.

Die latenten Steuern, Rückstellungen und übrigen Verbindlichkeiten und Zuschüsse in Verbindung mit zur Veräußerung gehaltenen Vermögenswerten standen im Vorjahr im Zusammenhang mit dem anteiligen Anteilsverkauf mit Verlust der wirtschaftlichen Beherrschung Anfang 2019.

Sonstige Angaben

(24) Ergebnis je Aktie

Das Ergebnis je Aktie wird ermittelt, indem das den Aktionären der EnBW AG zurechenbare Ergebnis durch die durchschnittliche Anzahl der in Umlauf befindlichen Aktien dividiert wird. Eine Verwässerung der Kennzahl kann durch sogenannte potenzielle Aktien aufgrund von Aktienoptionen und Wandelanleihen auftreten. Die EnBW besitzt keine potenziellen Aktien, sodass das unverwässerte Ergebnis je Aktie identisch mit dem verwässerten Ergebnis je Aktie ist.

Ergebnis je Aktie		2019	2018
Ergebnis aus fortzuführenden Aktivitäten	in Mio. €	904,3	467,6
davon auf die Aktionäre der EnBW AG entfallendes Ergebnis	in Mio. €	(734,2)	(334,2)
Konzernüberschuss	in Mio. €	904,3	467,6
davon auf die Aktionäre der EnBW AG entfallendes Ergebnis	in Mio. €	(734,2)	(334,2)
Zahl der im Umlauf befindlichen Aktien (gewichteter Durchschnitt)	in Tsd. Stück	270.855	270.855
Ergebnis je Aktie aus fortzuführenden Aktivitäten (1)	in €	2,71	1,23
Ergebnis je Aktie aus Konzernüberschuss (1)	in €	2,71	1,23
Dividende je Aktie für das Geschäftsjahr 2018 der EnBW AG	in €		0,65
Vorgeschlagene Dividende je Aktie für das Geschäftsjahr 2019 der EnBW AG	in €	0,70

(1) Bezogen auf das auf die Aktionäre der EnBW AG entfallende Ergebnis.

(25) Berichterstattung zu den Finanzinstrumenten

Zu den Finanzinstrumenten zählen originäre Finanzinstrumente und Derivate. Die originären Finanzinstrumente umfassen auf der Aktivseite die finanziellen Vermögenswerte, die Forderungen aus Lieferungen und Leistungen, die sonstigen Vermögenswerte und die flüssigen Mittel. Auf der Passivseite umfassen sie die Finanzverbindlichkeiten, die Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und die übrigen Verbindlichkeiten.

Beizulegende Zeitwerte und Buchwerte von Finanzinstrumenten nach Bewertungskategorien

Die folgende Tabelle stellt die beizulegenden Zeitwerte sowie Buchwerte der in den einzelnen Bilanzpositionen enthaltenen finanziellen Vermögenswerte und finanziellen Verbindlichkeiten dar. Sofern nicht gesondert angegeben, erfolgt die Bemessung des beizulegenden Zeitwerts wiederkehrend.

31.12.2019		Hierarchie der Inputdaten
in Mio. €	Beizulegender Zeitwert	1. Stufe	2. Stufe	3. Stufe
Finanzielle Vermögenswerte	6.063,8	2.805,9	1.461,9	1.512,7
erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet	(4.248,6)	(1.580,5)	(1.155,4)	(1.512,7)
erfolgsneutral zum beizulegenden Zeitwert bewertet	(1.531,9)	(1.225,4)	(306,5)
zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet	(283,3)
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen	4.308,1
zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet	(4.308,1)
Sonstige Vermögenswerte	4.762,8	5,8	3.808,3
erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet	(3.681,0)	(5,8)	(3.675,2)
zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet	(928,0)
Derivate in Sicherungsbeziehungen	(133,1)		(133,1)
Leasingforderungen	(20,7)
Flüssige Mittel	1.363,8
zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet	(1.363,8)
Zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte
Summe Vermögenswerte	16.498,5	2.811,7	5.270,2	1.512,7
Finanzverbindlichkeiten (1)	9.227,6
zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet	(9.227,6)
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen	844,5
zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet	(844,5)
Übrige Verbindlichkeiten und Zuschüsse	5.058,3	6,9	3.456,3
zu Handelszwecken gehalten	(3.383,5)	(5,0)	(3.378,5)
zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet	(895,5)
Derivate in Sicherungsbeziehungen	(79,7)	(1,9)	(77,8)
Leasingverbindlichkeiten	(699,6)
Summe Verbindlichkeiten	15.130,4	6,9	3.456,3	0,0

31.12.2019 in Mio. €	Zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet	Nicht im Anwendungsbereich von IFRS 7	Buchwert
Finanzielle Vermögenswerte	283,3	741,7	6.805,5
erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet			(4.248,6)
erfolgsneutral zum beizulegenden Zeitwert bewertet			(1.531,9)
zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet	(283,3)		(283,3)
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen	4.308,1		4.308,1
zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet	(4.308,1)		(4.308,1)
Sonstige Vermögenswerte	948,7	802,8	5.565,6
erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet			(3.681,0)
zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet	(928,0)		(928,0)
Derivate in Sicherungsbeziehungen			(133,1)
Leasingforderungen	(20,7)		(20,7)
Flüssige Mittel	1.363,8		1.363,8
zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet	(1.363,8)		(1.363,8)
Zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte		0,9	0,9
Summe Vermögenswerte	6.903,9	1.545,4	18.043,9
Finanzverbindlichkeiten (1)	8.190,9		8.190,9
zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet	(8.190,9)		(8.190,9)
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen	844,5	3.210,6	4.055,1
zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet	(844,5)		(844,5)
Übrige Verbindlichkeiten und Zuschüsse	1.595,1	1.779,8	6.838,1
zu Handelszwecken gehalten			(3.383,5)
zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet	(895,5)		(895,5)
Derivate in Sicherungsbeziehungen			(79,7)
Leasingverbindlichkeiten	(699,6)		(699,6)
Summe Verbindlichkeiten	10.630,5	4.990,4	19.084,1

(1) Der beizulegende Zeitwert der Anleihen beziehungsweise der Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten ist der Hierarchiestufe 1 beziehungsweise 2 zuzuordnen.

31.12.2018		Hierarchie der Inputdaten
in Mio. €	Beizulegender Zeitwert	1. Stufe	2. Stufe	3. Stufe
Finanzielle Vermögenswerte	5.706,8	2.754,7	1.215,8	1.415,5
erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet	(3.697,1)	(1.270,6)	(1.011,0)	(1.415,5)
erfolgsneutral zum beizulegenden Zeitwert bewertet	(1.688,9)	(1.484,1)	(204,8)
zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet	(320,8)
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen	4.817,7
zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet	(4.817,7)
Sonstige Vermögenswerte	3.898,5	103,5	2.635,2
erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet	(2.586,1)	(102,7)	(2.483,4)
zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet	(1.140,4)
Derivate in Sicherungsbeziehungen	(152,6)	(0,8)	(151,8)
Wertansatz nach IAS 17	(19,4)
Flüssige Mittel	2.249,4
zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet	(2.249,4)
Zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte (1)	299,2			291,9
Summe Vermögenswerte	16.971,6	2.858,2	3.851,0	1.707,4
Finanzverbindlichkeiten (2)	7.432,1
zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet	(7.332,3)
Wertansatz nach IAS 17	(99,8)
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen	802,4
zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet	(802,4)
Übrige Verbindlichkeiten und Zuschüsse	3.588,5	99,7	2.440,6
zu Handelszwecken gehalten	(2.463,6)	(98,9)	(2.364,7)
zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet	(1.048,2)
Derivate in Sicherungsbeziehungen	(76,7)	(0,8)	(75,9)
Schulden in Verbindung mit zur Veräußerung gehaltenen Vermögenswerten
Summe Verbindlichkeiten	11.823,0	99,7	2.440,6	0,0

31.12.2018 in Mio. €	Zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet	Nicht im Anwendungsbereich von IFRS 7	Buchwert
Finanzielle Vermögenswerte	320,8	494,4	6.201,2
erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet			(3.697,1)
erfolgsneutral zum beizulegenden Zeitwert bewertet			(1.688,9)
zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet	(320,8)		(320,8)
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen	4.817,7		4.817,7
zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet	(4.817,7)		(4.817,7)
Sonstige Vermögenswerte	1.159,8	632,2	4.530,7
erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet			(2.586,1)
zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet	(1.140,4)		(1.140,4)
Derivate in Sicherungsbeziehungen			(152,6)
Wertansatz nach IAS 17	(19,4)		(19,4)
Flüssige Mittel	2.249,4		2.249,4
zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet	(2.249,4)		(2.249,4)
Zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte (1)	7,3	43,1	342,3
Summe Vermögenswerte	8.555,0	1.169,7	18.141,3
Finanzverbindlichkeiten (2)	6.996,2		6.996,2
zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet	(6.896,4)		(6.896,4)
Wertansatz nach IAS 17	(99,8)		(99,8)
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen	802,4	4.237,4	5.039,8
zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet	(802,4)		(802,4)
Übrige Verbindlichkeiten und Zuschüsse	1.048,2	2.119,3	5.707,8
zu Handelszwecken gehalten			(2.463,6)
zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet	(1.048,2)		(1.048,2)
Derivate in Sicherungsbeziehungen			(76,7)
Schulden in Verbindung mit zur Veräußerung gehaltenen Vermögenswerten		21,2	21,2
Summe Verbindlichkeiten	8.846,8	6.377,9	17.765,0

(1) Hierbei handelt es sich um eine nicht wiederkehrende Bemessung des beizulegenden Zeitwerts aufgrund der Anwendung des IFRS 5.

(2) Der beizulegende Zeitwert der Anleihen beziehungsweise der Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten ist der Hierarchiestufe 1 beziehungsweise 2 zuzuordnen.

Die Ermittlung der beizulegenden Zeitwerte wird unter den Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden erläutert. Die einzelnen Stufen der Bewertungshierarchie sind wie folgt definiert:

- Stufe 1: notierte (nicht angepasste) Preise auf aktiven Märkten für identische Vermögenswerte oder Verbindlichkeiten

- Stufe 2: Verfahren, bei denen sämtliche Inputparameter, die sich wesentlich auf den erfassten beizulegenden Zeitwert auswirken, entweder direkt oder indirekt beobachtbar sind

- Stufe 3: Verfahren, die Inputparameter verwenden, die sich wesentlich auf den erfassten beizulegenden Zeitwert auswirken und nicht auf beobachtbaren Marktdaten basieren

Zum Ende einer jeden Berichtsperiode wird überprüft, ob ein Anlass zur Umgliederung zwischen den Stufen der Bewertungshierarchie besteht. Eine Umgliederung wird dann vorgenommen, wenn das Bewertungsverfahren zur Bemessung des beizulegenden Zeitwerts geändert wird und die für die Bewertung maßgeblichen Inputfaktoren zu einer anderen Stufenzuordnung führen. Aufgrund der Verwendung von Preisquotierungen, die von Brokern bereitgestellt werden, wurden im Geschäftsjahr 2019 Wertpapiere mit einem beizulegenden Zeitwert in Höhe von 11,5 Mio. € von Stufe 1 nach Stufe 2 umgegliedert.

Der beizulegende Zeitwert der Vermögenswerte der Bewertungskategorie "erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet" beträgt insgesamt 7.929,6 Mio. € (Vorjahr: 6.283,2 Mio. €), davon entfallen auf die erste Hierarchiestufe 1.586,3 Mio. € (Vorjahr: 1.373,3 Mio. €), auf die zweite Hierarchiestufe 4.830,6 Mio. € (Vorjahr: 3.494,4 Mio. €) sowie auf die dritte Hierarchiestufe 1.512,7 Mio. € (Vorjahr: 1.415,5 Mio. €). Die Vermögenswerte der Bewertungskategorie "erfolgsneutral zum beizulegenden Zeitwert bewertet" weisen einen beizulegenden Zeitwert von insgesamt 1.531,9 Mio. € (Vorjahr: 1.688,9 Mio. €) auf, davon entfallen auf die erste Hierarchiestufe 1.225,4 Mio. € (Vorjahr: 1.484,1 Mio. €) und auf die zweite Hierarchiestufe 306,5 Mio. € (Vorjahr: 204,8 Mio. €). Die Vermögenswerte der Bewertungskategorie "zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet" belaufen sich auf insgesamt 6.883,2 Mio. € (Vorjahr: 8.528,3 Mio. €)

Die Fair Values der Beteiligungen an Private-Equity-Gesellschaften werden von den jeweiligen Kapitalanlagegesellschaften zur Verfügung gestellt. Der beizulegende Zeitwert hängt von den Marktwertänderungen der jeweiligen Anlage ab. Es wird jeweils der aktuellste vorliegende Fair Value zugrunde gelegt.

Die folgende Tabelle enthält die Entwicklung der nach Stufe 3 zum beizulegenden Zeitwert bilanzierten Finanzinstrumente:

in Mio. €	Stand: 1.1.2019	Änderungen im Konsolidierungskreis, Währungsanpassungen, Sonstiges	Erfolgswirksame Veränderungen	Erfolgsneutrale Veränderungen
Finanzielle Vermögenswerte	1.415,5	12,1	61,1	-1,3

in Mio. €	Zugänge	Abgänge	Umbuchung in zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte	Stand: 31.12.2019
Finanzielle Vermögenswerte	260,0	-234,8	0,0	1.512,6

Die erfolgswirksamen Veränderungen in Höhe von 61,1 Mio. € (Vorjahr: 135,4 Mio. €) wurden mit 0,0 Mio. € (Vorjahr: 50,5 Mio. €) im Beteiligungsergebnis sowie mit 61,1 Mio. € (Vorjahr: 84,9 Mio. €) im Finanzergebnis erfasst. Im Geschäftsjahr wurden Gewinne von Finanzinstrumenten der Stufe 3 im Beteiligungsergebnis in Höhe von 69,8 Mio. € (Vorjahr: 106,9 Mio. €) erfasst. Davon entfallen auf Finanzinstrumente, die am Bilanzstichtag noch gehalten wurden, 69,5 Mio. € (Vorjahr: 103,9 Mio. €).

In den Finanzverbindlichkeiten sind zum 31. Dezember 2019 Anleihen mit einem Zeitwert in Höhe von 6.729,5 Mio. € (Vorjahr: 5.297,9 Mio. €) sowie Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten mit einem Zeitwert in Höhe von 2.031,7 Mio. € (Vorjahr: 1.490,1 Mio. €) enthalten.

Angaben zur Saldierung finanzieller Vermögenswerte und Verbindlichkeiten

Die derivativen Finanzinstrumente sind Gegenstand marktüblicher Aufrechnungsvereinbarungen. Mit unseren Geschäftspartnern existieren Globalverrechnungsvereinbarungen, die insbesondere mit Banken auf Basis von ISDA-Vereinbarungen (International Swaps und Derivatives Association) erstellt wurden. Geschäfte, die im Rahmen von Commodity-Transaktionen abgeschlossen werden, unterliegen in der Regel EFET-Vereinbarungen (European Federation of Energy Traders). Die Saldierungsvereinbarungen gehen in die Ermittlung der Fair Values ein.

Die folgende Tabelle enthält die in der Bilanz saldierten Finanzinstrumente und solche, die unabhängig davon einer rechtlich durchsetzbaren Saldierungsvereinbarung unterliegen. Diese Finanzinstrumente sind in den nicht saldierten Beträgen enthalten. Darüber hinaus umfassen die nicht saldierten Beträge auch für Börsengeschäfte im Voraus zu erbringende Sicherheitsleistungen.

31.12.2019				Nicht saldierte Beträge
in Mio. €	Bruttobeträge	Saldierung	Ausgewiesene Nettobeträge	Globalverrechnungsvereinbarung
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen	3.750,1	-2.470,2	1.279,9	-559,2
Sonstige Vermögenswerte	7.181,6	-5.583,3	1.598,3	-48,2
erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet	(6.732,9)	(-5.159,4)	(1.573,5)	(-47,2)
zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet	(357,3)	(-357,3)	(0,0)	(0,0)
Derivate in Sicherungsbeziehung	(91,4)	(-66,6)	(24,8)	(-1,0)
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen	2.812,0	-2.470,2	341,8	-77,6
Übrige Verbindlichkeiten und Zuschüsse	6.908,7	-5.583,3	1.325,4	-48,2
zu Handelszwecken gehalten	(6.607,9)	(-5.283,6)	(1.324,3)	(-47,2)
zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet	(157,8)	(-157,8)	(0,0)	(0,0)
Derivate in Sicherungsbeziehung	(143,0)	(-141,9)	(1,1)	(-1,0)

31.12.2019
in Mio. €	Erhaltene / geleistete finanzielle Sicherheiten	Nettobetrag
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen	0,0	720,7
Sonstige Vermögenswerte	-316,1	1.234,0
erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet	(-316,1)	(1.210,2)
zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet	(0,0)	(0,0)
Derivate in Sicherungsbeziehung	(0,0)	(23,8)
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen	0,0	264,2
Übrige Verbindlichkeiten und Zuschüsse	-566,1	711,1
zu Handelszwecken gehalten	(-566,0)	(711,1)
zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet	(0,0)	(0,0)
Derivate in Sicherungsbeziehung	(-0,1)	(0,0)

31.12.2018				Nicht saldierte Beträge
in Mio. €	Bruttobeträge	Saldierung	Ausgewiesene Nettobeträge	Globalverrechnungsvereinbarung
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen	1.863,3	-1.579,4	283,9	-71,4
Sonstige Vermögenswerte	5.647,2	-4.021,7	1.625,5	-311,8
erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet	(5.286,4)	(-3.728,4)	(1.558,0)	(-307,8)
zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet	(182,5)	(-182,5)	(0,0)	(0,0)
Derivate in Sicherungsbeziehung	(178,3)	(-110,8)	(67,5)	(-4,0)
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen	1.897,9	-1.579,4	318,5	-71,4
Übrige Verbindlichkeiten und Zuschüsse	5.412,0	-4.021,7	1.390,3	-311,8
zu Handelszwecken gehalten	(5.014,6)	(-3.729,5)	(1.285,1)	(-307,8)
zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet	(224,2)	(-195,7)	(28,5)	(0,0)
Derivate in Sicherungsbeziehung (1)	(173,2)	(-96,5)	(76,7)	(-4,0)

31.12.2018
in Mio. €	Erhaltene / geleistete finanzielle Sicherheiten	Nettobetrag
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen	0,0	212,5
Sonstige Vermögenswerte	-386,6	927,1
erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet	(-386,6)	(863,6)
zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet	(0,0)	(0,0)
Derivate in Sicherungsbeziehung	(0,0)	(63,5)
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen	0,0	247,1
Übrige Verbindlichkeiten und Zuschüsse	-55,0	1.023,5
zu Handelszwecken gehalten	(-45,0)	(932,3)
zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet	(0,0)	(28,5)
Derivate in Sicherungsbeziehung (1)	(-10,0)	(62,7)

(1) Vorjahreszahlen angepasst.

In der Gewinn- und Verlustrechnung wurden folgende Nettogewinne beziehungsweise -verluste erfasst:

Nettogewinne oder -verluste nach Bewertungskategorien in Mio. €	2019	2018
Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte und Verbindlichkeiten (1)	848,8	168,5
Erfolgsneutral zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte	17,9	3,4
Zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertete finanzielle Vermögenswerte	-89,3	-10,5
Zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertete finanzielle Verbindlichkeiten	0,0	0,0

(1) Vorjahreszahlen angepasst.

In der Darstellung der Nettogewinne und -verluste werden Derivate, die sich in einer Sicherungsbeziehung befinden, nicht berücksichtigt. Freistehende Derivate sind in der Bewertungskategorie "erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte und Verbindlichkeiten" enthalten. Die Angaben zu den Gesamtzinserträgen und -aufwendungen aus den erfolgsneutral zum beizulegenden Zeitwert bewerteten und aus den zu fortgeführten Anschaffungskosten bewerteten finanziellen Vermögenswerten und Verbindlichkeiten finden sich unter der Anhangangabe (8) "Finanzergebnis".

Der Nettogewinn (wie im Vorjahr) der Bewertungskategorie "erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte und Verbindlichkeiten" enthält neben Ergebnissen aus der Marktbewertung und Ergebniseffekten aus dem Abgang von Finanzinstrumenten auch Zins- und Währungseffekte.

Im Berichtsjahr ergab sich der Nettogewinn (wie im Vorjahr) der Bewertungskategorie "erfolgsneutral zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte" im Wesentlichen aufgrund von Wertberichtigungen und Ergebniseffekten aus dem Abgang von Finanzinstrumenten.

Der Nettoverlust (wie im Vorjahr) aus der Bewertungskategorie "zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertete finanzielle Vermögenswerte" ergibt sich aus Wertberichtigungen, die die positiven Währungseffekte sowie die Zuschreibungen im Berichtsjahr übersteigen.

Ergebnisse aus Marktwertänderungen von erfolgsneutral zum beizulegenden Zeitwert bewerteten Vermögenswerten wurden im Geschäftsjahr 2019 in Höhe von 26,6 Mio. € erhöhend (Vorjahr: 17,9 Mio. € vermindernd) im Eigenkapital erfasst. Von den erfolgsneutral gebuchten Marktwertänderungen wurden 13,3 Mio. € ergebniserhöhend (Vorjahr: 1,7 Mio. € ergebnismindernd) in die Gewinn- und Verlustrechnung umgebucht.

Die im Berichtsjahr erfassten Wertberichtigungen für finanzielle Vermögenswerte sind im Abschnitt Ausfallrisiko in dieser Anhangangabe dargestellt.

Derivative Finanzinstrumente und Sicherungsbeziehungen

Derivate: Zur Absicherung der Risiken werden im Commodity-Bereich sowohl physisch als auch finanziell zu erfüllende Optionen und Termingeschäfte, im Devisenbereich im Wesentlichen Termingeschäfte eingesetzt. Im Finanzierungsbereich werden zur Risikobegrenzung Swapgeschäfte abgeschlossen.

Alle Derivate, die zu Handelszwecken abgeschlossen wurden, werden als Vermögenswerte oder Verbindlichkeiten bilanziert. Die Derivate sind zum beizulegenden Zeitwert bewertet.

Änderungen des beizulegenden Zeitwerts von Derivaten, die weder ausschließlich für den eigenen Gebrauch (Own Use) bestimmt sind noch die Voraussetzungen als Sicherungsgeschäft zur Absicherung von Cashflows erfüllen, werden in der Gewinn- und Verlustrechnung erfasst.

Bilanzielle Sicherungsbeziehungen gemäß IFRS 9 bestehen im Finanzbereich vor allem zur Sicherung von Zinsrisiken aus langfristigen Verbindlichkeiten. Eine bislang zur Sicherung von Währungsrisiken aus Beteiligungen mit ausländischer Funktionalwährung bestehende Sicherungsbeziehung ist im Berichtsjahr ausgelaufen. Im Commodity-Bereich werden Schwankungen künftiger Zahlungsströme gesichert, die aus geplanten Beschaffungs- und Absatzgeschäften resultieren. Das Bestehen einer wirtschaftlichen Beziehung zwischen dem gesicherten Grundgeschäft und dem Sicherungsinstrument wird in Abhängigkeit des zu sichernden Risikos auf Basis der Währung, des Betrags beziehungsweise der Menge und des Zeitpunkts der jeweiligen Zahlungsströme bestimmt. Die Risiken werden dabei in ihrer Gesamtheit abgesichert und es wird ein Sicherungsverhältnis von 1:1 angewendet. Zur Beurteilung der voraussichtlichen Wirksamkeit der Sicherungsbeziehungen, werden die hypothetische Derivatemethode sowie die Dollar-Offset-Methode verwendet. Ineffektivitäten in Sicherungsbeziehungen können aufgrund von Diskontierungseffekten entstehen.

Cashflow Hedges bestehen insbesondere im Commodity-Bereich zur Absicherung von Preisrisiken aus künftigen Absatz- und Beschaffungsgeschäften, zur Begrenzung des Währungsrisikos aus Fremdwährungsverbindlichkeiten sowie zur Begrenzung des Zinsänderungsrisikos variabel verzinslicher Verbindlichkeiten.

Die Änderung des beizulegenden Zeitwerts der eingesetzten Sicherungsgeschäfte, vor allem Termingeschäfte und Futures, wird, soweit effektiv, bis zur Auflösung der Sicherungsbeziehung direkt in den kumulierten erfolgsneutralen Veränderungen im Eigenkapital (Marktbewertung von Finanzinstrumenten) erfasst. Der ineffektive Teil des Gewinns oder Verlusts aus einem Sicherungsinstrument wird sofort erfolgswirksam erfasst.

Zeitpunkt der Umgliederung des Ergebnisses, das direkt im Eigenkapital erfasst wurde, in die Gewinn- und Verlustrechnung 2019

in Mio. €	Beizulegender Zeitwert	2020	2021-2024	>2024
Fremdwährungs-Cashflow-Hedges	-5,8	9,8	17,9	-33,5
Commodity-Cashflow-Hedges	-99,5	-34,8	-64,7	0,0
Zins-Cashflow-Hedges	5,0	0,0	0,2	4,8

Zeitpunkt der Umgliederung des Ergebnisses, das direkt im Eigenkapital erfasst wurde, in die Gewinn- und Verlustrechnung 2018

in Mio. €	Beizulegender Zeitwert	2019	2020-2023	>2023
Fremdwährungs-Cashflow-Hedges	-12,1	14,5	-6,7	-19,9
Commodity-Cashflow-Hedges	13,4	5,6	7,8	0,0
Zins-Cashflow-Hedges	3,8	0,0	0,0	3,8

Zum 31. Dezember 2019 betrugen die unrealisierten Verluste aus Derivaten 118,5 Mio. € (Vorjahr: 250,5 Mio. €). Im Berichtsjahr wurde der effektive Teil von Cashflow Hedges in Höhe von 79,4 Mio. € erhöhend (Vorjahr: 114,1 Mio. € vermindernd) im Eigenkapital erfasst. Aus dem ineffektiven Teil von Cashflow Hedges ergaben sich im Jahr 2019 ein Ertrag in Höhe von 2,6 Mio. € (Vorjahr: 1,0 Mio. €) sowie aus Umgliederungen aus den kumulierten erfolgsneutralen Veränderungen des Eigenkapitals Aufwendungen in Höhe von 82,9 Mio. € (Vorjahr: 82,0 Mio. €) in der Gewinn- und Verlustrechnung. Die Umgliederung erfolgte in die Umsatzerlöse (Verringerung um 150,5 Mio. €, Vorjahr: 219,5 Mio. €), Materialaufwendungen (Verringerung um 6,5 Mio. €, Vorjahr: 51,0 Mio. €), sonstige betriebliche Erträge (Erhöhung um 33,6 Mio. €, Vorjahr: 57,4 Mio. €) und in das Finanzergebnis (Erhöhung um 23,8 Mio. €, Vorjahr: 29,1 Mio. €). Aus den kumulierten erfolgsneutralen Veränderungen des Eigenkapitals wurden 22,3 Mio. € (Vorjahr: 0,0 Mio. €) aus den Vorratsbeständen umgegliedert. Dies führte wie im Vorjahr zu einer Verringerung der Anschaffungskosten.

In den Umgliederungen ist die Dedesignation von Cashflow-Hedge-Beziehungen in Höhe von 22,3 Mio. € enthalten. Infolge von Marktpreisveränderungen mussten die erwartete hochwahrscheinliche Stromerzeugungsmenge sowie der erwartete hochwahrscheinliche Kohlebedarf für das Geschäftsjahr 2020 reduziert werden.

Zum 31. Dezember 2019 sind bestehende Grundgeschäfte in Cashflow Hedges mit Laufzeiten bis rund 57 Jahre (Vorjahr: bis 58 Jahre) im Fremdwährungsbereich einbezogen. Im Commodity-Bereich betragen die Laufzeiten geplanter Grundgeschäfte im Wesentlichen bis vierJahre (wie im Vorjahr).

Sicherungsbeziehungen werden im Rahmen der Optimierung regelmäßig branchenüblich erneuert.

Fair Value Hedges bestehen vor allem zur Absicherung festverzinslicher Verbindlichkeiten gegenüber Marktpreisrisiken. Als Sicherungsinstrumente werden Zinsswaps genutzt. Bei Fair Value Hedges wird sowohl das Grund- als auch das Sicherungsgeschäft hinsichtlich des abgesicherten Risikos erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet. Im Berichtsjahr wurde die Wertveränderung der beizulegenden Zeitwerte von Sicherungsinstrumenten in Höhe von 6,7 Mio. € ergebnismindernd (Vorjahr: 7,2 Mio. €) in der Gewinn- und Verlustrechnung erfasst. Für die gesicherten Verbindlichkeiten sind die aus dem gesicherten Risiko resultierenden Marktwertänderungen ebenfalls erfolgswirksam in der Gewinn- und Verlustrechnung zu vereinnahmen. Im Berichtsjahr wurden die Marktwertschwankungen aus den Grundgeschäften in Höhe von 6,7 Mio. € ergebnisverbessernd (Vorjahr: 7,2 Mio. €) erfolgswirksam erfasst.

Hedges von Nettoinvestitionen in ausländische Teileinheiten: Zur Sicherung von Fremdwährungsrisiken aus Beteiligungen mit ausländischer Funktionalwährung wurden im Berichtsjahr originäre Fremdwährungsanleihen eingesetzt. Die Sicherungsbeziehung ist im Geschäftsjahr 2019 ausgelaufen. Zum 31. Dezember 2019 wurden 0,0 Mio. € (Vorjahr: 38,0 Mio. €) aus der Währungskursänderung der Sicherungsgeschäfte im Posten "Währungsumrechnung" innerhalb des Eigenkapitals als unrealisierte Verluste ausgewiesen. Eine Ineffektivität der Sicherungsbeziehung lag nicht vor.

Verträge, soweit sie zum erwarteten Nutzungsbedarf des Unternehmens abgeschlossen worden sind, werden nicht nach den Vorschriften des IFRS 9 bilanziell erfasst.

Marktübliche Käufe und Verkäufe (Kassakäufe / -verkäufe) von originären Finanzinstrumenten werden grundsätzlich am Erfüllungstag zum beizulegenden Zeitwert unter Berücksichtigung der Transaktionskosten bilanziert. Derivative finanzielle Vermögenswerte werden zum Handelstag bilanziell erfasst. Derivative und originäre Finanzinstrumente werden dann bilanziell erfasst, wenn die EnBW Vertragspartei geworden ist.

Für den Kauf und Verkauf von Brennstoffen erfolgt die Bezahlung in Euro oder US-Dollar.

Die Bewertung von Kontrahentenrisiken erfolgt unter Einbeziehung der Fristigkeit des jeweils aktuellen Wiederbeschaffungs- und Absatzrisikos. Darüber hinaus werden diese Risiken unter Berücksichtigung der aktuellen Ratings der Ratingagenturen Moody's und Standard & Poor's analysiert. Die Handelspartner, die über kein entsprechendes externes Rating verfügen, werden einem internen Ratingverfahren unterzogen.

Das Kontrahentenrisiko basiert auf Wiederbeschaffungs- und Absatzrisiken, die sich aus den Marktwerten der jeweiligen Position mit dem einzelnen Handelspartner zum Stichtag ergeben. Die Ermittlung erfolgt unter Berücksichtigung der mit dem Handelspartner in Rahmenverträgen vereinbarten Nettingmöglichkeiten.

Im Fall des Vorliegens einer Nettingvereinbarung werden positive und negative Marktwerte je Handelspartner saldiert. Bei fehlendem Netting werden nur positive Marktwerte berücksichtigt.

In den nachfolgenden Tabellen werden die Beträge dargestellt, die sich auf Posten beziehen, die als Sicherungsinstrumente designiert sind. Das Nominalvolumen der im Folgenden dargestellten Derivate wird unsaldiert angegeben. Es stellt die Summe aller Kauf- und Verkaufsbeträge dar, die den Geschäften zugrunde liegen. Die Höhe des Nominalvolumens erlaubt Rückschlüsse auf den Umfang des Einsatzes von Derivaten. Sie gibt aber nicht das Risiko des Konzerns wieder, da den derivativen Geschäften Grundgeschäfte mit gegenläufigen Risiken gegenüberstehen. Für börsengehandelte Derivate werden Sicherheiten hinterlegt beziehungsweise haben wir Sicherheiten erhalten.

31.12.2019	Nominalbetrag des Sicherungsinstruments	Buchwert des Sicherungsinstruments		Bilanzposten, in dem das Sicherungsinstrument enthalten ist	Wertänderung zur Berechnung der Ineffektivität der Sicherungsbeziehung
in Mio. €		Vermögenswerte	Schulden
Cashflow Hedges	3.346,0	52,3	77,4		-80,2
Commodity-Preisrisiken	2.110,5	22,7	46,5	Sonstige Vermögenswerte / Übrige Verbindlichkeiten	-89,6
Termingeschäfte	(2.110,5)	(22,7)	(46,5)		(-89,6)
Währungsrisiko	1.193,2	25,0	30,9	Sonstige Vermögenswerte / Übrige Verbindlichkeiten	10,6
Swapgeschäfte	(1.193,2)	(25,0)	(30,9)		(10,6)
Zinsänderungsrisiko	42,3	4,6	0,0	Sonstige Vermögenswerte / Übrige Verbindlichkeiten	-1,2
Swapgeschäfte	(42,3)	(4,6)	(0,0)		(-1,2)
Fair Value Hedges	569,7	80,8	2,3		-6,7
Zinsänderungsrisiko	300,0	80,8	0,0	Sonstige Vermögenswerte / Übrige Verbindlichkeiten	-4,4
Swapgeschäfte	(300,0)	(80,8)	(0,0)		(-4,4)
Währungskurse	269,7	0,0	2,3		-2,3
Swapgeschäfte	(269,7)	(0,0)	(2,3)		(-2,3)

31.12.2018	Nominalbetrag des Sicherungsinstruments	Buchwert des Sicherungsinstruments		Bilanzposten, in dem das Sicherungsinstrument enthalten ist	Wertänderung zur Berechnung der Ineffektivität der Sicherungsbeziehung
in Mio. €		Vermögenswerte	Schulden
Cashflow Hedges	3.620,3	67,5	76,7		44,4
Commodity-Preisrisiken	2.530,9	48,7	42,1	Sonstige Vermögenswerte / Übrige Verbindlichkeiten	-27,6
Termingeschäfte	(2.530,9)	(48,7)	(42,1)		(-27,6)
Währungsrisiko	1.041,6	18,8	30,9	Sonstige Vermögenswerte / Übrige Verbindlichkeiten	73,2
Swapgeschäfte	(1.041,6)	(18,8)	(30,9)		(73,2)
Zinsänderungsrisiko (1)	47,8	0,0	3,7	Sonstige Vermögenswerte / Übrige Verbindlichkeiten	-1,2
Swapgeschäfte	(47,8)	(0,0)	(3,7)		(-1,2)
Fair Value Hedges	300,0	85,1	0,0		-6,6
Zinsänderungsrisiko	300,0	85,1	0,0	Sonstige Vermögenswerte / Übrige Verbindlichkeiten	-6,6
Swapgeschäfte	(300,0)	(85,1)	(0,0)		(-6,6)
Hedges von Nettoinvestitionen in ausländische Teileinheiten	0,0	0,0	0,0		1,4

(1) Vorjahreszahlen angepasst.

Die folgenden Tabellen stellen die Beträge dar, die sich auf Positionen beziehen, die als gesichertes Grundgeschäft designiert sind:

31.12.2019	Buchwert des Grundgeschäfts	Wertänderung des gesicherten Grundgeschäfts, die im Buchwert des bilanzierten Grundgeschäfts enthalten ist	Bilanzposten, in dem das Grundgeschäft enthalten ist	Wertänderung zur Berechnung der Ineffektivität der Sicherungsbeziehung	Cashflow-Hedge Rücklage
in Mio. €	Schulden	Schulden
Cashflow Hedges	430,2	0,0		79,4	-110,8
Commodity-Preisrisiken				86,0	-100,2
erwartete Transaktionen				(86,0)	(-100,2)
Währungsrisiko	430,2	0,0		-7,8	-10,6
erwartete Transaktionen				(-6,0)	(21,0)
Anleihen	(430,2)	(0,0)	Finanzverbindlichkeiten	(-1,8)	(-31,6)
Zinsänderungsrisiko	0,0	0,0		1,2	0,0
erwartete Transaktionen		(0,0)	Finanzverbindlichkeiten	(1,2)	(0,0)
Fair Value Hedges	642,0	339,3		6,7	-
Zinsänderungsrisiko	372,3	72,3		4,4
Anleihen	(372,3)	(72,3)	Finanzverbindlichkeiten	(4,4)
Währungsrisiko	269,7	267,0		2,3	0,0
Swapgeschäfte	(269,7)	(267,0)		(2,3)	(0,0)

31.12.2018	Buchwert des Grundgeschäfts	Wertänderung des gesicherten Grundgeschäfts, die im Buchwert des bilanzierten Grundgeschäfts enthalten ist	Bilanzposten, in dem das Grundgeschäft enthalten ist	Wertänderung zur Berechnung der Ineffektivität der Sicherungsbeziehung	Cashflow-Hedge Rücklage
in Mio. €	Schulden	Schulden
Cashflow Hedges	419,7	0,0		-43,4	-253,8
Commodity-Preisrisiken				25,8	-261,0
erwartete Transaktionen				(25,8)	(-261,0)
Währungsrisiko	419,7	0,0		-70,4	7,2
erwartete Transaktionen				(-30,1)	(26,5)
Anleihen	(419,7)	(0,0)	Finanzverbindlichkeiten	(-40,3)	(-19,3)
Zinsänderungsrisiko	0,0	0,0		1,2	0,0
erwartete Transaktionen		(0,0)	Finanzverbindlichkeiten	(1,2)	(0,0)
Fair Value Hedges	373,2	73,2		6,6	-
Zinsänderungsrisiko	373,2	73,2		6,6
Anleihen	(373,2)	(73,2)	Finanzverbindlichkeiten	(6,6)
Hedges von Nettoinvestitionen in ausländische Teileinheiten	0,0	27,0	Eigenkapital	-1,4	0,0

Im Berichtsjahr waren die Beträge im Zusammenhang mit als Sicherungsinstrument designierten Posten wie folgt:

2019	Sicherungsgewinne oder -verluste der Berichtsperiode, die im sonstigen Ergebnis erfasst wurden	erfolgswirksam erfasste Ineffektivität der Sicherungsbeziehung	Posten der Gesamtergebnisrechnung, in dem die erfasste Ineffektivität enthalten ist
in Mio. €
Cashflow Hedges	79,4	2,6
Commodity-Preisrisiken	79,2	2,2	sonstige betriebliche Erträge
Zinsänderungsrisiko	0,2	0,0
Währungsrisiko	0,0	0,4

2019	Ergebniswirksame Umgliederung in die Gewinn- und Verlustrechnung (1)	Posten der Gesamtergebnisrechnung, in dem die Umgliederung erfasst wurde
in Mio. €
Cashflow Hedges	-82,9
Commodity-Preisrisiken	-110,4	Materialaufwand / Umsatzerlöse / sonstige betriebliche Erträge
Zinsänderungsrisiko	23,8	Finanzergebnis
Währungsrisiko	0,0

(1) Ausführliche Erläuterungen zur ergebniswirksamen Umgliederung sind bei den Angaben zum Cashflow Hedge dargestellt.

2018	Sicherungsgewinne oder -verluste der Berichtsperiode, die im sonstigen Ergebnis erfasst wurden	erfolgswirksam erfasste Ineffektivität der Sicherungsbeziehung	Posten der Gesamtergebnisrechnung, in dem die erfasste Ineffektivität enthalten ist
in Mio. €
Cashflow Hedges	-114,1	1,0
Commodity-Preisrisiken	-159,7	1,0	sonstige betriebliche Erträge
Zinsänderungsrisiko	45,6	0,0

2018	Ergebniswirksame Umgliederung in die Gewinn- und Verlustrechnung (1)	Posten der Gesamtergebnisrechnung, in dem die Umgliederung erfasst wurde
in Mio. €
Cashflow Hedges	-82,0
Commodity-Preisrisiken	-111,1	Materialaufwand / Umsatzerlöse / sonstige betriebliche Erträge
Zinsänderungsrisiko	29,1	Finanzergebnis

(1) Ausführliche Erläuterungen zur ergebniswirksamen Umgliederung sind bei den Angaben zum Cashflow Hedge dargestellt.

Derivate in Sicherungsbeziehung lassen sich wie folgt zu den kumulierten erfolgsneutralen Veränderungen (Cashflow Hedges) im Eigenkapital überleiten:

in Mio. € (1)	31.12.2019	31.12.2018	Veränderung
Derivate in Sicherungsbeziehung Cashflow Hedge mit positivem beizulegenden Zeitwert	74,3	178,3	-104,0
Derivate in Sicherungsbeziehung Cashflow Hedge mit negativem beizulegenden Zeitwert	174,6	173,2	1,4
	-100,3	5,1	-105,4
Latente Steuern auf erfolgsneutrale Veränderung der Derivate in Sicherungsbeziehung Cashflow Hedge	31,7	76,1	-44,4
Ineffektivität der Sicherungsbeziehung	-2,6	-1,0	-1,6
Kaskadierungseffekte	-21,7	-309,8	288,1
Realisierte Effekte aus Grundgeschäften (2)	3,6	55,4	-51,8
Nicht beherrschende Anteile	7,8	-3,2	11,0
Cashflow Hedge (Sicherungsbeziehung im Eigenkapital)	-81,5	-177,4	95,9

(1) Vor Saldierung finanzieller Vermögenswerte und finanzieller Verbindlichkeiten gemäß IAS 32.

(2) Davon 9,7 Mio. € (Vorjahr: 44,5 Mio. €), die 2020 (Vorjahr: 2019-2020) in die Gewinn- und Verlustrechnung umgegliedert werden.

Die Kaskadierungseffekte betreffen die bis zum Zeitpunkt der Kaskadierung kumulierte Marktwertänderung der in Sicherungsbeziehung stehenden Futures.

Im Rahmen der Kaskadierung werden Jahres- und Quartal-Futures nicht durch Barausgleich, sondern durch weitere Futures erfüllt.

Kontrahentenrisiko Moody's, S&P beziehungsweise internes Rating

in Mio. €	31.12.2019 < 1 Jahr	1-5 Jahre	31.12.2018 < 1 Jahr	1-5 Jahre
Bis A1	220,5	40,0	23,3	37,1
Bis A3	130,8	62,5	8,2	16,8
Baa1	47,1	44,5	61,6	33,1
Bis Baa3	102,5	26,2	32,6	45,1
Unter Baa3	61,1	11,3	4,6	8,9
Gesamt	562,0	184,5	130,3	141,0

Risikomanagementsystem

Die EnBW ist als Energieversorgungsunternehmen im Rahmen des operativen Geschäfts sowie bei Geldanlagen und Finanzierungsvorgängen finanzwirtschaftlichen Preisrisiken im Währungs-, Zins- und Commodity-Bereich ausgesetzt. Daneben bestehen Kredit- und Liquiditätsrisiken. Unternehmenspolitik ist es, diese Risiken durch ein systematisches Risikomanagement auszuschalten oder zu begrenzen.

Wechselkursschwankungen zwischen dem Euro und anderen Währungen, Zinsschwankungen an den internationalen Geld- und Kapitalmärkten sowie Preisschwankungen an den Märkten für Strom, Kohle, Gas und Emissionsrechte stellen die wesentlichen Preisrisiken für die EnBW dar. Die Sicherungspolitik zur Eingrenzung dieser Risiken wird vom Vorstand vorgegeben und ist in konzerninternen Richtlinien dokumentiert. Sie sieht auch den Einsatz von Derivaten vor.

Die zur Absicherung finanzwirtschaftlicher Risiken eingesetzten Derivate unterliegen den in der Richtlinie für das Risikomanagement festgelegten Beurteilungskriterien wie Value-at-Risk-Kennziffern und Positions- und Verlustlimiten. Die Funktionstrennung der Bereiche Handel, Abwicklung und Kontrolle bildet ein weiteres zentrales Element des Risikomanagements.

Die entsprechenden Finanztransaktionen werden nur mit bonitätsmäßig erstklassigen Kontrahenten abgeschlossen. Eine Absicherung der Risikoposition durch geeignete Sicherungsinstrumente kann auch unter Bewahrung von Marktchancen erfolgen.

Bei den aus den Finanzinstrumenten resultierenden Risiken sowie den entsprechenden Methoden zur Messung und Steuerung sind gegenüber dem Vorjahr keine nennenswerten Änderungen zu verzeichnen.

Hinsichtlich weiterer Angaben zum Risikomanagementsystem der EnBW verweisen wir auf unsere Ausführungen im Risikobericht als Teil des Lageberichts.

Ausfallrisiko

Ausfallrisiken entstehen für die EnBW durch Nichterfüllung vertraglicher Vereinbarungen durch den Kontrahenten. Die EnBW steuert ihre Ausfallrisiken, indem grundsätzlich eine hohe Bonität von den Kontrahenten gefordert wird und das Ausfallrisiko mit den Kontrahenten begrenzt wird. Die Ratings der Kontrahenten werden durch das Bonitätsmanagementsystem der EnBW fortlaufend überwacht. Commodity- und Energiegeschäfte werden grundsätzlich auf Basis von Rahmenverträgen, zum Beispiel EFET, ISDA oder IETA, abgeschlossen.

Das Eingehen dieser Rahmenverträge setzt eine gründliche Bonitätsprüfung des Kontrahenten voraus. Nur bei begründetem Interesse des Unternehmens, zum Beispiel bei der Entwicklung neuer Märkte, können Ausnahmen von dieser Geschäftspolitik zugelassen werden. Gemessen an der Kundenstruktur sind die Forderungen gegenüber einzelnen Kontrahenten nicht so groß, dass sie eine wesentliche Risikokonzentration bedeuten würden.

Finanzanlagegeschäfte werden nur mit Kontrahenten abgeschlossen, die und deren Anlagegrenzen in der Treasury-Richtlinie definiert sind. Eine Einhaltung dieser Richtlinie wird durch das interne Kontrollsystem (IKS) fortlaufend überwacht.

Die Wertberichtigungen auf erfolgsneutral bewertete finanzielle Vermögenswerte sowie auf finanzielle Vermögenswerte, die zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet werden, entwickelten sich wie folgt:

in Mio. €	Finanzielle Vermögenswerte erfolgsneutral zum Marktwert bewertet		Finanzielle Vermögenswerte zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet
	Buchwert	Erwarteter 12-Monats-Kreditverlust	Buchwert	Erwarteter 12-Monats-Kreditverlust	Über die Laufzeit erwartete Kreditverluste -beeinträchtigte Bonität
Stand: 1.1.2018	1.538,7	-0,7	4.177,5	0,0	-41,0
Nettoneubewertung der Wertberichtigungen		0,7		0,0	2,8
Neu erworbene finanzielle Vermögenswerte		-0,8		0,0	0,0
Zurückgezahlte finanzielle Vermögenswerte		0,1		0,0	3,5
Stand: 31.12.2018	1.688,9	-0,7	3.710,6	-1,3	-34,7
Nettoneubewertung der Wertberichtigungen				-1,1	5,8
Neu erworbene finanzielle Vermögenswerte		-0,7		-0,3	-2,5
Zurückgezahlte finanzielle Vermögenswerte		0,5		-0,5	0,0
Stand: 31.12.2019	1.531,9	-0,9	2.575,1	-3,2	-31,4

Die Wertberichtigungen auf die Forderungen aus Lieferungen und Leistungen entwickelten sich im Geschäftsjahr wie folgt:

Forderungen aus Lieferungen und Leistungen	31.12.2019			31.12.2018
in Mio. €	Buchwert	Wertberichtigung	Verlustrate (gewichteter Durchschnitt)	Buchwert	Wertberichtigung	Verlustrate (gewichteter Durchschnitt)
Nicht überfällig	3.844,0	-56,5	1,4 %	4.653,1	-36,3	0,8 %
Überfällig	464,1	-91,9		164,6	-99,8
Laufzeit bis 3 Monate	(380,5)	(-40,2)	9,6 %	(75,0)	(-2,2)	2,8 %
Laufzeit zwischen 3 und 6 Monaten	(12,8)	(-3,8)	22,9 %	(17,0)	(-4,6)	21,3 %
Laufzeit zwischen 6 Monaten und 1 Jahr	(47,2)	(-13,3)	22,0 %	(24,8)	(-2,0)	7,5 %
Laufzeit über 1 Jahr	(23,6)	(-34,6)	59,5 %	(47,8)	(-91,0)	65,6 %

Für die Wertberichtigungen auf Leasingforderungen verweisen wir auf die Anhangangabe (12) "Leasing".

Das maximale Ausfallrisiko finanzieller Vermögenswerte (einschließlich Derivaten mit positivem Marktwert) entspricht den in der Bilanz angesetzten Buchwerten. Zum Bilanzstichtag 31. Dezember 2019 beträgt das maximale Ausfallrisiko 16,5 Mrd. € (Vorjahr: 17,0 Mrd. €).

Eine detaillierte Beschreibung der Modelle ist in den Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden im Abschnitt "Wertminderung von finanziellen Vermögenswerten" zu finden.

Liquiditätsrisiko

Liquiditätsrisiken entstehen für die EnBW durch die Verpflichtung, Verbindlichkeiten vollständig und rechtzeitig zu tilgen. Aufgabe des Cash- und Liquiditätsmanagements der EnBW ist es, jederzeit die Zahlungsfähigkeit des Unternehmens sicherzustellen.

Im Cashmanagement werden alle Zahlungsmittelbedarfe und -überschüsse zentral ermittelt. Durch die Saldierung der Zahlungsmittelbedarfe und -überschüsse wird die Anzahl der Bankgeschäfte auf ein Minimum reduziert. Das Netting erfolgt durch ein Cashpooling-Verfahren. Das Cashmanagement hat zur Steuerung der Bankkonten und internen Verrechnungskonten sowie zur Durchführung automatisierter Zahlungsvorgänge standardisierte Prozesse und Systeme implementiert.

Zur Liquiditätssteuerung wird konzernzentral ein auf Cashflows basierender Finanzplan erstellt. Der entstehende Finanzierungsbedarf wird mittels geeigneter Finanzinstrumente im Rahmen der Liquiditätssteuerung gedeckt. Neben der täglich verfügbaren Liquidität unterhält die EnBW auch weitere Liquiditätsreserven in Höhe von 2,2 Mrd. € (Vorjahr: 2,6 Mrd. €), die kurzfristig verfügbar sind. Die Höhe der Liquiditätsreserven richtet sich nach der strategischen Liquiditätsplanung unter Berücksichtigung festgelegter Worst-Case-Parameter. Bei der Liquiditätsreserve handelt es sich um zugesagte syndizierte und freie Kreditlinien mit unterschiedlichen Fristigkeiten. Durch die vorhandene Liquidität sowie die bestehenden Kreditlinien sieht sich die EnBW keiner Risikokonzentration ausgesetzt.

Weitere Erläuterungen zu den Finanzverbindlichkeiten sind der Anhangangabe (22) "Verbindlichkeiten und Zuschüsse" zu entnehmen.

In den folgenden Tabellen werden die künftigen undiskontierten Cashflows finanzieller Verbindlichkeiten und derivativer Finanzinstrumente aufgezeigt, die eine Auswirkung auf den künftigen Liquiditätsstatus des EnBW-Konzerns haben.

In die Betrachtung einbezogen werden alle zum Bilanzstichtag 31. Dezember 2019 bestehenden und in der Bilanz ausgewiesenen vertraglichen Verpflichtungen.

Bei den emittierten Fremdkapitalinstrumenten sowie bei den Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten werden Zins- und Tilgungszahlungen berücksichtigt.

Den Zinszahlungen festverzinslicher Finanzinstrumente liegt der vertraglich vereinbarte Zinssatz zugrunde. Bei variabel verzinslichen Finanzinstrumenten werden die zuletzt vor dem 31. Dezember 2019 fixierten Zinssätze herangezogen.

In Fremdwährung lautende Finanzinstrumente werden mit dem jeweiligen Kassakurs zum 31. Dezember 2019 umgerechnet.

Bei den Derivaten werden grundsätzlich Derivate mit positivem und negativem Marktwert berücksichtigt, sofern sie zu einem Nettomittelabfluss führen. Der Ermittlung der undiskontierten Cashflows liegen folgende Bedingungen zugrunde:

- Swapgeschäfte finden in der Liquiditätsanalyse nur Berücksichtigung, sofern sie zu einem Nettomittelabfluss führen.

- Devisentermingeschäfte werden berücksichtigt, sofern sie einen Mittelabfluss verursachen.

- Bei den Forward-Geschäften werden alle Käufe berücksichtigt. Die künftigen Cashflows ergeben sich jeweils aus der mit dem Vertragspreis bewerteten Menge.

- Futures-Geschäfte sind in die Liquiditätsanalyse nicht einbezogen, da sie durch die tägliche Ausgleichszahlung (Variation Margin) glattgestellt werden.

Undiskontierte Cashflows zum 31.12.2019

in Mio. €	Summe	2020	2021	2022	2023	Cashflows >2023
Nichtderivative finanzielle Verbindlichkeiten
Emittierte Fremdkapitalinstrumente	7.402,2	256,1	1.199,3	1.112,0	206,3	4.628,5
Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten	2.062,5	758,0	118,3	235,8	270,0	680,4
Sonstige Finanzverbindlichkeiten	495,0	83,7	38,9	93,9	16,4	262,1
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen	844,5	844,5
Leasingverbindlichkeiten	815,5	127,1	117,9	109,5	96,9	364,2
Übrige finanzielle Verpflichtungen	434,7	418,3	3,0	7,0	3,5	2,9
Derivative finanzielle Vermögenswerte	4.820,0	3.438,1	672,4	586,6	95,5	27,4
Derivative finanzielle Verbindlichkeiten	27.073,2	18.874,4	5.947,3	1.940,2	248,3	63,0
Finanzielle Garantien	291,8	291,8
Gesamt	44.239,4	25.092,0	8.097,1	4.085,0	936,9	6.028,5

Undiskontierte Cashflows zum 31.12.2018

in Mio. € (1)	Summe	2019	2020	2021	2022	Cashflows >2022
Nichtderivative finanzielle Verbindlichkeiten
Emittierte Fremdkapitalinstrumente	6.316,7	184,4	184,0	1.183,7	1.096,5	3.668,1
Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten	1.522,8	215,2	378,1	102,1	66,3	761,1
Verbindlichkeiten Finanzierungsleasing	162,9	7,4	7,1	7,1	7,1	134,2
Sonstige Finanzverbindlichkeiten	590,9	141,4	42,2	27,4	92,0	287,9
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen	802,4	802,4
Übrige finanzielle Verpflichtungen	586,7	570,3	3,9	2,4	6,9	3,2
Derivative finanzielle Vermögenswerte	11.269,7	8.510,3	2.075,3	650,8	21,9	11,4
Derivative finanzielle Verbindlichkeiten	5.669,2	3.597,0	1.376,6	553,2	127,0	15,4
Finanzielle Garantien	227,7	227,7
Gesamt	27.149,0	14.256,1	4.067,2	2.526,7	1.417,7	4.881,3

(1) Vorjahreszahlen angepasst.

Der Anstieg des Liquiditätsrisikos bei den derivativen Finanzinstrumenten insgesamt ist im Wesentlichen auf ein weiteres gestiegenes Volumen bei den Forward-Geschäften zurückzuführen. Die Entwicklung der Marktpreise an den Commodity-Märkten und die stichtagsbezogene Bewertung ist dabei ausschlaggebend für die Zuordnung dieser Derivate zu den finanziellen Vermögenswerten oder zu den finanziellen Verbindlichkeiten. Da hier nur die einen Mittelabfluss verursachenden Derivate dargestellt und auch die im Rahmen unserer Risikomanagementaktivitäten mit zahlreichen Handelspartnern abgeschlossenen Netting Agreements hier außen vor gelassen werden, erschließt sich das tatsächliche Liquiditätsrisiko der EnBW aus Derivaten nicht unmittelbar.

Marktpreisrisiken

Marktpreisrisiken können sich aus Währungs- und Zinsrisiken sowie aus Commodity- und sonstigen Preisrisiken für Aktien, Aktienfonds, zinstragende Wertpapiere und Beteiligungen an Private-Equity-Gesellschaften ergeben. Durch die Umsetzung eines umfassenden Hedgekonzepts und das damit verbundene Schließen von Risikopositionen werden die Preisrisiken reduziert.

Die wesentlichen Fremdwährungsrisiken der EnBW resultieren aus der Beschaffung und Preisabsicherung des Brennstoffbedarfs, aus Gas- und Ölhandelsgeschäften sowie aus in Fremdwährung lautenden Verbindlichkeiten. Weitere Währungsrisiken, die aus den Anlagen in Aktien, Aktienfonds, festverzinslichen Wertpapieren und Beteiligungen an Private-Equity-Gesellschaften resultieren, sind aufgrund ihrer untergeordneten Bedeutung für den Deckungsstock im sonstigen Preisrisiko berücksichtigt. Das Währungsrisiko wird anhand fortlaufend überprüfter Devisenkurserwartungen mit geeigneten standardisierten Finanzinstrumenten, im Berichtsjahr insbesondere über Devisentermingeschäfte, abgesichert. Die Sicherung von Wechselkursrisiken erfolgt zentral. Währungsrisiken bestehen für die EnBW im Wesentlichen in US-Dollar und in Schweizer Franken. Für die Angaben zur Währungssensitivität wird auf Basis einer jährlichen Analyse zur durchschnittlichen Abweichung der Währungskurse die zugrunde zu legende Abweichung entsprechend festgelegt.

Das bei ausländischen Konzerngesellschaften außerhalb der Eurozone gebundene Nettovermögen sowie die Umrechnungsrisiken (Translationsrisiken) werden nur in Einzelfällen gegen Wechselkursschwankungen gesichert.

Nachfolgend werden die Auswirkungen von Wechselkursänderungen auf das Jahresergebnis und das Eigenkapital analysiert. Die Analyse wurde unter der Annahme durchgeführt, dass sich alle anderen Parameter, zum Beispiel Zinsen, nicht verändern. Es wurden Finanzinstrumente in Höhe von 1.222,8 Mio. € (Vorjahr: 1.546,4 Mio. €) in die Analyse einbezogen, deren Wechselkursrisiko das Eigenkapital beziehungsweise das Jahresergebnis verändern könnte. Die Darstellung in der Tabelle zeigt lediglich die Auswirkungen auf das Jahresergebnis und das Eigenkapital bei einer Erhöhung der Wechselkurse, bei einer Verringerung in gleicher Höhe würde der gegenteilige Effekt eintreten.

Im Wesentlichen handelt es sich um Sicherungsinstrumente aus Cashflow Hedges und aus Hedges von Nettoinvestitionen in ausländische Geschäftsbetriebe, freistehende Derivate sowie Forderungen und Verbindlichkeiten, die in Fremdwährung denominiert sind.

Währungsrisiko in Mio. €			31.12.2019	31.12.2018
Euro gegenüber allen Währungen	+5 %	Jahresergebnis	-12,9	-7,3
	(Vorjahr: +5 %)
	+5 %	Eigenkapital	19,8	28,6
	(Vorjahr: +5 %)
davon Euro / US-Dollar	+5 %	Jahresergebnis	(-14,5)	(-8,9)
	(Vorjahr: +5 %)
	+5 %	Eigenkapital	(16,8)	(25,7)
	(Vorjahr: +5 %)
davon Euro / Schweizer Franken	+5 %	Jahresergebnis	(1,6)	(1,6)
	(Vorjahr: +5 %)
	+5 %	Eigenkapital	(3,0)	(2,9)
	(Vorjahr: +5 %)

Die EnBW nutzt eine Vielzahl zinssensitiver Finanzinstrumente, um den Erfordernissen der operativen und strategischen Liquiditätssteuerung gerecht zu werden. Zinsrisiken ergeben sich hieraus nur aus variabel verzinslichen Instrumenten.

Zinsbedingte Marktwertänderungen zinstragender Wertpapiere der Bewertungskategorien "erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet" sowie "erfolgsneutral zum beizulegenden Zeitwert bewertet" werden bei den sonstigen Preisrisiken für Aktien, Aktienfonds, zinstragende Wertpapiere und Beteiligungen an Private-Equity-Gesellschaften dargestellt.

Zinsrisiken bestehen auf der Aktivseite aus Bankguthaben und auf der Passivseite aus variabel verzinslichen Bankverbindlichkeiten. Daneben bestehen Zinsrisiken aus Derivaten in Form von Swapgeschäften. Zinsrisiken bestehen für die EnBW hauptsächlich in der Eurozone. Es wurden finanzielle Vermögenswerte in Höhe von 1.441,4 Mio. € (Vorjahr: 1.658,3 Mio. €) und finanzielle Verbindlichkeiten in Höhe von 1.926,5 Mio. € (Vorjahr: 1.555,2 Mio. €) in die Analyse einbezogen, deren Zinsrisiko das Eigenkapital beziehungsweise das Jahresergebnis verändern könnte.

Nachfolgend werden die Auswirkungen von Zinssatzänderungen auf das Jahresergebnis und das Eigenkapital am Stichtag analysiert. Für die quantitativen Angaben ist die Situation am Periodenstichtag maßgeblich; es werden die Auswirkungen für ein Jahr auf die aktuelle Berichtsperiode dargestellt. Die Analyse wurde unter der Annahme durchgeführt, dass sich alle anderen Parameter, zum Beispiel Wechselkurse, nicht verändern. Es wurden nur Finanzinstrumente in die Analyse einbezogen, deren Zinsänderungsrisiko das Eigenkapital beziehungsweise das Jahresergebnis verändern könnte. Für die Analyse wird der Mittelwert aus den letzten zehn Jahren der Veränderung der Umlaufrendite herangezogen.

Zinsrisiko in Mio. €		31.12.2019	31.12.2018
Erhöhung Zinsniveau +40 Basispunkte (Vorjahr: +45 Basispunkte)	Jahresergebnis	-3,2	-1,0
davon Zinsderivate	Jahresergebnis	(-0,9)	(-1,1)
davon variabel verzinsliche Bankguthaben	Jahresergebnis	(5,1)	(6,7)
davon originär variabel verzinsliche Finanzschulden	Jahresergebnis	(-7,4)	(-6,6)
Verringerung Zinsniveau -40 Basispunkte (Vorjahr: -45 Basispunkte)	Jahresergebnis	3,0	0,7
davon Zinsderivate	Jahresergebnis	(0,9)	(1,1)
davon variabel verzinsliche Bankguthaben	Jahresergebnis	(-5,1)	(-6,7)
davon originär variabel verzinsliche Finanzschulden	Jahresergebnis	(7,2)	(6,3)

Im Rahmen unserer Energiehandelstätigkeit werden in der EnBW Energiehandelskontrakte für Zwecke des Preisrisikomanagements, der Kraftwerksoptimierung, der Lastglättung und der Margenoptimierung abgeschlossen. Eigenhandel ist nur innerhalb enger, klar definierter Limite erlaubt.

Die Preisänderungsrisiken resultieren im Wesentlichen aus der Beschaffung und Veräußerung von Strom, der Beschaffung der Brennstoffe Kohle, Gas und Öl sowie der Beschaffung von Emissionsrechten. Darüber hinaus entstehen Preisrisiken für die EnBW durch das Eingehen spekulativer Positionen im Eigenhandel. Die Preisrisiken werden anhand fortlaufend überprüfter Marktpreiserwartungen mit geeigneten Finanzinstrumenten abgesichert. Im Berichtsjahr wurden als Sicherungsinstrumente Forwards, Futures, Swaps und Optionen eingesetzt.

Nachfolgend wird die Sensitivität der Bewertung von Derivaten auf Strom, Kohle, Öl, Gas und Emissionsrechte analysiert. Die Analyse wurde unter der Annahme durchgeführt, dass alle anderen Parameter sich nicht verändern. Es wurden nur Derivate in die Analyse einbezogen, deren Marktwertschwankungen das Eigenkapital beziehungsweise das Jahresergebnis beeinflussen. Hierbei handelt es sich um Derivate, die als freistehende Derivate bilanziert werden, sowie um Derivate, die als Sicherungsinstrumente im Rahmen von Cashflow Hedges eingesetzt wurden. Für alle Commoditys wurden auf Basis des Frontjahres typische Volatilitäten bestimmt und gerundet. Diese Volatilitäten geben den Prozentsatz vor, um den die Marktpreise zum Bewertungsstichtag geshiftet wurden. Für alle Commoditys wurden die daraus resultierenden Marktpreisänderungen mit den Sensitivitäten multipliziert und pro Commodity aggregiert.

Nicht in die Betrachtung einbezogen wurden Derivate, die für Zwecke des Empfangs oder der Lieferung nichtfinanzieller Posten gemäß dem erwarteten Einkaufs-, Verkaufs- oder Nutzungsbedarf des Unternehmens bestimmt sind (Own Use) und damit nicht nach IFRS 9 zu bilanzieren sind. Ebenso sind unsere Erzeugungs- und Vertriebspositionen in die Analyse nicht mit einbezogen.

Daher entsprechen die nachfolgend dargestellten Sensitivitäten nicht den tatsächlichen ökonomischen Risiken des EnBW-Konzerns, sondern dienen lediglich der Erfüllung der Angabevorschriften des IFRS 7.

Die Darstellung in der Tabelle zeigt lediglich die Auswirkungen auf das Jahresergebnis und das Eigenkapital bei einer Erhöhung der Preise, bei einer Verringerung in gleicher Höhe würde der gegenteilige Effekt eintreten.

Preisrisiken in Mio. €			31.12.2019	31.12.2018
Strom	+20 %	Jahresergebnis	-8,4	-103,3
	(Vorjahr: +25 %)
	+20 %	Eigenkapital	-92,6	-249,8
	(Vorjahr: +25 %)
Kohle	+25 %	Jahresergebnis	12,1	34,2
	(Vorjahr: +20 %)
	+25 %	Eigenkapital	85,5	104,8
	(Vorjahr: +20 %)
Öl	+25 %	Jahresergebnis	5,0	4,9
	(Vorjahr: +20 %)
	+25 %	Eigenkapital	0,0	0,0
	(Vorjahr: +20 %)
Gas	+25 %	Jahresergebnis	34,2	-22,0
	(Vorjahr: +20 %)
	+25 %	Eigenkapital	0,0	0,0
	(Vorjahr: +20 %)
Emissionsrechte	+45 %	Jahresergebnis	112,9	295,2
	(Vorjahr: +50 %)
	+45 %	Eigenkapital	150,6	51,2
	(Vorjahr: +50 %)

Die EnBW besitzt Anlagen in Aktien, Aktienfonds, festverzinslichen Wertpapieren und Beteiligungen an Private-Equity-Gesellschaften, aus denen Preisänderungsrisiken für das Unternehmen resultieren, die unter anderem auch das Währungsrisiko einschließen. Bei der Auswahl der Wertpapiere achtet das Unternehmen auf eine hohe Marktgängigkeit sowie auf eine gute Bonität. Zum Stichtag 31. Dezember 2019 waren Aktien, Aktienfonds, festverzinsliche Wertpapiere und Beteiligungen an Private-Equity-Gesellschaften in Höhe von 5.661,1 Mio. € (Vorjahr angepasst: 5.250,1 Mio. €) dem Marktpreisrisiko ausgesetzt.

Nachfolgend werden die Auswirkungen von Preisänderungsrisiken aus Aktien, Aktienfonds, zinstragenden Wertpapieren sowie Beteiligungen an Private-Equity-Gesellschaften (Immobilien-, Infrastruktur- und Private-Equity-Fonds) auf das Jahresergebnis und das Eigenkapital analysiert. Die Analyse wurde unter der Annahme durchgeführt, dass sich alle anderen Parameter, zum Beispiel die Zinsen, nicht verändern. Es wurden Finanzinstrumente in die Analyse einbezogen, deren Preisänderungsrisiko das Eigenkapital beziehungsweise das Jahresergebnis verändern könnte. Die Analyse des Marktpreisrisikos von Aktien, Aktienfonds sowie Beteiligungen an Private-Equity- Fonds wurde anhand der historischen Volatilität durchgeführt. Als realistisches Szenario wurde eine Standardabweichung unterstellt. Das Marktpreisrisiko festverzinslicher Wertpapiere wurde mithilfe der Modified Duration ermittelt. Unter Berücksichtigung der angenommenen Änderungen der Zinssätze (siehe Zinsrisiko), bezogen auf den beizulegenden Zeitwert der festverzinslichen Wertpapiere, wird das Ergebnis in absoluten Geldbeträgen ermittelt. Die der Sensitivitätsanalyse unterliegenden Prämissen betragen für Aktien, Aktienfonds und Beteiligungen an Private-Equity-Fonds 10 % (Vorjahr: 10 %) und für zinstragende Wertpapiere sowie Beteiligungen an Immobilien- und Infrastrukturfonds 1 % (Vorjahr: 1 %).

Beim gegebenen Risikoszenario würde sich das Jahresergebnis um 217,8 Mio. € (Vorjahr angepasst: 196,5 Mio. €) erhöhen. Die hypothetische Ergebnisveränderung resultiert im Wesentlichen aus Aktien, Aktienfonds und Beteiligungen an Private-Equity-Gesellschaften. Beim gegebenen Risikoszenario würde sich das Eigenkapital um 15,3 Mio. € (Vorjahr: 16,9 Mio. €) erhöhen. Von der hypothetischen Eigenkapitalveränderung entfallen 15,3 Mio. € (Vorjahr: 16,9 Mio. €) auf festverzinsliche Wertpapiere. Die Darstellung zeigt lediglich die Auswirkungen auf das Jahresergebnis und das Eigenkapital bei einer Erhöhung der Aktien, Aktienfonds, zinstragenden Wertpapiere und Beteiligungen an Private-Equity-Gesellschaften an, bei einer Verringerung in gleicher Höhe würde der gegenteilige Effekt eintreten.

(26) Eventualverbindlichkeiten und sonstige finanzielle Verpflichtungen

Die Angaben zu den Eventualverbindlichkeiten und sonstigen finanziellen Verpflichtungen erfolgen zu Nominalwerten.

Eventualverbindlichkeiten

Für die Risiken aus nuklearen Schäden haben die deutschen Kernkraftwerksbetreiber nach Inkrafttreten des novellierten Atomgesetzes (AtG) und der novellierten Atomrechtlichen Deckungsvorsorge-Verordnung (AtDeckV) vom 27. April 2002 bis zu einem Maximalbetrag von 2,5 Mrd. € je Schadensfall Deckungsvorsorge nachzuweisen. Von dieser Vorsorge sind 255,6 Mio. € über eine einheitliche Haftpflichtversicherung abgedeckt. Die Nuklear Haftpflicht GbR erfasst nur noch die solidarische Absicherung in Bezug auf Ansprüche im Zusammenhang mit behördlich angeordneten Evakuierungsmaßnahmen im Bereich zwischen 0,5 Mio. € und 15 Mio. €. Die Konzernunternehmen haben sich entsprechend ihrer Anteile an Kernkraftwerken verpflichtet, deren Betriebsgesellschaften liquiditätsmäßig so zu stellen, dass sie ihren Verpflichtungen aus ihrer Zugehörigkeit zur Nuklear Haftpflicht GbR jederzeit nachkommen können.

Zur Erfüllung der anschließenden Deckungsvorsorge in Höhe von 2.244,4 Mio. € je Schadensfall haben die EnBW und die übrigen Obergesellschaften der deutschen Kernkraftwerksbetreiber mit Vertrag vom 11. Juli, 27. Juli, 21. August und 28. August 2001, verlängert mit Vereinbarung vom 25. März, 18. April, 28. April und 1. Juni 2011, vereinbart, den haftenden Kernkraftwerksbetreiber im Schadensfall - nach Ausschöpfung seiner eigenen Möglichkeiten und der seiner Konzernobergesellschaften - finanziell so auszustatten, dass er seinen Zahlungsverpflichtungen nachkommen kann (Solidarvereinbarung). Vertragsgemäß beträgt der auf die EnBW entfallende Anteil bezüglich Haftung, zuzüglich 5,0 % für Schadensabwicklungskosten, 25,187 % zum 31. Dezember 2019 und ab 1. Januar 2020 20,450 % aufgrund des Ausscheidens der Anlagen Kernkraftwerk Biblis B, Unterweser, Krümmel, Neckarwestheim 1 und Philippsburg 1. Ausreichende Liquiditätsvorsorge besteht und ist im Liquiditätsplan berücksichtigt.

Zum 31. Dezember 2019 schieden die Anlagen Kernkraftwerk Neckarwestheim 1 und Kernkraftwerk Philippsburg 1 aus der Solidarvereinbarung aus. Aufgrund der Entfernung aller Brennelemente aus der Anlage wurde die Höhe der Deckungsvorsorge für die Anlage Kernkraftwerk Neckar 1 auf 15,0 Mio. € und für die Anlage Kernkraftwerk Philippsburg 1 auf 15,0 Mio. € im Jahr 2019 neu festgesetzt.

Zum 31. Dezember 2018 ist die Anlage Kernkraftwerk Obrigheim aus der zuvor genannten Solidarvereinbarung ausgeschieden. Aufgrund der Entfernung aller Brennelemente aus der Anlage wurde die Höhe der Deckungsvorsorge für die Anlage Kernkraftwerk Obrigheim auf 9,7 Mio. € im Jahr 2018 neu festgesetzt.

Die EnBW Energie Baden-Württemberg AG, die Kernkraftwerk Obrigheim GmbH und die EnBW Kernkraft GmbH sind Mitglied der European Mutual Association for Nuclear Insurance (EMANI). Bei der EMANI ist für alle nuklearen Kraftwerksblöcke der EnBW unverändert eine verbundene Sachversicherung abgeschlossen. Bei Erschöpfung des Garantiefonds der EMANI beziehungsweise wenn EMANI die gesetzlich geforderte Liquidität nicht mehr hat, kann EMANI gemäß der Satzung von den Mitgliedern die Zahlung eines Beitrags bis zum Sechsfachen der Jahresnettoprämie fordern. Die Jahresnettoprämie für sämtliche nuklearen Kraftwerksblöcke der EnBW beträgt aktuell 0,953 Mio. €.

Darüber hinaus bestehen im EnBW-Konzern noch sonstige Eventualverbindlichkeiten in Höhe von 627,7 Mio. € (Vorjahr: 2.469,7 Mio. €). Davon entfallen auf Bürgschaften 591,1 Mio. € (Vorjahr: 2.371,4 Mio. €). Der Rückgang begründet sich auf den Konsolidierungswechsel der EnBW Hohe See. Weiter entfallen auf schwebende Rechtsstreitigkeiten, für die aufgrund geringer Erfolgsaussichten der Gegenseite keine Rückstellungen gebildet wurden, 10,9 Mio. € (Vorjahr: 13,2 Mio. €). Nähere Erläuterungen zu den wesentlichen rechtlichen Risiken, für die Eventualverbindlichkeiten ausgewiesen werden, sind dem Risikobericht zu entnehmen. Darüber hinaus sind gegen die EnBW verschiedene Prozesse, behördliche Untersuchungen oder Verfahren sowie andere Ansprüche anhängig, deren Erfolg allerdings als sehr unwahrscheinlich erachtet wird und die daher nicht unter den Eventualverbindlichkeiten ausgewiesen werden.

Sonstige finanzielle Verpflichtungen

Im EnBW-Konzern bestehen langfristige Verpflichtungen für den Bezug von Erdgas, Kohle und anderen fossilen Brennstoffen sowie Strom. Weiterhin bestehen Verpflichtungen aus langfristigen Uranbezugs-, Konversions-, Anreicherungs-, Fertigungs- und Entsorgungsverträgen. Das Gesamtvolumen dieser Verpflichtungen beläuft sich auf 29,5 Mrd. € (Vorjahr: 32,3 Mrd. €). Davon sind 5,2 Mrd. € (Vorjahr: 6,9 Mrd. €) innerhalb eines Jahres fällig.

Die übrigen sonstigen finanziellen Verpflichtungen setzen sich wie folgt zusammen:

in Mio. €	31.12.2019	Davon Restlaufzeit			31.12.2018
		< 1 Jahr	1-5 Jahre	>5 Jahre
Finanzielle Verpflichtungen aus Miet-, Pacht- und Leasingverträgen	159,0	26,4	56,6	76,0	499,7
Bestellobligo	903,6	768,4	126,2	9,0	924,9
Investitionsverpflichtungen aus immateriellen Vermögenswerten und Sachanlagen	1.213,8	632,7	510,3	70,8	1.142,7
Finanzielle Verpflichtungen aus Unternehmenserwerben (1)	535,5	259,2	229,9	46,4	476,1
Sonstige finanzielle Verpflichtungen	407,0	114,5	151,6	140,9	291,2
Gesamt	3.218,9	1.801,2	1.074,6	343,1	3.334,6

(1) In den finanziellen Verpflichtungen aus Unternehmenserwerben < 1 Jahr sind Beteiligungen, die als Finanzinvestition gehalten werden, in Höhe von 133,5 Mio. € (Vorjahr: 143,8 Mio. €) enthalten.

(27) Maßgebliche Beschränkungen

Durch regulatorische und gesetzliche Anforderungen ist die Fähigkeit des Konzerns teilweise beschränkt, Vermögenswerte innerhalb des Konzerns zu transferieren.

Gemäß Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) müssen unabhängige Transportnetzbetreiber über die finanziellen, technischen, materiellen und personellen Mittel verfügen, die zum Transportnetzbetrieb erforderlich sind. Unabhängige Transportnetzbetreiber müssen hierzu, unmittelbar oder durch Beteiligungen, Eigentümer aller für den Transportnetzbetrieb erforderlichen Vermögenswerte sein. Zum 31. Dezember 2019 waren aufgrund dieser gesetzlichen Regelung 3.002,9 Mio. € (Vorjahr: 2.569,6 Mio. €) Vermögenswerte im EnBW-Konzern verfügungsbeschränkt.

(28) Honorare des Abschlussprüfers

Die als Aufwand erfassten Honorare des Konzernabschlussprüfers Ernst & Young GmbH Wirtschaftsprüfungsgesellschaft setzen sich wie folgt zusammen:

in Mio. € (1)	2019	2018
Abschlussprüfung	3,1	3,4
Sonstige Bestätigungsleistungen	0,5	1,6
Steuerberatungsleistungen	0,7	0,2
Sonstige Leistungen	0,5	0,4
Gesamt	4,8	5,6

(1) Im Vorjahr erfolgte die Prüfung durch die KPMG AG Wirtschaftsprüfungsgesellschaft.

Die Ernst & Young GmbH Wirtschaftsprüfungsgesellschaft hat den Jahres- und Konzernabschluss der EnBW AG geprüft. Darüber hinaus erfolgten nicht gesetzlich vorgeschriebene Bestätigungsleistungen in Bezug auf Finanzinformationen für die prüferische Durchsicht von Zwischenabschlüssen und freiwillige Jahres- und Konzernabschlussprüfungen. Prüfungsintegriert erfolgte eine nicht gesetzlich vorgeschriebene Prüfung von IT-Systemen. Ferner wurden nicht gesetzlich vorgeschriebene wirtschaftszweigspezifische Prüfungen, zum Beispiel nach dem EEG, KWKG und der Konzessionsabgabenverordnung durchgeführt. Nicht gesetzlich vorgeschriebene Bestätigungsleistungen in Bezug auf Kapitalmarkttransaktion betreffen einen Comfort Letter. Zudem wurden vereinbarte Untersuchungshandlungen durchgeführt.

Im Zusammenhang mit umsatzsteuerlichen Sachverhalten sowie laufenden Ertragsteuern wurde die EnBW AG von der Ernst & Young GmbH Wirtschaftsprüfungsgesellschaft steuerlich beraten. Weiterhin hat die Ernst & Young GmbH Wirtschaftsprüfungsgesellschaft Beratungsleistungen in Verbindung mit der Ersteinführung neuer Rechnungslegungsgrundsätze durchgeführt und im Zusammenhang mit Unternehmenstransaktionen sowie sonstigen wirtschaftlichen Angelegenheiten beraten.

(29) Inanspruchnahme von § 264 Abs. 3 HGB beziehungsweise § 264 b HGB

Die folgenden inländischen Tochtergesellschaften haben im Geschäftsjahr 2019 ganz oder teilweise von den Befreiungsmöglichkeiten in § 264 Abs. 3 HGB beziehungsweise § 264 b HGB Gebrauch gemacht:

Befreiungen nach § 264 Abs. 3 HGB

- EnBW Betriebs- und Servicegesellschaft mbH, Karlsruhe

- EnBW France GmbH, Stuttgart

- EnBW He Dreiht GmbH, Varel

- EnBW Offshore 1 GmbH, Stuttgart

- EnBW Offshore 2 GmbH, Stuttgart

- EnBW Offshore 3 GmbH, Stuttgart

- EnBW Perspektiven GmbH, Karlsruhe

- EnBW REG Beteiligungsgesellschaft mbH, Stuttgart

- EnBW Renewables International GmbH, Stuttgart

- EnBW Rückbauservice GmbH, Stuttgart

- EnBW Telekommunikation GmbH, Karlsruhe (vormals EnBW Omega Zweiundfünfzigste Verwaltungsgesellschaft mbH, Karlsruhe)

- EnBW Wind Onshore Instandhaltungs GmbH, Karlsruhe

- Gesellschaft für nukleares Reststoffrecycling mbH, Neckarwestheim

- MSE Mobile Schlammentwässerungs GmbH, Karlsbad-Ittersbach

- Neckarwerke Stuttgart GmbH, Stuttgart

- Netze BW Wasser GmbH, Stuttgart

- NWS Finanzierung GmbH, Karlsruhe

- NWS REG Beteiligungsgesellschaft mbH, Stuttgart

- Plusnet GmbH, Köln

- RBS wave GmbH, Stuttgart

- symbiotic services GmbH, Karlsruhe

- TPLUS GmbH, Karlsruhe

- u-plus Umweltservice GmbH, Karlsruhe

- Ventelo GmbH, Köln

Befreiungen nach § 264 b HGB

- EnBW City GmbH & Co. KG, Obrigheim

- Facilma Grundbesitzmanagement und -service GmbH & Co. Besitz KG, Obrigheim

- NWS Grundstücksmanagement GmbH & Co. KG, Obrigheim

- Plusnet Infrastruktur GmbH & Co. KG, Köln

(30) Entsprechenserklärung zum Deutschen Corporate Governance Kodex

Vorstand und Aufsichtsrat der EnBW Energie Baden-Württemberg AG haben die nach § 161 AktG vorgeschriebene Entsprechenserklärung zum Deutschen Corporate Governance Kodex am 4. Dezember 2019 abgegeben und diese den Aktionären im Internet unter www.enbw.com/entsprechenserklaerung dauerhaft zugänglich gemacht.

(31) Aktiengeschäfte und Aktienbesitz von Personen mit Führungsaufgaben

Der Gesellschaft sind im Geschäftsjahr 2019 keine Meldungen über Geschäfte in EnBW-Aktien und EnBW-Anleihen sowie in Emissionszertifikaten oder damit jeweils verbundenen Finanzinstrumenten von Personen mit Führungsaufgaben oder mit ihnen in einer engen Beziehung stehenden Personen nach Artikel 19 Absatz 1 EU-Marktmissbrauchsverordnung 596 / 2014 ("MMVO") zugegangen.

(32) Angaben zur Kapitalflussrechnung

In der Kapitalflussrechnung sind die Zahlungsströme nach Geschäfts-, Investitions- und Finanzierungstätigkeit gegliedert. Als Saldo ergibt sich die zahlungswirksame Veränderung der flüssigen Mittel im Geschäftsjahr 2019 in Höhe von -1.058,2 Mio. € (Vorjahr: -975,5 Mio. €).

Die flüssigen Mittel beinhalten fast ausschließlich Guthaben bei Kreditinstituten, die überwiegend als Termin- und Tagesgeld angelegt sind, deren Laufzeit weniger als drei Monate beträgt und die nur einem unwesentlichen Risiko von Wertschwankungen unterliegen. Im Geschäftsjahr 2019 ergab sich ein Operating Cashflow in Höhe von 707,0 Mio. € (Vorjahr: 827,6 Mio. €).

Die im Berichtsjahr gezahlten Ertragsteuern betragen insgesamt 409,1 Mio. € (Vorjahr: 270,7 Mio. €).

Die sonstigen zahlungsunwirksamen Aufwendungen und Erträge stellen sich wie folgt dar:

in Mio. €	2019	2018
Erträge aus der Auflösung von Baukostenzuschüssen	-66,7	-65,7
Wertminderungsaufwand	93,3	40,1
Zuschreibungen auf Sachanlagevermögen und immaterielle Vermögenswerte	-4,5	-22,1
Aufwand aus der Auflösung von aktivierten Kosten der Vertragserlangung	14,8	17,0
Zu / -Abschreibungen auf das Vorratsvermögen und damit im Zusammenhang stehende Derivatebewertung	37,2	8,2
Sonstige	-9,3	-5,1
Gesamt	64,8	-27,6

Im Geschäftsjahr 2019 wurden 140,5 Mio. € (Vorjahr: 177,4 Mio. €) an fremde Gesellschafter von Konzernunternehmen ausgeschüttet.

Von den Investitionen in immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen entfallen 96,9 Mio. € (Vorjahr: 64,7 Mio. €) auf immaterielle Vermögenswerte und 1.850,9 Mio. € (Vorjahr:1.304,8 Mio. €) auf Sachanlagen. Aus dem Erwerb von vollkonsolidierten und at equity bewerteten Unternehmen sowie von Anteilen an gemeinschaftlichen Tätigkeiten entfallen 752,8 Mio. € (Vorjahr: 62,9 Mio. €) auf vollkonsolidierte Unternehmen und 382,3 Mio. € (Vorjahr: 234,7 Mio. €) auf at equity bewertete Unternehmen.

Die in bar entrichteten Kaufpreise für den Erwerb von vollkonsolidierten und at equity bewerteten Unternehmen sowie von Anteilen an gemeinschaftlichen Tätigkeiten betrugen im Berichtsjahr insgesamt 1.212,9 Mio. € (Vorjahr: 298,0 Mio. €). Mit dem Erwerb von Anteilen wurden im Berichtsjahr 77,8 Mio. € (Vorjahr: 0,4 Mio. €) flüssige Mittel übernommen. Die Auszahlungen in der Berichtsperiode resultieren hauptsächlich aus dem Erwerb von Valeco und Plusnet. Mit dem Erwerb von Valeco wurden immaterielle Vermögenswerte in Höhe von 148,2 Mio. €, Sachanlagen in Höhe von 146,5 Mio. €, finanzielle Vermögenswerte in Höhe von 282,6 Mio. €, übrige kurzfristige Vermögenswerte in Höhe von 66,4 Mio. €, langfristige Schulden in Höhe von 250,9 Mio. € sowie kurzfristige Schulden in Höhe von 33,5 Mio. € übernommen. Mit dem Erwerb von Plusnet wurden immaterielle Vermögenswerte in Höhe von 114,2 Mio. €, Sachanlagen in Höhe von 93,4 Mio. €, finanzielle Vermögenswerte in Höhe von 14,5 Mio. €, übrige langfristige Vermögenswerte in Höhe von 4,2 Mio. €, übrige kurzfristige Vermögenswerte in Höhe von 83,2 Mio. €, langfristige Schulden in Höhe von 77,4 Mio. € sowie kurzfristige Schulden in Höhe von 72,2 Mio. € übernommen. Darüber hinaus waren Kapitalerhöhungen an at equity bewerteten Unternehmen enthalten. In der Vergleichsperiode entfielen die Auszahlungen im Wesentlichen auf Kapitalerhöhungen an at equity bewerteten Unternehmen sowie auf den Erwerb der EnBW Sverige Vind (vormals Power Wind Partners). Mit dem Erwerb wurden immaterielle Vermögenswerte in Höhe von 2,4 Mio. €, Sachanlagen in Höhe von 66,5 Mio. €, übrige kurzfristige Vermögenswerte in Höhe von 3,9 Mio. €, langfristige Schulden in Höhe von 6,7 Mio. € sowie kurzfristige Schulden in Höhe von 2,9 Mio. € übernommen.

Die Verkaufspreise aus der Veräußerung von vollkonsolidierten und at equity bewerteten Unternehmen sowie von Anteilen an gemeinschaftlichen Tätigkeiten betragen 108,5 Mio. € (Vorjahr: 359,4 Mio. €). Mit dem Verkauf von Anteilen wurden im Berichtsjahr flüssige Mittel in Höhe von 40,2 Mio. € (Vorjahr: 61,5 Mio. €) abgegeben. In der Berichtsperiode resultieren die Einzahlungen im Wesentlichen aus dem Verkauf der Anteile an der EMB Energie Mark Brandenburg. Weitere Einzahlungen wurden aus dem Verkauf der Kapitalanteile an der Stuttgart Netze Betrieb erzielt. Durch die Veräußerung der Stuttgart Netze Betrieb gingen zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte in Höhe von 80,7 Mio. € sowie Schulden in Verbindung mit zur Veräußerung gehaltenen Vermögenswerten in Höhe von 69,9 Mio. € ab. Darüber hinaus sind Kapitalherabsetzungen an at equity bewerteten Unternehmen enthalten. In der Vergleichsperiode resultierten die Einzahlungen im Wesentlichen aus dem Verkauf der Kapitalanteile an der VNG Norge und ihrer Tochtergesellschaft VNG Danmark. Durch die Veräußerung der VNG Norge gingen zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte in Höhe von 567,4 Mio. € sowie Schulden in Verbindung mit zur Veräußerung gehaltenen Vermögenswerten in Höhe von 271,5 Mio. € ab. Eine bedingte Zahlung in Höhe von 29,6 Mio. € war im Verkaufspreis nicht enthalten. Darüber hinaus waren Kapitalherabsetzungen an at equity bewerteten Unternehmen enthalten.

Die im Kapitel "Unternehmenssituation des EnBW-Konzerns" im Lagebericht dargestellten zahlungswirksamen Nettoinvestitionen lassen sich wie folgt überleiten:

in Mio. € (1)	2019	2018
Cashflow aus Investitionstätigkeit	-2.317,1	-895,8
- Erhaltene Zinsen und Dividenden	-286,5	-284,6
- Einzahlungen / Auszahlungen aufgrund von Finanzmittelanlagen im Rahmen der kurzfristigen Finanzdisposition	20,9	-10,5
- Nettoinvestitionen in Beteiligungen, die als Finanzinvestition gehalten werden	17,3	-52,0
- Nettoinvestitionen in Immobilien, die als Finanzinvestition gehalten werden	-4,8	-14,9
- Nettoinvestitionen in sonstige Vermögenswerte	-94,1	-51,4
- Übernommene / abgegebene Kasse	-37,6	61,1
+ Auszahlungen aus Kapitalveränderungen bei nicht beherrschenden Anteilen	59,1	-51,8
+ Einzahlungen / Auszahlungen aus Anteilsveränderungen weiterhin vollkonsolidierter Unternehmen	22,6	4,6
+ Einzahlungen / Auszahlungen in Beteiligungsmodelle	-8,3	-4,7
Auszahlungen für Nettoinvestitionen	-2.628,5	-1.300,0

(1) Vorjahreszahlen angepasst.

Der Beitrag Deckungsstock in Höhe von 19,2 Mio. € (Vorjahr: -34,0 Mio. €) wurde für die Darstellung des Retained Cashflows in der Liquiditätsanalyse im Kapitel "Unternehmenssituation des EnBW-Konzerns" im Lagebericht separat dargestellt.

Die in der Kapitalflussrechnung im Cashflow aus Finanzierungstätigkeit enthaltenen Verbindlichkeiten lassen sich wie folgt bilanziell überleiten:

in Mio. €	Stand: 1.1.2019	Zahlungswirksame Veränderungen	Nicht zahlungswirksame Veränderungen
			Änderungen Konsolidierungskreis	Änderung Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden	Währungseffekte
Hybridanleihen	1.975,2	993,7	0,0	0,0	5,0
Anleihen	2.644,2	74,5	1,3	0,0	8,5
Commercial Paper	250,0	-250,0	0,0	0,0	0,0
Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten	1.482,8	370,0	160,5	0,0	2,0
Sonstige Finanzverbindlichkeiten	644,0	-95,5	38,9	-99,8	0,8
Finanzverbindlichkeiten (1)	6.996,2	1.092,7	200,7	-99,8	16,3
Sonstige Verbindlichkeiten (Zinsen Anleihen)	110,3	-98,8	0,0	0,0	0,0
Sonstige Verbindlichkeiten (Leasing) (2)	0,0	-120,4	92,3	620,7	0,8
Gesamt	7.106,5	873,5	293,0	521,0	17,1

in Mio. €	Nicht zahlungswirksame Veränderungen			Stand: 31.12.2019
	Zugang Leasing	Zinsabgrenzung	Sonstige Veränderungen
Hybridanleihen		0,0	4,5	2.978,4
Anleihen		0,0	-4,4	2.724,1
Commercial Paper		0,0	0,0	0,0
Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten		7,2	-0,6	2.021,9
Sonstige Finanzverbindlichkeiten		9,8	-31,9	466,3
Finanzverbindlichkeiten (1)	0,0	17,0	-32,4	8.190,7
Sonstige Verbindlichkeiten (Zinsen Anleihen)		104,9	0,0	116,4
Sonstige Verbindlichkeiten (Leasing) (2)	94,0	0,0	12,1	699,5
Gesamt	94,0	121,9	-20,3	9.006,6

(1) In den zahlungswirksamen Veränderungen sind 16,9 Mio. € aus Zinszahlungen enthalten.

(2) In den zahlungswirksamen Veränderungen sind 12,1 Mio. € aus Zinszahlungen enthalten.

in Mio. €	Stand: 1.1.2018	Zahlungswirksame Veränderungen	Nicht zahlungswirksame Veränderungen
			Änderungen Konsolidierungskreis	Währungseffekte
Hybridanleihen	1.959,5	0,0	0,0	11,7
Anleihen	2.974,8	-337,8	0,0	14,4
Commercial Paper	0,0	250,0	0,0	0,0
Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten	1.705,6	-226,2	6,8	-1,0
Sonstige Finanzverbindlichkeiten (1)	618,9	6,5	3,5	0,3
Finanzverbindlichkeiten (2)	7.258,8	-307,5	10,3	25,4
Sonstige Verbindlichkeiten (Zinsen Anleihen)	114,7	-214,9	0,0	0,0
Gesamt	7.373,5	-522,4	10,3	25,4

in Mio. €	Nicht zahlungswirksame Veränderungen			Stand: 31.12.2018
	Beizulegende Zeitwerte	Zinsabgrenzung	Sonstige Veränderungen
Hybridanleihen	0,0	0,0	4,0	1.975,2
Anleihen	-7,2	0,0	0,0	2.644,2
Commercial Paper	0,0	0,0	0,0	250,0
Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten	-0,6	5,1	-6,9	1.482,8
Sonstige Finanzverbindlichkeiten (1)	0,0	4,0	10,8	644,0
Finanzverbindlichkeiten (2)	-7,8	9,1	7,9	6.996,2
Sonstige Verbindlichkeiten (Zinsen Anleihen)	0,0	210,5	0,0	110,3
Gesamt	-7,8	219,6	7,9	7.106,5

(1) In den sonstigen Finanzverbindlichkeiten sind bis 2018 die Leasingverbindlichkeiten enthalten.

(2) In den zahlungswirksamen Veränderungen sind 7,2 Mio. € aus Zinszahlungen enthalten.

Für weitere Erläuterungen zur Kapitalflussrechnung verweisen wir auf die Ausführungen im Lagebericht zur Finanzlage des EnBW-Konzerns.

(33) Zusätzliche Angaben zum Kapitalmanagement

Das Kapitalmanagement der EnBW erstreckt sich sowohl auf die Nettoschulden in Höhe von 12.852,4 Mio. € (Vorjahr: 9.586,6 Mio. €) als auch auf die Steuerung der Passivseite sowie auf das Management des Finanzanlagevermögens. Das Finanzanlagevermögen beinhaltet die langfristigen Wertpapiere und Ausleihungen sowie die kurzfristigen finanziellen Vermögenswerte und flüssigen Mittel. Das Kapitalmanagement auf der Passivseite umfasst die Finanzverbindlichkeiten sowie die Pensions- und Kernenergierückstellungen.

Durch die Begrenzung der bereinigten zahlungswirksamen Nettoinvestitionen auf den bereinigten Retained Cashflow in Höhe von 1.485,7 Mio. € (Vorjahr: 1.199,1 Mio. €), gemessen an der Innenfinanzierungskraft in Höhe von 82,6 % (Vorjahr: 92,2 %), steuert die EnBW die Höhe der Nettofinanzschulden unabhängig von zinsinduzierter Volatilität der Pensions- und Kernenergierückstellungen. Für weitere Erläuterungen verweisen wir auf die Ausführungen im Lagebericht zur Liquiditätsanalyse des EnBW-Konzerns. Über ein Asset-Liability-Management-Modell stellt die EnBW eine fristgerechte Deckung der Pensions- und Kernenergieverpflichtungen sicher. Die EnBW ermittelt in diesem cashfloworientierten Modell die sich in den nächsten 30 Jahren voraussichtlich ergebenden Effekte, basierend auf Gutachten zu Pensionsrückstellungen sowie Gutachten zu Nuklearrückstellungen. Dieses Modell ist Grundlage für die Steuerung der Finanzanlagen. Es lässt die Simulation von verschiedenen Rendite- und Zuführungsalternativen zu.

Die Belastung des operativen Geschäfts durch die Inanspruchnahme aus Pensions- und Kernenergieverpflichtungen wird durch einen laufenden Beitrag der Finanzanlagen auf 300,0 Mio. € jährlich (plus Inflationszuschlag) begrenzt. Bei Erreichen der Volldeckung der Rückstellungen durch die Finanzanlagen werden im Rahmen des Modells keine Mittel mehr aus dem operativen Cashflow entnommen.

Die kurzfristige Liquiditätssteuerung für die EnBW erfolgt derzeit mit einem rollierenden Planungshorizont von drei Monaten. Darüber hinaus hat die EnBW Instrumente im Einsatz, die Prognosen über den Liquiditätsbedarf über einen mittelfristigen Zeitraum hinaus zulassen.

Die EnBW verfügt über ein ausgewogenes Fälligkeitsprofil der Finanzverbindlichkeiten. Im Mittelpunkt der Finanzpolitik stehen die Sicherung der Zahlungsfähigkeit, die Begrenzung finanzwirtschaftlicher Risiken und die Optimierung der Kapitalkosten. Die Kreditwürdigkeit der EnBW wird von den Ratingagenturen Moody's, Standard & Poor's und Fitch zum 31. Dezember 2019 mit A3 / negativ, A- / stabil und A- / stabil eingeschätzt.

(34) Segmentberichterstattung

2019 in Mio. €	Vertriebe	Netze	Erneuerbare Energien	Erzeugung und Handel	Sonstiges / Konsolidierung	Gesamt
Umsatzerlöse
Außenumsatz	7.678,9	3.459,6	653,0	6.970,1	3,3	18.765,0
Innenumsatz	769,6	1.359,6	405,0	3.085,0	-5.619,3	0,0
Gesamtumsatz	8.448,5	4.819,2	1.058,1	10.055,1	-5.616,0	18.765,0
Ergebnisgrößen
Adjusted EBITDA	294,3	1.311,2	482,8	383,8	-39,6	2.432,5
EBITDA	272,5	1.275,6	469,2	228,1	-0,2	2.245,2
Adjusted EBIT	179,1	793,4	261,7	-205,5	-84,0	944,7
EBIT	157,3	756,8	236,5	-509,3	-44,6	596,7
Erträge aus Zuschreibungen	0,3	0,0	0,0	4,2	0,0	4,5
Planmäßige Abschreibungen	-115,3	-517,7	-221,1	-589,4	-44,3	-1.487,8
Außerplanmäßige Abschreibungen	0,0	-1,1	-11,6	-148,0	0,0	-160,7
Ergebnis at equity bewerteter Unternehmen	2,0	19,1	1,2	6,5	0,0	28,9
Wesentliche zahlungsunwirksame Posten	-22,7	21,5	3,9	48,6	-15,1	36,2
Vermögenswerte und Schulden
Capital Employed	1.379,4	8.990,7	6.627,1	1.848,3	3.037,9	21.883,4
davon Buchwert at equity bewerteter Unternehmen	(93,8)	(396,9)	(426,7)	(146,6)	(0,0)	(1.064,0)
Investitionen in immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen	123,7	1.215,1	166,5	96,3	35,0	1.636,6

2018 in Mio. € (1)	Vertriebe	Netze	Erneuerbare Energien	Erzeugung und Handel	Sonstiges / Konsolidierung	Gesamt
Umsatzerlöse
Außenumsatz	7.347,7	3.215,4	477,5	9.767,8	7,0	20.815,4
Innenumsatz	727,8	2.353,1	333,1	2.719,6	-6.133,6	0,0
Gesamtumsatz	8.075,5	5.568,5	810,6	12.487,4	-6.126,6	20.815,4
Ergebnisgrößen
Adjusted EBITDA	268,4	1.176,9	297,7	430,8	-16,3	2.157,5
EBITDA	225,1	1.120,0	285,1	415,4	44,0	2.089,6
Adjusted EBIT	199,9	719,4	124,0	-40,2	-45,6	957,5
EBIT	154,1	662,5	110,6	-65,0	13,6	875,8
Erträge aus Zuschreibungen	0,2	2,6	0,0	19,3	0,0	22,1
Planmäßige Abschreibungen	-68,5	-457,5	-173,7	-471,0	-29,3	-1.200,0
Außerplanmäßige Abschreibungen	-2,5	0,0	-0,8	-9,4	-1,1	-13,8
Ergebnis at equity bewerteter Unternehmen	1,1	22,2	-48,3	0,9	0,0	-24,1
Wesentliche zahlungsunwirksame Posten	-11,9	48,9	4,8	30,9	-5,7	67,0
Vermögenswerte und Schulden
Capital Employed	1.051,3	7.213,9	3.843,2	2.122,5	2.714,6	16.945,5
davon Buchwert at equity bewerteter Unternehmen	(188,2)	(402,1)	(863,4)	(146,5)	(0,0)	(1.600,2)
Investitionen in immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen	91,5	959,3	138,9	160,3	19,5	1.369,5

(1) Vorjahreszahlen angepasst.

Detaillierte inhaltliche Erläuterungen zu den Segmenten finden sich im Kapitel "Unternehmenssituation des EnBW-Konzerns" im Lagebericht.

Eine der wesentlichen internen Steuerungsgrößen ist das Adjusted EBITDA. Das Adjusted EBITDA ist eine um neutrale Effekte bereinigte Ergebnisgröße vor Beteiligungs- und Finanzergebnis, Ertragsteuern und Abschreibungen, die die Entwicklung der operativen Ertragslage zutreffend wiedergibt. Im Lagebericht wird die Entwicklung der Segmente anhand des Adjusted EBITDA erläutert.

Das Adjusted EBITDA lässt sich folgendermaßen auf das Ergebnis vor Ertragsteuern (EBT) überleiten:

in Mio. €	2019	2018
Adjusted EBITDA	2.432,5	2.157,5
Neutrales EBITDA	-187,3	-67,9
davon Erträge / Aufwendungen im Bereich der Kernenergie	(-61,9)	(-132,1)
davon Erträge aus der Auflösung sonstiger Rückstellungen	(48,2)	(11,8)
davon Ergebnis aus Veräußerungen des Anlagevermögens	(18,4)	(89,0)
davon Auflösung / Zuführung Drohverlustrückstellung Strombezugsverträge	(-54,8)	(39,2)
davon Erträge aus Zuschreibungen	(4,5)	(22,1)
davon Restrukturierung	(-41,0)	(-49,1)
davon sonstiges neutrales Ergebnis	(-100,7)	(-48,8)
EBITDA	2.245,2	2.089,6
Abschreibungen	-1.648,5	-1.213,8
Ergebnis der betrieblichen Tätigkeit (EBIT)	596,7	875,8
Beteiligungsergebnis	401,3	100,9
Finanzergebnis	-95,8	-380,4
Ergebnis vor Ertragsteuern (EBT)	902,2	596,3

Die Bestandteile des neutralen EBITDA befinden sich in der Gewinn- und Verlustrechnung insbesondere in den Erträgen in Höhe von 200,0 Mio. € (Vorjahr: 265,6 Mio. €) sowie in den Aufwendungen in Höhe von 387,4 Mio. € (Vorjahr: 333,5 Mio. €).

Die Segmentberichterstattung orientiert sich an der internen Berichterstattung.

Der Vertrieb von Strom und Gas sowie von energiewirtschaftlichen Dienstleistungen und Energielösungen werden, neben Aktivitäten im Bereich des Energieliefer- und Energieeinsparcontractings und der Telekommunikation, im Segment Vertriebe zusammengefasst. Das Segment Netze umfasst die Wertschöpfungsstufen Transport und Verteilung von Strom und Gas. Außerdem werden der Aufbau von HGÜ-Verbindungen im Übertragungsnetz, die Erbringung von netznahen Dienstleistungen sowie die Wasserversorgung im Segment Netze berichtet. Aktivitäten im Bereich der Erzeugung aus erneuerbaren Energien werden in einem eigenen Segment dargestellt. Diese beinhalten die Projektentwicklung, den Bau sowie den Betrieb der Erzeugungsanlagen auf Grundlage erneuerbarer Energien. Der Bereich Erzeugung und Handel umfasst neben der konventionellen Stromerzeugung, den Handel mit Strom und Gas, die Bereitstellung von Systemdienstleistungen und den Betrieb von Reservekraftwerken für die Übertragungsnetze. Außerdem werden das Gas-Midstream-Geschäft mit Speicherung, der Rückbau von Kraftwerken, sowie Fernwärme, Entsorgung und Umweltdienstleistungen in diesem Segment berichtet. Alle Tätigkeiten, die nicht den gesondert dargestellten Segmenten zuordenbar sind, werden zusammen mit den Eliminierungen zwischen den Segmenten in der Spalte "Sonstiges / Konsolidierung" ausgewiesen.

Die Segmentdaten wurden in Übereinstimmung mit den Ansatz- und Bewertungsmethoden im Konzernabschluss ermittelt. Die Innenumsätze geben die Höhe der Umsätze zwischen den Konzerngesellschaften an. Die Umsätze zwischen den Segmenten wurden zu Marktpreisen getätigt.

Die wesentlichen zahlungsunwirksamen Posten beinhalten insbesondere Aufwendungen aus der Zuführung von Rückstellungen sowie Erträge aus der Auflösung von Baukostenzuschüssen und Hausanschlusskosten sowie abgegrenzten Verbindlichkeiten.

Das Capital Employed, das wir als Segmentvermögen ansetzen, beinhaltet sämtliche Vermögenswerte des operativen Geschäfts. Unverzinsliches Fremdkapital - zum Beispiel Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen - wird hiervon abgezogen.

Das Capital Employed berechnet sich wie folgt:

in Mio. € (1)	31.12.2019	31.12.2018
Immaterielle Vermögenswerte	3.347,4	1.748,7
Sachanlagen	18.552,7	15.867,5
Als Finanzinvestition gehaltene Immobilien	30,3	31,6
Beteiligungen (2)	1.694,7	2.002,7
Ausleihungen	187,7	133,0
Vorratsvermögen	1.066,1	1.192,0
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen (3)	3.886,8	4.450,4
Sonstige Vermögenswerte (4)	5.185,2	4.198,6
davon Ertragsteuererstattungsansprüche	(157,5)	(103,0)
davon sonstige Steuererstattungsansprüche	(134,1)	(127,7)
davon Derivate	(3.810,1)	(2.736,1)
davon geleistete Anzahlungen	(45,3)	(75,5)
davon aktive Rechnungsabgrenzungsposten	(139,2)	(114,5)
davon übrige Vermögenswerte	(1.230,4)	(1.292,3)
davon zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte	(0,9)	(43,4)
davon Bestandteile, die den Nettoschulden zuzuordnen sind	(-332,3)	(-293,9)
Sonstige Rückstellungen	-2.349,1	-2.396,8
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten (5)	-10.027,8	-10.550,9
davon Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen	(-4.001,0)	(-5.013,4)
davon sonstige Rechnungsabgrenzungen	(-205,4)	(-200,5)
davon Derivate	(-3.459,3)	(-2.523,0)
davon Ertragsteuerverbindlichkeiten	(-155,4)	(-459,4)
davon Vertragsverbindlichkeiten	(-932,0)	(-909,7)
davon übrige Verbindlichkeiten	(-1.277,6)	(-1.490,6)
davon Schulden in Verbindung mit zur Veräußerung gehaltenen Vermögenswerten	(0,0)	(-21,2)
davon Bestandteile, die den Nettoschulden zuzuordnen sind	(2,9)	(66,9)
Zuschüsse	-14,6	-15,8
Latente Steuern (6)	324,0	284,5
Capital Employed	21.883,4	16.945,5
Durchschnittliches Capital Employed (7)	19.315,1	16.053,3

(1) Vorjahreszahlen angepasst.

(2) Beinhaltet at equity bewertete Unternehmen, Anteile an verbundenen Unternehmen sowie sonstige Beteiligungen, die der operativen Geschäftstätigkeit zuzuordnen sind.

(3) Ohne verbundene Unternehmen, ohne Forderungen im Zusammenhang mit Kernenergierückstellungen.

(4) Ohne Überschuss aus CTA, ohne Bewertungseffekte aus zinsinduzierten Sicherungsgeschäften.

(5) Ohne verbundene Unternehmen, ohne als Verbindlichkeiten erfasste nicht beherrschende Anteile an vollkonsolidierten Personengesellschaften.

(6) Aktive und passive latente Steuern saldiert.

(7) Durchschnittliche Berechnung auf Basis der jeweiligen Quartalswerte des Berichtsjahres und des Vorjahresendwerts.

Der Außenumsatz nach Regionen wird nach dem Ort der Lieferung ermittelt. Im EnBW-Konzern gibt es wie im Vorjahr keinen externen Kunden, mit dem ein Außenumsatz von 10 % oder mehr erzielt wird.

Außenumsatz nach Regionen

in Mio. € (1)	2019	2018
Deutschland	15.687,8	17.899,3
Europäischer Währungsraum ohne Deutschland	1.618,2	1.627,1
Restliches Europa	1.458,6	1.288,9
Anderes Ausland	0,5	0,1
	18.765,0	20.815,4

(1)Vorjahreszahlen angepasst.

Außenumsatz nach Produkten

in Mio. € (1)	2019	2018
Strom	10.938,8	11.284,4
Gas	6.440,2	8.277,0
Energie- und Umweltdienstleistungen / Sonstiges	1.385,9	1.254,0
	18.765,0	20.815,4

(1) Vorjahreszahlen angepasst.

Immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen nach Regionen

in Mio. €	31.12.2019	31.12.2018
Deutschland	19.374,5	15.783,8
Europäischer Währungsraum ohne Deutschland	560,7	0,6
Restliches Europa	1.964,9	1.831,8
	21.900,1	17.616,2

(35) Beziehungen zu nahestehenden Unternehmen

Zu den nahestehenden Unternehmen zählen insbesondere das Land Baden-Württemberg und der Zweckverband Oberschwäbische Elektrizitätswerke (OEW) als mittelbare Großaktionäre der EnBW AG. Zum 31. Dezember 2019 halten das Land Baden-Württemberg und ihre 100-prozentige Tochtergesellschaft NECKARPRI GmbH mittelbar sowie die NECKARPRI-Beteiligungsgesellschaft mbH unmittelbar unverändert 46,75 % der Aktien an der EnBW AG. Die NECKARPRI-Beteiligungsgesellschaft mbH ist eine 100-prozentige Tochtergesellschaft der NECKARPRI GmbH. Die OEW hält mittelbar sowie deren 100-prozentige Tochtergesellschaft OEW Energie-Beteiligungs GmbH (OEW GmbH) unmittelbar ebenfalls unverändert 46,75 % der Aktien an der EnBW AG. Zu den nahestehenden Unternehmen der EnBW AG zählen somit insbesondere das Land, die NECKARPRI GmbH, die OEW, die OEW GmbH sowie die von diesen beherrschten, gemeinsam beherrschten oder maßgeblich beeinflussten Unternehmen.

Die mit dem Land und den von diesem beherrschten, gemeinsam beherrschten oder maßgeblich beeinflussten Unternehmen getätigten Geschäfte resultieren im Wesentlichen aus der Belieferung von öffentlichen Einrichtungen wie Universitäten, Behörden, Zoos und Kliniken mit Strom, Gas und Fernwärme. Die Umsatzerlöse aus diesen Geschäften waren im Berichtszeitraum unwesentlich; die Forderungen zum 31. Dezember 2019 überwiegend beglichen. Allen Geschäftsbeziehungen gegenüber dem Land lagen marktübliche Konditionen zugrunde. Eventualverbindlichkeiten und finanzielle Verpflichtungen gegenüber dem Land bestehen nicht.

Mit der OEW GmbH und der NECKARPRI-Beteiligungsgesellschaft mbH bestehen mit Ausnahme von gezahlten Dividenden keine Geschäftsbeziehungen.

Die Geschäftsbeziehungen zu nahestehenden Unternehmen, die unter anderem aus Liefer- und Bezugsverträgen im Strom- und Gasbereich resultieren und zu marktüblichen Konditionen stattfanden, stellen sich wie folgt dar:

in Mio. €	2019		2018
	Gemeinschaftsunternehmen, nach der Equity-Methode bilanziert	Assoziierte Gesellschaften, nach der Equity-Methode bilanziert	Gemeinschaftsunternehmen, nach der Equity-Methode bilanziert	Assoziierte Gesellschaften, nach der Equity-Methode bilanziert
Erträge	157,4	191,6	62,7	351,8
Aufwendungen	-58,0	-166,1	-30,3	-298,9
Vermögenswerte	114,5	37,7	110,9	46,7
Schulden	41,9	393,8	43,3	372,3
Sonstige Verpflichtungen	684,1	341,6	2.431,8	150,1

Bei den Geschäftsbeziehungen zu Gemeinschaftsunternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, werden die Forderungen und Verbindlichkeiten innerhalb eines Jahres realisiert. Die hohen sonstigen Verpflichtungen resultieren vor allem aus der Gewährung von Bürgschaften an Windparks. Zudem beinhalten die sonstigen Verpflichtungen noch Garantien, Leasingverträge mit der Stuttgart Netze GmbH und künftige Kaufpreisverpflichtungen.

Die Geschäftsbeziehungen zu assoziierten Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, unter anderem zu kommunalen Unternehmen (insbesondere zu Stadtwerken), bestehen im Wesentlichen im Rahmen der normalen Geschäftstätigkeit. Die Forderungen und Verbindlichkeiten des Berichtsjahres werden fast ausschließlich innerhalb eines Jahres realisiert. Es bestehen zudem Rückstellungen für langfristige Bezugsverträge, die regelmäßig an die aktuellen Markteinschätzungen angepasst werden. Die mit diesen Unternehmen bestehenden sonstigen Verpflichtungen resultieren hauptsächlich aus langfristigen Abnahmeverpflichtungen im Strombereich.

Zu den nahestehenden Unternehmen zählt auch der EnBW Trust e. V., der das Planvermögen zur Sicherung der Pensionsverpflichtungen verwaltet.

(36) Beziehungen zu nahestehenden Personen

Der EnBW-Konzern hat keine wesentlichen Geschäfte mit nahestehenden Personen getätigt.

Die Grundzüge des Vergütungssystems und die Höhe der Vergütungen von Vorstand und Aufsichtsrat sowie der früheren Vorstandsmitglieder sind im Vergütungsbericht dargestellt, der Bestandteil des zusammengefassten Lageberichts ist.

Die Gesamtbezüge des Vorstands für das Geschäftsjahr 2019 betragen 10,4 Mio. € (Vorjahr: 9,2 Mio. €). Diese beinhalten kurzfristig fällige Leistungen in Höhe von 6,0 Mio. € (Vorjahr: 4,7 Mio. €), langfristig fällige Leistungen in Höhe von 3,2 Mio. € (Vorjahr: 3,2 Mio. €) und den Dienstzeit- und Zinsaufwand aus leistungsorientierten Versorgungszusagen in Höhe von 1,2 Mio. € (Vorjahr: 1,3 Mio. €). Ab dem Stichtag 1. Januar 2016 wurde die leistungsorientierte Rentenzusage für die amtierenden Vorstandsmitglieder auf das neue, beitragsorientierte System übergeleitet. Die Versorgungsbeiträge daraus beliefen sich auf 1,0 Mio. € (Vorjahr: 0,9 Mio. €). Für die aktuellen Mitglieder des Vorstands bestehen Pensionsverpflichtungen (Defined Benefit Obligations) nach IFRS in Höhe von 19,9 Mio. € (Vorjahr: 16,6 Mio. €).

Frühere Mitglieder des Vorstands und ihre Hinterbliebenen erhielten 5,2 Mio. € (Vorjahr: 4,8 Mio. €), davon frühere Vorstände und ihre Hinterbliebenen von ehemals selbstständigen Unternehmen 0,7 Mio. € (Vorjahr: 0,6 Mio. €). Es bestehen Pensionsverpflichtungen gegenüber früheren Mitgliedern des Vorstands und ihren Hinterbliebenen nach IFRS in Höhe von 114,8 Mio. € (Vorjahr: 99,0 Mio. €), davon für frühere Vorstände und ihre Hinterbliebenen von ehemals selbstständigen Unternehmen 32,1 Mio. € (Vorjahr: 27,8 Mio. €).

Zum Geschäftsjahresende bestehen wie im Vorjahr keine Vorschüsse und Kredite gegenüber den Mitgliedern des Vorstands.

Das Vergütungssystem des Aufsichtsrats wird ebenfalls im Vergütungsbericht dargestellt, der Bestandteil des zusammengefassten Lageberichts ist. Für das Geschäftsjahr 2019 wird den Mitgliedern des Aufsichtsrats eine Vergütung von insgesamt 1,2 Mio. € (Vorjahr: 1,3 Mio. €) gewährt. Die Vergütung beinhaltet neben den fixen Bestandteilen auch Sitzungsgelder sowie Mandatsvergütungen von Tochtergesellschaften.

Im Geschäftsjahr 2019 bestanden wie im Vorjahr keine Vorschüsse und Kredite gegenüber Aufsichtsratsmitgliedern.

(37) Zusätzliche Angaben

Anteilsbesitz gemäß § 313 Abs. 2 HGB zum 31.12.2019

	Segment Vertriebe	Fußnote	Kapitalanteil (1) (in %)	Eigenkapital (2) (in T€)	Ergebnis (2) (in T€)
	Vollkonsolidierte Unternehmen
1	bmp greengas GmbH, München	3	100,00	5.697
2	BroadNet Deutschland GmbH, Köln	3	100,00	3.757
3	ED GrünSelect GmbH, Rheinfelden	6	100,00	498	1
4	EnBW Energy Factory GmbH, Stuttgart (vormals Watt Synergia GmbH, Frankfurt am Main)	3	100,00	250
5	EnBW Mainfrankenpark GmbH, Dettelbach	3	100,00	3.759
6	EnBW Telekommunikation GmbH, Karlsruhe (vormals EnBW Omega Zweiundfünfzigste Verwaltungsgesellschaft mbH, Karlsruhe)	3	100,00	273.334
7	EnBW Vertriebsbeteiligungen GmbH, Stuttgart		100,00	13.707	-2
8	energieNRW GmbH, Düsseldorf	5	100,00	272	-4
9	ESD Energie Service Deutschland GmbH, Offenburg		100,00	4.745	1.485
10	eYello CZ k.s., Prag / Tschechien	5, 14	100,00	267	1
11	G.EN. Gaz Energia Sp. z o.o., Tarnowo Podgórne / Republik Polen		100,00	47.535	4.055
12	GasVersorgung Süddeutschland GmbH, Stuttgart	3	100,00	65.000
13	Gasversorgung Unterland GmbH, Heilbronn	3	100,00	15.764
14	goldgas GmbH, Wien / Österreich		100,00	1.429	986
15	goldgas GmbH, Eschborn		100,00	28.721	5.531
16	NaturEnergie+ Deutschland GmbH, Mühlacker		100,00	0	2.089
17	Plusnet GmbH, Köln	3	100,00	186.930
18	Plusnet Infrastruktur GmbH & Co. KG, Köln		100,00	3.779	0
19	PREservisní, s.r.o., Prag / Tschechien (vormals KORMAK nemovitosti s.r.o., Prag / Tschechien)	5	100,00	865	42
20	PREzakaznicka a.s., Prag / Tschechien	5	100,00	1.186	799
21	Sales & Solutions GmbH, Stuttgart	3	100,00	75.618
22	SENEC GmbH, Leipzig		100,00	7.211	-4.979
23	Ventelo GmbH, Köln	3	100,00	142.238
24	VNG-Erdgascommerz GmbH, Leipzig	3	100,00	162.101
25	VOLTCOM spol. s r.o., Prag / Tschechien	5	100,00	1.546	423
26	winpoint AG, Steg-Hohtenn / Schweiz	6	100,00	83	40
27	Yello Strom GmbH, Köln	3	100,00	1.100
28	ZEAG Immobilien GmbH & Co. KG, Heilbronn		100,00	3.153	1.212
29	Erdgas Südwest GmbH, Karlsruhe		79,00	73.933	6.633
30	NetCom BW GmbH, Ellwangen		74,90	24.449	-336
31	Messerschmid Energiesysteme GmbH, Bonndorf	5	60,00	856	325
32	TRITEC AG, Aarberg / Schweiz	6	60,00	-785	-1.686
33	winsun AG, Steg-Hohtenn / Schweiz	6	51,00	646	-1.399
34	Pražská energetika a.s., Prag / Tschechien	5, 13	41,40	463.849	91.080
	Verbundene, aber nicht einbezogene Unternehmen (15)
35	010052 Telecom GmbH, Köln	3, 5	100,00	25
36	010088 Telecom GmbH, Köln	3, 5	100,00	25
37	010090 GmbH, Köln	3, 5	100,00	156
38	01012 Telecom GmbH, Köln	3, 5	100,00	27
39	01052 Communication GmbH, Köln	3, 5	100,00	25
40	01098 Telecom GmbH, Köln	3, 5	100,00	25
41	Broadnet Services GmbH, Köln	3, 5	100,00	25
42	F&Q Netzbetriebs GmbH & Co. KG, Köln	5	100,00	36	2
43	NatürlichEnergie Swiss NES GmbH, Laufenburg / Schweiz	5	100,00	-283	-85
44	Plusnet Verwaltungs GmbH, Köln	5	100,00	27	1
45	Q-DSL home GmbH, Köln	3, 5	100,00	1.293
46	SENEC Cloud S.r.l., Rom / Italien	5	100,00	50	-49
47	SENEC Italia S.r.l., Rom / Italien	5	100,00	10	-564
48	T & Q Netzbetriebs GmbH & Co. KG, Köln	5	100,00	25	619
49	VNG ViertelEnergie GmbH, Leipzig	3, 5	100,00	98
50	VNG-Erdgastankstellen GmbH, Leipzig	3, 5	100,00	25
51	Yello Solar GmbH, Karlsruhe	5	100,00	-3.980	-2.827
52	ZEAG Immobilien Verwaltungsgesellschaft mbH, Heilbronn	5	100,00	36	2
53	WTT CampusONE GmbH, Ludwigsburg	5	80,00	-1.423	-937
54	fonial GmbH, Köln	5	74,90	-3.108	-962
55	LIV-T GmbH, München	5	72,00	2.873	-2.739
56	SENEC Australia PTY Ltd., Mount Claremount / Australien (vormals Thinking Beyond Pty Ltd, Mount Claremount)	5	70,00	614	-211
57	BEN Fleet Services GmbH, Karlsruhe	5	65,40	25	0
58	Energieversum GmbH & Co. KG, Gütersloh	5, 6	51,41	2	0
59	grünES GmbH, Esslingen am Neckar	5	51,00	306	148
60	Stromvertrieb Backnang Verwaltungs GmbH, Backnang	5	51,00	28	1
61	Energie- und Medienversorgung Sandhofer Straße Verwaltungs GmbH, Mannheim i.L.		50,00
62	Energie- und Medienversorgung Sandhofer Straße GmbH & Co. KG, Mannheim i.L.		49,91
	At equity bewertete Unternehmen
63	MITGAS Mitteldeutsche Gasversorgung GmbH, Halle (Saale)	5	24,60	129.988	38.032
	Beteiligungen (15)
64	effizienzcloud GmbH, Leipzig	5	74,99	469	-352
65	AutenSys GmbH, Karlsruhe	5	65,00	89	-147
66	backnangstrom GmbH & Co. KG, Backnang	5	51,00	0	7
67	my-e-car GmbH, Lörrach	5	50,00	41	35
68	Regionah Energie GmbH, Munderkingen	5	50,00	51	-73
69	Tender365 GmbH, Leipzig	5	50,00	1.239	-284
70	Einhorn Energie GmbH & Co. KG, Giengen an der Brenz	5	49,90	733	315
71	Einhorn Energie Verwaltungsgesellschaft mbH, Giengen an der Brenz	5	49,90	33	1
72	Stadtwerke Freiberg a.N. GmbH, Freiberg am Neckar	5	49,90	6.703	203
73	Gasversorgung Pforzheim Land GmbH, Pforzheim	5	49,00	14.976	1.314
74	Sautter PE GmbH, Ellhofen	5	49,00	0	-326
75	Silphienergie GmbH, Ostrach	5	40,00	149	8
76	caplog-x GmbH, Leipzig	5	37,34	2.046	921
77	apio AG i.L., Wallisellen / Schweiz		33,33
78	espot GmbH, Stuttgart	5	32,60	539	9
79	Tempus S.r.l., Torri di Quartesolo / Italien	5	30,43	15	9
80	Korbacher Energiezentrum GmbH & Co. KG, Korbach	5	30,00	4	314
81	Gemeinschaft für Energieeffizienz GmbH, Düsseldorf	5	26,40	-134	-425
82	Energieagentur Heilbronn GmbH, Heilbronn	5	25,00	51	-101
83	Stadt- und Überlandwerke GmbH Luckau-Lübbenau, Luckau	5	23,38	29.672	2.083
84	EDSR Energiedienste Staldenried AG, Staldenried / Schweiz	5	20,00	200	11
	Segment Netze
	Vollkonsolidierte Unternehmen
85	ED Netze GmbH, Rheinfelden	3, 6	100,00	65.165
86	EnBW Kommunale Beteiligungen GmbH, Stuttgart	3	100,00	995.226
87	EnBW Netze BW Beteiligungsgesellschaft mbH, Stuttgart (vormals EnBW Omega Siebzigste Verwaltungsgesellschaft mbH, Stuttgart)	3	100,00	1.643.228
88	EnBW REG Beteiligungsgesellschaft mbH, Stuttgart	3	100,00	405.649
89	EVGA Grundstücks- und Gebäudemanagement GmbH & Co. KG, Obrigheim		100,00	91.621	10.840
90	FRONTIER TECHNOLOGIES, s.r.o., Prag / Tschechien	5	100,00	629	63
91	KORMAK Praha a.s., Prag / Tschechien	5	100,00	894	866
92	Netze BW GmbH, Stuttgart	3	100,00	1.130.861
93	Netze BW Omega 1 GmbH, Stuttgart	11	100,00	25	0
94	Netze BW Wasser GmbH, Stuttgart	3	100,00	32.894
95	Netze-Gesellschaft Südwest mbH, Karlsruhe	3	100,00	71.139
96	Netzgesellschaft Düsseldorf mbH, Düsseldorf	3, 5	100,00	1.000
97	Netzgesellschaft Ostwürttemberg DonauRies GmbH, Ellwangen (Jagst)	3	100,00	135
98	NHF Netzgesellschaft Heilbronn-Franken mbH, Heilbronn	3	100,00	4.000
99	NHL Netzgesellschaft Heilbronner Land GmbH & Co. KG, Heilbronn		100,00	1.524	0
100	NWS Grundstücksmanagement GmbH & Co. KG, Obrigheim		100,00	320.933	45.468
101	NWS REG Beteiligungsgesellschaft mbH, Stuttgart	3	100,00	79.988
102	ONTRAS Gastransport GmbH, Leipzig	3	100,00	460.000
103	PREdistribuce a.s., Prag / Tschechien	5	100,00	764.579	55.724
104	PREmereni a.s., Prag / Tschechien	5	100,00	33.265	7.288
105	PREnetcom a.s., Prag / Tschechien	5	100,00	124	47
106	RBS wave GmbH, Stuttgart	3	100,00	503
107	terranets bw GmbH, Stuttgart	3	100,00	20.000
108	TransnetBW GmbH, Stuttgart	3	100,00	728.141
109	ZEAG Engineering GmbH, Heilbronn		100,00	3.514	-165
110	EnBW Ostwürttemberg DonauRies AG, Ellwangen	3	99,73	115.439
111	ZEAG Energie AG, Heilbronn		98,65	198.940	6.432
112	Stadtwerke Düsseldorf AG, Düsseldorf	5	54,95	563.434	76.845
113	Stromnetzgesellschaft Heilbronn GmbH & Co. KG, Heilbronn	8	49,90	36.771	1.579
114	Neckar Netze GmbH & Co. KG, Esslingen am Neckar	8	49,00	24.829	4.723
	Verbundene, aber nicht einbezogene Unternehmen (15)
115	Elektrizitätswerk Aach GmbH, Aach	5	100,00	3.387	653
116	Energieversorgung Gaildorf OHG der EnBW Kommunale Beteiligungen GmbH und NWS REG Beteiligungsgesellschaft mbH, Gaildorf	5	100,00	3.526	1.013
117	Energieversorgung Raum Friedrichshafen Verwaltungsgesellschaft mbH, Stuttgart	5	100,00	27	1
118	Energieversorgung Rheinfelden / Grenzach-Wyhlen Verwaltungs GmbH, Rheinfelden	11	100,00
119	GDMcom GmbH, Leipzig (vormals GDMcom Gesellschaft für Dokumentation und Telekommunikation mbH, Leipzig)	3, 5	100,00	304
120	GEOMAGIC GmbH, Leipzig	5	100,00	2.216	995
121	HEV Hohenloher Energie Versorgung GmbH, Ilshofen-Obersteinach	3, 5	100,00	10.219
122	MoviaTec GmbH, Leipzig	5	100,00	177	123
123	Neckar Netze Verwaltungsgesellschaft mbH, Esslingen am Neckar	5	100,00	121	4
124	NHL Verwaltungs-GmbH, Heilbronn	5	100,00	24	0
125	OSG ONTRAS Servicegesellschaft mbH, Leipzig	5	100,00	25	0
126	Transnet BW SuedLink Verwaltungsgesellschaft mbH, Stuttgart (vormals Konverter Ultranet Verwaltungsgesellschaft mbH, Stuttgart)	5	100,00	24	0
127	TransnetBW SuedLink GmbH & Co. KG, Stuttgart (vormals Konverter Ultranet GmbH & Co. KG, Stuttgart)	5	100,00	0	0
128	INFRACON Infrastruktur Service GmbH & Co. KG, Leipzig	5	99,50	716	616
129	Rieger GmbH & Co. KG, Lichtenstein, Kreis Reutlingen	5	74,28	883	614
130	Rieger Beteiligungs-GmbH, Lichtenstein, Kreis Reutlingen	5	74,24	48	1
131	Elektrizitätswerk Weißenhorn AG, Weißenhorn	5	63,24	3.782	303
132	Netze Pforzheim-Region GmbH & Co. KG, Pforzheim	5	60,00	19.100	1.151
133	Gasnetzgesellschaft Laupheim GmbH & Co. KG, Laupheim	5	50,10	3.590	160
134	Gasnetzgesellschaft Laupheim Verwaltungs GmbH, Laupheim	5	50,10	27	1
135	Netzgesellschaft Elz-Neckar GmbH & Co. KG, Obrigheim	5	50,10	1.193	36
136	Netzgesellschaft Elz-Neckar Verwaltungs GmbH, Obrigheim	5	50,10	32	1
137	Stromnetzgesellschaft Albershausen GmbH & Co. KG, Albershausen	5	50,10	817	29
138	Stromnetzgesellschaft Albershausen Verwaltungs GmbH, Albershausen	5	50,10	30	1
139	Stromnetzgesellschaft Heilbronn Verwaltungs-GmbH, Heilbronn	5	50,10	26	0
140	Stromnetzgesellschaft Laupheim GmbH & Co. KG, Laupheim	5	50,10	2.306	119
141	Stromnetzgesellschaft Laupheim Verwaltungs GmbH, Laupheim	5	50,10	27	1
	At equity bewertete Unternehmen
142	Stadtwerke Esslingen am Neckar GmbH & Co. KG, Esslingen am Neckar	5	49,98	61.660	5.138
143	Pražská energetika Holding a.s., Prag / Tschechien	5, 9	49,00	274.930	77.427
144	Zweckverband Landeswasserversorgung, Stuttgart	5	27,20	112.751	0
145	Heilbronner Versorgungs GmbH, Heilbronn	4, 5	25,10	51.750
146	Stuttgart Netze GmbH, Stuttgart	4, 5, 9	25,10	206.148
147	FairEnergie GmbH, Reutlingen	4, 5	24,90	114.766
148	Stadtwerke Hilden GmbH, Hilden	3, 4, 5	24,90	18.038
149	GasLINE Telekommunikationsnetzgesellschaft deutscher Gasversorgungsunternehmen mbH & Co. Kommanditgesellschaft, Straelen	5	23,39	76.403	35.403
150	Zweckverband Bodensee-Wasserversorgung, Stuttgart	5	21,43	153.918	1.000
151	Stadtwerke Karlsruhe GmbH, Karlsruhe	4, 5	20,00	178.710
	Beteiligungen (15)
152	Netzgesellschaft Sontheim GmbH & Co. KG, Sontheim an der Brenz	5	74,90	1.542	281
153	Netzgesellschaft Sontheim Verwaltungsgesellschaft mbH, Sontheim an der Brenz	5	74,90	25	0
154	Netzgesellschaft Steinheim GmbH & Co. KG, Steinheim am Albuch	5	74,90	256	83
155	Netzgesellschaft Steinheim Verwaltungsgesellschaft mbH, Steinheim am Albuch	5	74,90	25	0
156	Stromnetz Herrenberg Verwaltungsgesellschaft mbH, Herrenberg	5	74,90	32	1
157	Stromnetzgesellschaft Herrenberg mbH & Co. KG, Herrenberg	5	74,90	4.404	539
158	Stadtwerke Sinsheim Versorgungs GmbH & Co. KG, Sinsheim	5	60,00	14.158	443
159	Stadtwerke Sinsheim Verwaltungs GmbH, Sinsheim	5	60,00	30	1
160	Stromnetz Langenau GmbH & Co. KG, Langenau	5	50,10	2.610	106
161	Stromnetz Langenau Verwaltungs-GmbH, Langenau	5	50,10	34	1
162	e.wa riss GmbH & Co. KG, Biberach	5	50,00	31.084	4.476
163	e.wa riss Verwaltungsgesellschaft mbH, Biberach	5	50,00	51	1
164	Fränkische Wasser Service GmbH, Crailsheim	5	50,00	58	8
165	HDRegioNet GmbH i.L., Düsseldorf		50,00
166	Niederrheinisch-Bergisches Gemeinschaftswasserwerk GmbH, Düsseldorf	5	50,00	3.102	85
167	Ostalbwasser Ost GmbH, Ellwangen	5	50,00	39	2
168	Ostalbwasser Service GmbH, Aalen	5	50,00	36	11
169	Ostalbwasser West GmbH, Schwäbisch Gmünd	5	50,00	41	2
170	regioaqua Gesellschaft für Wasser und Abwasser mbH, Rheinfelden	5	50,00	81	17
171	Stadtwerke Schramberg GmbH & Co. KG, Schramberg	5	50,00	16.050	2.909
172	Stadtwerke Schramberg Verwaltungsgesellschaft mbH, Schramberg	5	50,00	38	3
173	Stromnetzgesellschaft Hechingen GmbH & Co. KG, Hechingen	5	50,00	1.721	-670
174	Stromnetzgesellschaft Hechingen Verwaltungs GmbH, Hechingen	5	50,00	25	0
175	Wasserübernahme Neuss-Wahlscheid GmbH, Neuss	5	50,00	419	15
176	Stadtwerke Emmendingen GmbH, Emmendingen	5	49,90	17.741	1.408
177	Stromnetz Blaubeuren GmbH, Blaubeuren	5	49,90	2.047	72
178	Stadtwerke Esslingen-Verwaltungsgesellschaft mbH, Esslingen am Neckar	5	49,80	43	1
179	Energie Sachsenheim GmbH & Co. KG, Sachsenheim	5	49,00	4.781	277
180	Energie Sachsenheim Verwaltungs-GmbH, Sachsenheim	5	49,00	33	1
181	Energieversorgung Strohgäu GmbH & Co. KG, Gerlingen	5	49,00	8.666	570
182	Energieversorgung Strohgäu Verwaltungs GmbH, Gerlingen	5	49,00	26	1
183	Gemeindewerke Bodanrück GmbH & Co. KG, Allensbach	5	49,00	4.800	258
184	Gemeindewerke Bodanrück Verwaltungs-GmbH, Allensbach	5	49,00	28	1
185	LEO Energie GmbH & Co. KG, Leonberg	5	49,00	8.667	712
186	Netzgesellschaft Marbach GmbH & Co. KG, Marbach am Neckar	5	49,00	2.270	155
187	Rems-Murr Telekommunikation GmbH, Waiblingen	11	49,00
188	Stadtwerke Backnang GmbH, Backnang	4, 5	49,00	14.215
189	Stadtwerke Bad Wildbad GmbH & Co. KG, Bad Wildbad	5	49,00	6.594	657
190	Stadtwerke Bad Wildbad Verwaltungs-GmbH, Bad Wildbad	5	49,00	43	-2
191	Stadtwerke Eppingen GmbH & Co. KG, Eppingen	5	49,00	7.874	157
192	Energie Calw GmbH, Calw	4, 5	48,82	15.301
193	Stadtwerke Münsingen GmbH, Münsingen	5	45,00	6.225	688
194	Stadtwerke Böblingen GmbH & Co. KG, Böblingen	5	41,10	37.325	2.305
195	Stadtwerke Böblingen Verwaltungs GmbH, Böblingen	5	41,10	6	0
196	Energieversorgung Südbaar GmbH & Co. KG, Blumberg	5	40,00	6.925	1.043
197	SUEnergie GmbH & Co. KG, Süßen	5	40,00	2.172	40
198	SUEnergie Verwaltungs GmbH, Süßen	5	40,00	32	1
199	Stadtwerke Weinheim GmbH, Weinheim	5	39,32	29.316	2.767
200	Energieversorgung Rottenburg am Neckar GmbH, Rottenburg am Neckar	4, 5	38,00	7.160
201	EVG Grächen AG, Grächen / Schweiz	5	35,00	4.641	95
202	EVN Energieversorgung Nikolai AG, St. Niklaus / Schweiz	5, 7	35,00	1.573	99
203	EVR Energieversorgung Raron AG, Raron / Schweiz	5, 7	35,00	868	78
204	EVWR Energiedienste Visp - Westlich Raron AG, Visp / Schweiz	5	35,00	4.244	346
205	Valgrid SA, Sion / Schweiz	5	35,00	20.096	1.379
206	VED Visp Energie Dienste AG, Visp / Schweiz	5, 7	35,00	3.274	378
207	Seeallianz GmbH & Co. KG, Markdorf	5	33,00	7.060	415
208	Taubernetze GmbH & Co. KG, Tauberbischofsheim	5	33,00	1.831	81
209	Taubernetze Verwaltungs-GmbH, Tauberbischofsheim	5	33,00	26	1
210	ErmstalEnergie Dettingen an der Erms GmbH & Co. KG, Dettingen an der Erms	5	32,60	3.646	385
211	Versorgungsbetriebe Dettingen an der Erms Verwaltungs-GmbH, Dettingen an der Erms	5	32,60	30	1
212	eneREGIO GmbH, Muggensturm	5	32,00	9.624	979
213	Regionalnetze Linzgau GmbH, Pfullendorf	4, 5	31,64	6.462
214	Elektrizitätswerk Mittelbaden AG & Co. KG, Lahr	5	31,00	63.795	10.094
215	Elektrizitätswerk Mittelbaden Verwaltungsaktiengesellschaft, Lahr	5	31,00	131	7
216	Stadtwerke Bad Herrenalb GmbH, Bad Herrenalb	5	30,00	11.315	-286
217	Energie- und Wasserversorgung Bruchsal GmbH, Bruchsal	4, 5	27,41	23.002
218	Stadtwerke Bad Säckingen GmbH, Bad Säckingen	3, 5	26,30	8.673
219	tktVivax GmbH, Backnang	5, 7	25,21	927	174
220	Albwerk GmbH & Co. KG, Geislingen an der Steige	5	25,10	19.994	3.549
221	Albwerk Verwaltungsgesellschaft mbH, Geislingen an der Steige	5	25,10	78	3
222	Energie Kirchheim unter Teck GmbH & Co. KG, Kirchheim unter Teck	5	25,10	9.459	618
223	Energie Kirchheim unter Teck Verwaltungs-GmbH, Kirchheim unter Teck	5	25,10	30	1
224	Energieversorgung Immenstaad GmbH & Co. KG, Immenstaad am Bodensee	5	25,10	879	34
225	Filderstadt Netze GmbH, Filderstadt	5	25,10	87	-4
226	Gasnetzgesellschaft Schorndorf GmbH & Co. KG, Schorndorf	5	25,10	4.096	228
227	Gasnetzgesellschaft Winnenden mbH, Winnenden	4, 5	25,10	2.275
228	Gasnetzverwaltungsgesellschaft Schorndorf GmbH, Schorndorf	5	25,10	33	1
229	Gemeindewerke Brühl GmbH & Co. KG, Brühl	5	25,10	1.297	68
230	Gemeindewerke Brühl Verwaltungs-GmbH, Brühl	5	25,10	31	1
231	Gemeindewerke Plüderhausen GmbH, Plüderhausen	5	25,10	1.666	68
232	Infrastrukturgesellschaft Plochingen GmbH & Co. KG, Plochingen	5	25,10	2.860	189
233	Netzgesellschaft Besigheim GmbH & Co. KG, Besigheim	5	25,10	4.755	273
234	Netzgesellschaft Besigheim Verwaltungs GmbH, Besigheim	5	25,10	31	1
235	Netzgesellschaft Leinfelden-Echterdingen GmbH, Leinfelden-Echterdingen	5	25,10	9.735	443
236	Netzgesellschaft Salach GmbH & Co. KG, Salach	5	25,10	1.312	57
237	Netzgesellschaft Salach Verwaltungs GmbH, Salach	5	25,10	30	1
238	Netzgesellschaft Schwetzingen GmbH & Co. KG, Schwetzingen	5	25,10	2.036	115
239	Netzgesellschaft Schwetzingen Verwaltungs GmbH, Schwetzingen	5	25,10	28	1
240	Netzgesellschaft Vaihingen GmbH & Co. KG, Vaihingen an der Enz	5	25,10	7.802	541
241	Netzgesellschaft Vaihingen Verwaltungs-GmbH, Vaihingen an der Enz	5	25,10	30	1
242	Stadtwerke Ellwangen GmbH, Ellwangen	4, 5	25,10	8.402
243	Stadtwerke Giengen GmbH, Giengen	5	25,10	13.118	696
244	Stadtwerke Schwäbisch Gmünd GmbH, Schwäbisch Gmünd	4, 5	25,10	30.751
245	Stadtwerke Stockach GmbH, Stockach	5	25,10	11.409	1.378
246	Stadtwerke Weinstadt Energieversorgung GmbH, Weinstadt	4, 5	25,10	6.153
247	Stadtwerke Wiesloch - Strom - GmbH & Co. KG, Wiesloch	5	25,10	2.396	151
248	Stromgesellschaft March GmbH & Co. KG, March	5	25,10	832	11
249	Stromnetzgesellschaft Ebersbach GmbH & Co. KG, Ebersbach an der Fils	5	25,10	3.515	211
250	Stromnetzgesellschaft Ebersbach Verwaltungs GmbH, Ebersbach an der Fils	5	25,10	31	1
251	Stromnetzgesellschaft Östlicher Schurwald GmbH & Co. KG, Rechberghausen	5	25,10	2.982	157
252	Stromnetzgesellschaft Östlicher Schurwald Verwaltungs GmbH, Rechberghausen	5	25,10	30	1
253	Technische Werke Schussental GmbH & Co. KG, Ravensburg	5	25,10	53.487	3.322
254	Technische Werke Schussental Verwaltungsgesellschaft mbH, Ravensburg	5	25,10	28	-3
255	Stromversorgung Sulz am Neckar GmbH, Sulz am Neckar	5	24,90	4.229	323
256	Netzeigentumsgesellschaft Rheinstetten GmbH & Co. KG, Rheinstetten	5	24,50	4.448	171
257	Stadtwerke Schopfheim GmbH, Schopfheim	5	24,50	188	-12
258	Stadtwerke Wehr GmbH & Co. KG, Wehr	5	24,50	2.390	139
259	Stadtwerke Wehr Verwaltungs-GmbH, Wehr	5	24,50	21	0
260	Energieversorgung Oberes Wiesental GmbH, Todtnau	5	24,00	4.087	205
261	Netzgesellschaft Edingen-Neckarhausen GmbH & Co. KG, Edingen-Neckarhausen	5	24,00	861	59
262	ENRW Energieversorgung Rottweil GmbH & Co. KG, Rottweil	5	20,00	19.180	4.050
263	ENRW Verwaltungs-GmbH, Rottweil	5	20,00	14	0
264	GASPOOL Balancing Services GmbH, Berlin	5	20,00	4.709	463
265	Stadtwerke Sindelfingen GmbH, Sindelfingen	5	20,00	40.160	3.904

	Segment Erneuerbare Energien	Fußnote	Kapitalanteil (1) (in %)	Eigenkapital (2) (in T€)	Ergebnis (2) (in T€)
	Vollkonsolidierte Unternehmen
266	Aletsch AG, Mörel / Schweiz	6	100,00	22.500	0
267	BALANCE Erneuerbare Energien GmbH, Leipzig		100,00	18.615	3.155
268	Barre Energie SARL, Montpellier / Frankreich		100,00	-16	-4
269	Bliekevare Nät AB, Falkenberg / Schweden		100,00	64	54
270	Centrale Solaire des Terres Rouges SARL, Montpellier / Frankreich		100,00	-799	55
271	Centrale Solaire du Sycala SARL, Montpellier / Frankreich		100,00	921	920
272	Connected Wind Services A / S, Balle / Dänemark		100,00	1.465	-7.079
273	Connected Wind Services Danmark A / S, Balle / Dänemark	5	100,00	741	-491
274	Connected Wind Services Deutschland GmbH, Rantrum	5	100,00	832	-907
275	Connected Wind Services Refurbishment A / S, Balle / Dänemark	5	100,00	-2.136	-4.492
276	Couffrau Energie SARL, Montpellier / Frankreich		100,00	-352	194
277	EnAlpin AG, Visp / Schweiz	6	100,00	179.234	3.667
278	EnBW Biogas GmbH, Stuttgart	3	100,00	52
279	EnBW France GmbH, Stuttgart	3	100,00	605.747
280	EnBW Gnosjö Vind AB, Falkenberg / Schweden (vormals Gnosjö Energi AB, Rabbalshede / Schweden)		100,00	5.501	244
281	EnBW He Dreiht GmbH, Varel	3	100,00	26.016
282	EnBW Holding A.S., Gümüssuyu-Istanbul / Türkei		100,00	233.210	-530
283	EnBW NAG-Beteiligungsgesellschaft mbH, Stuttgart		100,00	23	0
284	EnBW Offshore 1 GmbH, Stuttgart	3	100,00	28.737
285	EnBW Offshore 2 GmbH, Stuttgart	3	100,00	690.453
286	EnBW Offshore 3 GmbH, Stuttgart	3	100,00	799.436
287	EnBW Offshore Service GmbH, Klausdorf	3	100,00	25
288	EnBW Renewables International GmbH, Stuttgart	3	100,00	83.909
289	EnBW Solar GmbH, Stuttgart	3	100,00	51
290	EnBW Solarpark Tuningen GmbH, Stuttgart	3	100,00	3.680
291	EnBW Solarpark Weesow-Willmersdorf GmbH, Stuttgart (vormals EnBW Solarpark Weesow-Willmersdorf GmbH, Cottbus)		100,00	16	-414
292	EnBW Sverige AB, Falkenberg / Schweden		100,00	78.447	-569
293	EnBW Sverige Vind AB, Falkenberg / Schweden (vormals Power Wind Partners AB, Rabbalshede / Schweden)		100,00	67.087	3.180
294	EnBW Wind Onshore 1 GmbH, Stuttgart	3	100,00	25
295	EnBW Wind Onshore Instandhaltungs GmbH, Karlsruhe	3	100,00	14.415
296	EnBW Windkraftprojekte GmbH, Stuttgart		100,00	17.062	-8.940
297	EnBW Windpark Eisenach II GmbH, Stuttgart		100,00	25.937	943
298	Energiedienst AG, Rheinfelden	6	100,00	174.996	9.688
299	Ferme Éolienne de la Bessière SARL, Montpellier / Frankreich		100,00	-2.775	525
300	Ferme Éolienne de Puech de Cambert SARL, Montpellier / Frankreich		100,00	-495	231
301	Ferme Éolienne de Puech de l'Homme SARL, Montpellier / Frankreich		100,00	1.078	898
302	Grünwerke GmbH, Düsseldorf	3, 5	100,00	38.400
303	Kraftwerk Lötschen AG, Steg / Schweiz	6	100,00	26.579	0
304	La Société des Monts de Lacaune SAS, Montpellier / Frankreich		100,00	546	203
305	Langenburg Infrastruktur GmbH, Stuttgart		100,00	10.367	2
306	Le Val Energie SARL, Montpellier / Frankreich		100,00	362	314
307	Leipziger Biogasgesellschaft mbH, Leipzig		100,00	1.160	193
308	Parc Éolien de la Vallée de Belleuse SARL, Montpellier / Frankreich		100,00	-153	-132
309	Parc Éolien du Mont de Maisnil SARL, Montpellier / Frankreich		100,00	-296	-214
310	PRE FVE Svetlik s.r.o., Leitnowitz / Tschechien	5	100,00	8.046	1.040
311	PRE VTE Částkov s.r.o., Prag / Tschechien	5	100,00	712	234
312	Röbergsfjället Nät AB, Falkenberg / Schweden		100,00	9	0
313	SCE Wind Zernitz GmbH & Co. KG, Stuttgart		100,00	5.537	3.511
314	Socpe de Champs Perdus SARL, Montpellier / Frankreich		100,00	-910	-232
315	SOLARINVEST - GREEN ENERGY s.r.o., Prag / Tschechien	5	100,00	30	-47
316	Svenska Connected Wind Services AB, Falkenberg / Schweden	5	100,00	628	-500
317	Valeco Ingénierie SAS, Montpellier / Frankreich		100,00	25.656	7.787
318	Valeco O&M SAS, Montpellier / Frankreich		100,00	593	317
319	Valeco SAS, Montpellier / Frankreich		100,00	71.233	-912
320	Winding We North a.s., Prag / Tschechien	5	100,00	235	-1
321	Windpark "Auf der Weißen Trisch" GmbH, Zweibrücken		100,00	426	263
322	Windpark Breitenbach GmbH, Düsseldorf		100,00	25	-167
323	Windpark Niederlinxweiler GmbH & Co. KG, Leinfelden-Echterdingen		100,00	65	-205
324	Windpark Rot am See GmbH, Ellwangen (Jagst)	3	100,00	25
325	EE Bürgerenergie Braunsbach GmbH & Co. KG, Braunsbach		99,99	7.600	93
326	EE BürgerEnergie Forchtenberg GmbH & Co. KG, Forchtenberg		99,99	1.500	23
327	BürgerEnergie Königheim GmbH & Co. KG, Königheim		99,97	3.000	260
328	EE BürgerEnergie Möckmühl GmbH & Co. KG, Möckmühl		95,17	1.575	8
329	EE BürgerEnergie Jagsthausen GmbH & Co. KG, Jagsthausen		95,11	4.625	73
330	Bürgerenergie Widdern GmbH & Co. KG, Widdern		95,07	7.580	133
331	EE BürgerEnergie Boxberg GmbH & Co. KG, Boxberg		90,27	14.400	1.167
332	EE Bürgerenergie Hardthausen GmbH & Co. KG, Hardthausen am Kocher		83,76	12.070	158
333	Neckar Aktiengesellschaft, Stuttgart		82,20	10.179	0
334	EE Bürgerenergie Ilshofen GmbH & Co. KG, Ilshofen		77,52	3.070	202
335	JatroSolutions GmbH, Stuttgart		75,30	372	-1.199
336	Geothermie-Gesellschaft Bruchsal GmbH, Bruchsal		74,90	1.375	-772
337	Energiedienst Holding AG, Laufenburg / Schweiz	6, 10	66,67	949.904	24.037
338	Parc Éolien de Bel Air SAS, Montpellier / Frankreich		63,40	-271	-234
339	EnBW Windpark Aalen-Waldhausen GmbH, Stuttgart (vormals EnBW Omega 109. Verwaltungsgesellschaft mbH, Stuttgart)		59,00	29.208	184
340	Rheinkraftwerk Neuhausen AG, Neuhausen / Schweiz	6	56,00	1.137	47
341	Solarpark Berghülen GmbH, Stuttgart		51,00	2.903	20
342	Solarpark Riedlingen-Zwiefaltendorf GmbH, Stuttgart		51,00	5.377	84
343	EnBW Baltic 1 GmbH & Co. KG, Stuttgart		50,32	43.958	11.733
344	EnBW Hohe See GmbH & Co. KG, Hamburg		50,11	1.667.460	88.002
345	EnBW Baltic 2 GmbH & Co. KG, Biberach an der Riß		50,10	1.219.724	96.174
346	EnBW Windpark Buchholz III GmbH, Stuttgart		50,10	23.079	49
347	Windenergie Tautschbuch GmbH, Riedlingen		50,10	623	-1
348	EnBW Onshore Portfolio GmbH, Stuttgart		50,02	100.823	5.489
349	Energie Renouvelable du Languedoc SARL, Montpellier / Frankreich		50,00	-483	-712
350	Joncels Energie SARL, Montpellier / Frankreich		50,00	-881	116
	Gemeinschaftliche Tätigkeiten
351	Rheinkraftwerk Iffezheim GmbH, Iffezheim	9	50,00	96.813	3.185
352	Rhonewerke AG, Ernen / Schweiz	5, 9	30,00	25.557	0
	Verbundene, aber nicht einbezogene Unternehmen (15)
353	BALANCE Management GmbH, Leipzig	5	100,00	25	-2
354	Biogas Produktion Altmark GmbH, Hohenberg-Krusemark	5	100,00	-4.435	-3.774
355	Biogas Trelder Berg 1 GmbH, Buchholz	3, 5	100,00	25
356	Biogas Trelder Berg 2 GmbH, Buchholz	3, 5	100,00	25
357	Biogas Trelder Berg 3 GmbH, Buchholz	3, 5	100,00	25
358	Biomethanproduktion Freyenstein GmbH, Hohenberg-Krusemark	5	100,00	-5	-82
359	Biosphärenwindpark Schwäbische Alb GmbH, Münsingen	5	100,00	25	-9
360	Cambert Énergie SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	569	-68
361	CarbonBW (Thailand) Ltd., Bangkok / Thailand	5	100,00	9.297	666
362	Centernach Énergie SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	-756	-110
363	Centrale Photovoltaïque Agroénergie SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	-6	-3
364	Centrale Photovoltaïque de Bionne SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	-11	-2
365	Centrale Photovoltaïque de Castelle SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	0	0
366	Centrale Photovoltaïque de la demi-lune SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	0	0
367	Centrale Photovoltaïque de la Forêt Baignollais SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	-6	-2
368	Centrale Photovoltaïque de la ZA de Gaudet SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	-8	-2
369	Centrale Photovoltaïque de Labastide SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	-5	-3
370	Centrale Photovoltaïque de Pavailler SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	-6	-5
371	Centrale Photovoltaïque de Saint Quentin la Tour SAS, Montpellier / Frankreich	5	100,00	-8	-3
372	Centrale Photovoltaïque de Sirius SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	-6	-3
373	Centrale Photovoltaique des Coteaux de la Braye SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	-7	-2
374	Centrale Photovoltaïque des Gravières SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	-40	-34
375	Centrale Photovoltaïque des Quatre Vents SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	-7	-4
376	Centrale Photovoltaïque du Perche Ornais SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	-6	-2
377	Centrale Photovoltaïque Pont du Casse SARL, Montpellier / Frankreich	11	100,00
378	Centrale Photovoltaïque Retour sur l'Isle SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	-2	-2
379	Centrale Solaire d'Aguessac SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	-4	-2
380	Centrale Solaire d'Algosud SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	0	0
381	Centrale Solaire de Biltagarbi SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	-228	-99
382	Centrale Solaire de Bors de Montmoreau SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	-17	-2
383	Centrale Solaire de Cap Delta SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	-1	-2
384	Centrale Solaire de Carré Sud SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	-7	-8
385	Centrale Solaire de Catreille SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	-1	-1
386	Centrale Solaire de Châteauperouse SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	-2	-1
387	Centrale Solaire de Colombiers SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	-121	-12
388	Centrale Solaire de Coste Cuyère SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	-20	-9
389	Centrale Solaire de Josse SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	-2	-1
390	Centrale Solaire de la Tastère SARL, Montpellier / Frankreich	11	100,00
391	Centrale Solaire de Lunel SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	-596	98
392	Centrale Solaire de Maine SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	-14	-2
393	Centrale Solaire de Marignac SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	-6	-2
394	Centrale Solaire de Massane SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	0	0
395	Centrale Solaire de Montegut SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	-13	-10
396	Centrale Solaire de Nohanent SARL, Montpellier / Frankreich	11	100,00
397	Centrale Solaire de Peregrine SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	-4	-2
398	Centrale Solaire de Roubian SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	-4	-4
399	Centrale Solaire de Saint Leger de Balson SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	-15	-2
400	Centrale Solaire de Severac SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	-16	-6
401	Centrale Solaire de Til Chatel SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	-6	-2
402	Centrale Solaire des Calottes SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	-1	-2
403	Centrale Solaire des Coëvrons SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	-7	-3
404	Centrale Solaire des Crouzilloux SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	-14	-2
405	Centrale Solaire des Moulins Lodevois SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	-1	-2
406	Centrale Solaire d'Exideuil SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	-17	-6
407	Centrale Solaire d'Odin SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	-9	-9
408	Centrale Solaire du Caussanel SARL, Montpellier / Frankreich	11	100,00
409	Centrale Solaire du Lido SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	-22	-2
410	Centrale Solaire du Tea Fleury-Merogis SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	-7	-7
411	Centrale Solaire EMA Solar SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	-26	-27
412	Centrale Solaire EuroPrimeur SARL, Montpellier / Frankreich	11	100,00
413	Centrale Solaire Gesim Beau Ciel SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	-2	-2
414	Centrale Solaire la Vidalle SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	-1	-2
415	Centrales Solaires de Iouanacera SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	-2	-1
416	Centrales Solaires de l'Isle sur la Sorgue SAS, Montpellier / Frankreich	5	100,00	-9	-9
417	Centrales Solaires de Quirinus SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	23	30
418	Centrales Solaires de Salles-la-Source SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	-2	-1
419	Centrales Solaires d'Hemera SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	0	-1
420	Centrales Solaires d'Hyperion SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	-6	-2
421	Centrales Solaires du Languedoc SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	111	107
422	Deves Énergie SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	-2.058	524
423	EnBW Albatros Management GmbH, Hamburg	5	100,00	26	1
424	EnBW Asia Pacific Ltd,.Taipeh / Taiwan	5	100,00	142	-325
425	EnBW Baltic 1 Verwaltungsgesellschaft mbH, Karlsruhe	5	100,00	25	1
426	EnBW Baltic 2 Management GmbH, Biberach an der Riß (vormals EnBW Omega 101. Verwaltungsgesellschaft mbH, Karlsruhe)	5	100,00	24	-1
427	EnBW Baltic Windpark Verwaltungsgesellschaft mbH, Stuttgart	5	100,00	34	1
428	EnBW Bürgerbeteiligung Wind 1 GmbH, Stuttgart (vormals EnBW Windpark Langenburg GmbH, Stuttgart)	3, 5	100,00	25
429	EnBW Danemark ApS, Balle / Dänemark	5	100,00	-3.314	-3
430	EnBW France SAS, Boulogne-Billancourt / Frankreich	11	100,00
431	EnBW Hohe See Management GmbH, Hamburg	5	100,00	27	1
432	EnBW North America Inc., Wilmington, Delaware / USA	5	100,00	6.157	-526
433	EnBW Solarpark Gottesgabe GmbH, Neutrebbin	5	100,00	25	-2
434	EnBW Wind Onshore Portfolio 2019 GmbH, Stuttgart	5	100,00	25	0
435	EnBW Wind Onshore Verwaltungsgesellschaft mbH, Stuttgart	5	100,00	25	0
436	EnBW Wind op Zee B.V., Amsterdam / Niederlande	5	100,00	-51	-25
437	EnBW Windpark Kleinliebringen GmbH, Stuttgart	5	100,00	23	-2
438	Ferme Éolienne de Donzère SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	516	-48
439	Ferme Éolienne de la Ferrière-de-Flée SARL, Montpellier / Frankreich	11	100,00
440	Ferme Éolienne de Saint Jean de Pourcharesse SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	-14	-2
441	Grünwerke Verwaltungs GmbH, Düsseldorf	5	100,00	39	3
442	Kemberg Windpark Management GmbH & Co. Betriebsgesellschaft KG, Düsseldorf	5	100,00	1.324	38
443	NatürlichEnergie EMH GmbH, Platten	5	100,00	692	-110
444	NatürlichSonne Trogen GmbH & Co. KG, Monzelfeld	5	100,00	311	27
445	NatürlichSonne Trogen Verwaltungs GmbH, Ettlingen	5	100,00	23	-1
446	Parc Éolien d'Amfreville-les-Champs SARL, Montpellier / Frankreich	11	100,00
447	Parc Éolien d'Argillières SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	-12	-9
448	Parc Éolien de Barbezières-Lupsault SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	-5	-3
449	Parc Éolien de Bornay 2 SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	-17	-17
450	Parc Éolien de Bornay SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	-18	-16
451	Parc Éolien de Boussais SARL, Montpellier / Frankreich	11	100,00
452	Parc Éolien de Breuillac SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	-10	-6
453	Parc Éolien de Broquièrs SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	-3	-3
454	Parc Éolien de Causses et Rivières SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	-6	-2
455	Parc Éolien de Champ Serpette SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	-5	-2
456	Parc Éolien de Champs Perdus 2 SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	-3	-3
457	Parc Éolien de Chan des Planasses SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	-3	-4
458	Parc Éolien de Combaynart SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	0	0
459	Parc Éolien de Keranflech SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	0	0
460	Parc Éolien de Kerimard SARL, Montpellier / Frankreich	11	100,00
461	Parc Éolien de la Bussière SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	-6	-4
462	Parc Éolien de la Cressionnière SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	0	0
463	Parc Éolien de la Fougère SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	-17	-15
464	Parc Éolien de la Haute Charmoie SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	-6	-2
465	Parc Éolien de la Pezille SARL, Montpellier / Frankreich	11	100,00
466	Parc Éolien de la Roche SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	0	0
467	Parc Éolien de la Vallée Berlure SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	-2	-3
468	Parc Éolien de la Vingeanne SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	-6	-2
469	Parc Éolien de le Quesnel SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	-6	-2
470	Parc Éolien de l'Epinette SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	-3	-4
471	Parc Éolien de Lupsault SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	0	0
472	Parc Éolien de Marendeuil SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	-25	-18
473	Parc Éolien de Monsures SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	-21	-14
474	Parc Éolien de Mouterre-Silly SARL, Montpellier / Frankreich	11	100,00
475	Parc Éolien de Nongée SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	-5	-2
476	Parc Éolien de Noroy SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	-6	-2
477	Parc Éolien de Picoud SARL, Montpellier / Frankreich	11	100,00
478	Parc Éolien de Pistole SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	-4	-2
479	Parc Éolien de Ravery SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	0	0
480	Parc Éolien de Revelles SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	-25	-2
481	Parc Éolien de Ribemont SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	-2	-3
482	Parc Éolien de Saint-Fraigne SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	0	0
483	Parc Éolien de Saint-Ygeaux SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	0	0
484	Parc Éolien de Sery-les-Mezières SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	0	0
485	Parc Éolien de Severac d'Aveyron SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	-3	-3
486	Parc Éolien de Thennes SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	-2	-3
487	Parc Éolien de Vellexon SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	-6	-2
488	Parc Éolien de Vervant et Lea SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	-8	-9
489	Parc Éolien de Warlus SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	-33	-16
490	Parc Éolien des Bouiges SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	-35	-5
491	Parc Éolien des Brandes de l'Ozon Sud SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	-11	-2
492	Parc Éolien des Bruyères SARL, Montpellier / Frankreich	11	100,00
493	Parc Éolien des Ecoulottes SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	-59	-13
494	Parc Éolien des Gaudines SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	-5	-2
495	Parc Éolien des Gours SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	0	0
496	Parc Éolien des Moussières SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	-6	-2
497	Parc Éolien des Navarros SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	-8	-6
498	Parc Éolien des Quatre Chemins SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	-6	-2
499	Parc Éolien des Rapailles SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	-7	-2
500	Parc Éolien des Renouillères SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	-5	-2
501	Parc Éolien des Rieux SARL, Montpellier / Frankreich	11	100,00
502	Parc Éolien des Saules SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	-5	-2
503	Parc Éolien des Terres de Caumont SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	-5	-2
504	Parc Éolien d'Hilvern SARL, Montpellier / Frankreich	11	100,00
505	Parc Éolien du Bel Essart SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	-12	-2
506	Parc Éolien du Bois de la Motte SARL, Montpellier / Frankreich	11	100,00
507	Parc Éolien du Bois du Piné SARL, Montpellier / Frankreich	11	100,00
508	Parc Éolien du Commandeur SARL, Montpellier / Frankreich	11	100,00
509	Parc Éolien du Fresnay SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	0	0
510	Parc Éolien du Frestoy SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	-2	-2
511	Parc Éolien du Houarn SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	-6	-2
512	Parc Éolien du Houssais SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	0	0
513	Parc Éolien du Mercorbon SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	-7	-2
514	Parc Éolien du Mont de l'Echelle SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	-5	-3
515	Parc Éolien du Puy Peret SARL, Montpellier / Frankreich	5	100,00	-37	-8
516	SP XIV GmbH & Co. KG, Cottbus	5	100,00	4	-2
517	SP XV GmbH & Co. KG, Cottbus	5	100,00	4	-2
518	Valeco Energía México S.A. de C.V., Mexiko-Stadt / Mexiko	5	100,00	0	0
519	Valeco Énergie Québec Inc., Montréal / Kanada	5	100,00	-886	-115
520	Valeco Engineering One Member Company Ltd., Ho Chi Minh City / Vietnam	11	100,00
521	Valeco Sea Pte. Ltd., Singapur / Singapur	5	100,00	-4	-4
522	Windpark Rot am See Infrastruktur GmbH, Stuttgart	5	100,00	28	0
523	ZEAG Erneuerbare Energien GmbH, Heilbronn	5	100,00	43	18
524	JATROSELECT-Paraguay Sociedad de Responsabilidad Limitada, Volendam / Paraguay	5	99,98	256	0
525	EE Bürgerenergie Bühlerzell GmbH & Co. KG, Bühlerzell	5	99,00	71	-6
526	EE Bürgerenergie Frankenhardt GmbH & Co. KG, Frankenhardt	5	99,00	78	-3
527	EE Bürgerenergie Hardheim GmbH & Co. KG, Hardheim	5	99,00	72	-10
528	EE Bürgerenergie Höpfingen GmbH & Co. KG, Höpfingen	5	99,00	75	-9
529	EE BürgerEnergie Krautheim GmbH & Co. KG, Krautheim	5	99,00	18	-12
530	EE BürgerEnergie Neudenau GmbH & Co. KG, Neudenau	5	99,00	72	-3
531	EE Bürgerenergie Sulzbach-Laufen GmbH & Co. KG, Sulzbach-Laufen	5	99,00	80	-3
532	Valeco Solar SARL, Montpellier / Frankreich	5	95,20	820	708
533	Holzkraft Plus GmbH, Düsseldorf	5	90,00	146	-5
534	Parc Éolien de Brebières SAS, Montpellier / Frankreich	5	87,86	-11	-2
535	EnPV GmbH, Karlsruhe	5	71,30	229	-97
536	JatroGreen S.A.R.L., Antananarivo / Madagaskar	5	70,00	108	-39
537	Powderis SARL, Montpellier / Frankreich	5	70,00	-581	-106
538	Centrale Solaire de la Durance SARL, Montpellier / Frankreich	5	65,00	-99	198
539	Hydro Léman SARL, Montpellier / Frankreich	5	57,00	-5	-2
540	Erneuerbare Energien Neckarwestheim GmbH & Co. KG, Neckarwestheim	5	52,80	700	28
541	Alb-Windkraft Verwaltungs GmbH, Geislingen an der Steige	5	51,00	58	33
542	Centrale Solaire de Saint Mamet SARL, Montpellier / Frankreich	5	51,00	-491	-150
543	Solarpark Leutkirch GmbH & Co. KG, Leutkirch im Allgäu	5	51,00	9.507	655
544	Solarpark Leutkirch Verwaltungsgesellschaft mbH, Leutkirch im Allgäu	5	51,00	26	1

		Fußnote	Kapitalanteil (1) (in %)	Eigenkapital (2) (in T€)	Ergebnis (2) (in T€)
	At equity bewertete Unternehmen
545	Valeco Ren SAS, Montpellier / Frankreich	9	51,00	-2.469	-761
546	EnBW Albatros GmbH & Co. KG, Hamburg	5, 9	50,11	149.758	100
547	Borusan EnBW Enerji yatırımları ve Üretim Anonim Şirketi, Istanbul / Türkei	5, 9	50,00	208.555	-12.323
548	Elektrizitätswerk Rheinau AG, Rheinau / Schweiz	5, 7	50,00	20.934	732
549	Bayerische-Schwäbische Wasserkraftwerke Beteiligungsgesellschaft mbH, Gundremmingen	5	37,80	57.581	3.128
550	KW Ackersand I AG, Stalden / Schweiz	5	25,00	1.859	0
	Beteiligungen (15)
551	Netzanschlussgesellschaft Windparks Ostercappeln / Bohmte mbH, Kirchdorf	5	66,66	25	11
552	biogasNRW GmbH i.L., Düsseldorf		50,00
553	Centrale Electrique Rhénane de Gambsheim SA, Gambsheim / Frankreich	5	50,00	9.648	0
554	Holding de la Montagne Noire SARL, Montpellier / Frankreich	5	50,00	-146	-138
555	Kraftwerk Aegina A.G., Obergoms / Schweiz	5, 7	50,00	12.167	0
556	Kraftwerk Reckingen AG, Reckingen	5	50,00	3.203	72
557	Parc Éolien des Quintefeuilles SAS, Montpellier / Frankreich	5	50,00	1	0
558	Parc Éolien Vallée de l'Escrebieux SAS, Montpellier / Frankreich	5	50,00	0	0
559	Rheinkraftwerk Säckingen AG, Bad Säckingen	5	50,00	7.804	300
560	SwissAlpin SolarTech AG i.L., Visp / Schweiz		50,00
561	Wasserkraftwerk Hausen GbR, Hausen im Wiesental	5, 14	50,00	487	-103
562	WKM Wasserkraftwerke Maulburg GmbH, Maulburg	5	50,00	485	13
563	KW Jungbach AG, St. Niklaus / Schweiz	5	49,00	3.897	303
564	Projektentwicklung Waldeck-Frankenberg GmbH & Co. KG, Korbach	5	49,00	393	-7
565	Projektentwicklung Waldeck-Frankenberg Verwaltungs GmbH, Korbach	5	49,00	25	0
566	Centrale Solaire de la Petite Vicomté SAS, Montpellier / Frankreich	5	44,00	-12	-12
567	Obere Donau Kraftwerke AG, München	5	40,00	3.180	0
568	Segalasses Énergie SARL, Toulouse / Frankreich	5	40,00	0	0
569	TWKW Trinkwasserkraftwerke Niedergesteln AG, Niedergesteln / Schweiz	5	40,00	1.681	144
570	Kraftwerk Ryburg-Schwörstadt AG, Rheinfelden / Schweiz	5, 7	38,00	34.608	1.584
571	Haiding One International Investment Co., Ltd., Taipeh / Taiwan	5	37,50	1.438	-362
572	Haiding Three International Investment Co., Ltd., Taipeh / Taiwan	5	37,50	1.438	-383
573	Haiding Two International Investment Co., Ltd., Taipeh / Taiwan	5	37,50	1.438	-363
574	Parc Éolien de Montelu SAS, Montpellier / Frankreich	5	34,00	0	0
575	Parc Éolien des Gassouillis SAS, Montpellier / Frankreich	5	34,00	0	0
576	GEIE Exploitation Minière de la Chaleur, Kutzenhausen / Frankreich	5, 14	33,33	0	-134
577	Windpark Prützke II GmbH & Co. KG, Düsseldorf	5	33,33	1.465	-35
578	KWT Kraftwerke Törbel-Moosalp AG, Törbel / Schweiz	5	30,00	893	42
579	Baltic Windpark Beteiligungen GmbH & Co. KG, Stuttgart	5	29,17	24.656	6.438
580	Kraftwerke Gougra AG, Sierre / Schweiz	5	27,50	51.650	1.367
581	EE Bürgerenergie Heilbronn GmbH & Co. KG, Heilbronn	5	26,00	1.000	86
582	Parc Éolien de Lavacquerié SAS, Montpellier / Frankreich	5	26,00	0	0
583	Windpark Lindtorf GmbH, Rheine	5	26,00	4.200	16
584	Alb-Windkraft GmbH & Co. KG, Geislingen an der Steige	5	25,50	582	447
585	ANOG Anergienetz Obergoms AG, Obergoms / Schweiz	5	24,50	193	11
586	KWOG Kraftwerke Obergoms AG, Obergoms / Schweiz	5	24,50	12.098	441
587	Éolienne de Murasson SARL, Montpellier / Frankreich	5	20,00	110	86
588	Erneuerbare Energien Zollern Alb GmbH i.L., Balingen		20,00
589	Ferme Éolienne de Muratel SAS, Montpellier / Frankreich	5	20,00	-325	384
590	Ferme Éolienne de Plo d'Amoures SAS, Montpellier / Frankreich	5	20,00	-300	-27
591	Ferme Éolienne de Thalis SAS, Montpellier / Frankreich	5	20,00	-96	-14
592	Kooperation Erneuerbare Energien im Landkreis Rottweil GmbH, Schramberg	5	20,00	86	-7
593	Mélagues Energie SAS, Montpellier / Frankreich	5	20,00	-186	-21
594	Montagnol Energie SAS, Montpellier / Frankreich	5	20,00	-2.144	-1.547
595	Parc Éolien de Chasseneuil SARL, Montpellier / Frankreich	5	20,00	-20	-13
596	Parc Éolien de Prinquies SARL, Montpellier / Frankreich	5	20,00	-42	-16
597	Parc Éolien du Vallon de Sancey SARL, Montpellier / Frankreich	5	20,00	-20	-10
598	Sepe de la Gare SAS, Montpellier / Frankreich	5	20,00	-183	142
599	Tauriac Energie SAS, Montpellier / Frankreich	5	20,00	-3.099	-2.105
600	Wasserkraftwerk Pfinztal GmbH & Co. KG, Pfinztal	5	20,00	234	-4
	Segment Erzeugung und Handel
	Vollkonsolidierte Unternehmen
601	AWISTA Logistik GmbH, Düsseldorf	3, 5	100,00	3.025
602	EnBW Biomasse GmbH, Karlsruhe		100,00	2.012	296
603	EnBW Etzel Speicher GmbH, Karlsruhe	3	100,00	825
604	EnBW Grundstücksverwaltung Rheinhafen GmbH, Karlsruhe		100,00	2.384	12
605	EnBW Kraftwerk Lippendorf Beteiligungsgesellschaft mbH, Stuttgart	3	100,00	297.640
606	EnBW Rückbauservice GmbH, Stuttgart	3	100,00	25
607	ENERGIEUNION GmbH, Schwerin	3	100,00	4.387
608	Gemeinschaftsheizkraftwerk Fortuna GmbH, Düsseldorf		100,00	25	3.997
609	Gesellschaft für nukleares Reststoffrecycling mbH, Neckarwestheim	3	100,00	117.377
610	HANDEN Sp. z o.o., Warschau / Republik Polen		100,00	58.060	2.443
611	Heizkraftwerk Stuttgart GmbH, Stuttgart		100,00	5.129	0
612	Kernkraftwerk Obrigheim GmbH, Obrigheim	3	100,00	51.130
613	MSE Mobile Schlammentwässerungs GmbH, Karlsbad-Ittersbach	3	100,00	1.171
614	TAE Thermische Abfallentsorgung Ansbach GmbH, Ansbach		100,00	58.802	2
615	TPLUS GmbH, Karlsruhe	3	100,00	18.162
616	TWS Kernkraft GmbH, Gemmrigheim	3	100,00	149.297
617	u-plus Umweltservice GmbH, Karlsruhe	3	100,00	99.979
618	VNG Austria GmbH, Gleisdorf / Österreich		100,00	5.418	-2.494
619	VNG Energie Czech s.r.o., Prag / Tschechien	6	100,00	937	-1.331
620	VNG Gasspeicher GmbH, Leipzig	3	100,00	21.311
621	VNG Handel & Vertrieb GmbH, Leipzig	3	100,00	37.840
622	VNG Italia S.r.l., Bologna / Italien		100,00	47.328	343
623	EnBW Kernkraft GmbH, Obrigheim	3	99,80	10.000
624	Südwestdeutsche Nuklear-Entsorgungsgesellschaft mbH, Stuttgart		86,49	10.251	2.827
625	SPIGAS S.r.l., La Spezia / Italien		80,00	37.050	585
626	Zentraldeponie Hubbelrath GmbH, Düsseldorf		76,00	26.012	140
627	VNG AG, Leipzig		74,21	867.664	163.410
628	AWISTA Gesellschaft für Abfallwirtschaft und Stadtreinigung mbH, Düsseldorf	5	51,00	53.596	23.069
629	KNG Kraftwerks- und Netzgesellschaft mbH, Rostock		50,40	530	8
	Gemeinschaftliche Tätigkeiten
630	Friedeburger Speicherbetriebsgesellschaft mbH "Crystal", Friedeburg	9	50,00	94.611	68
	Verbundene, aber nicht einbezogene Unternehmen (15)
631	P ² Plant & Pipeline Engineering GmbH, Essen	5	100,00	982	263
632	EnergieFinanz GmbH, Schwerin	5	100,00	989	37
633	EZG Operations GmbH, Wismar	5	100,00	276	113
634	Nahwärme Düsseldorf GmbH, Düsseldorf	5	66,00	2.741	346
	At equity bewertete Unternehmen
635	Erdgasspeicher Peissen GmbH, Halle (Saale)	5, 9	50,00	108.560	-656
636	Fernwärme Ulm GmbH, Ulm	5, 7, 9	50,00	36.049	4.306
637	Schluchseewerk Aktiengesellschaft, Laufenburg (Baden)	5	50,00	64.957	2.809
638	REMONDIS Rhein-Wupper GmbH & Co. KG, Düsseldorf	5	49,00	15.421	8.944
639	Grosskraftwerk Mannheim AG, Mannheim	5	32,00	127.435	6.647
	Beteiligungen (15)
640	EnergyIncore GmbH, Schwerin	11	50,00
641	Fernwärme Rhein-Neckar GmbH, Mannheim	5	50,00	5.724	1.739
642	KDM Kompostierungs- und Vermarktungsgesellschaft für Stadt Düsseldorf / Kreis Mettmann mbH, Ratingen	5	50,00	2.233	262
643	Kraftwerksbatterie Heilbronn GmbH, Stuttgart	5	50,00	4.881	-140
644	MIOGAS & LUCE S.r.l., Rozzano / Italien	5	50,00	11.948	1.987
645	Powerment GmbH & Co. KG, Ettlingen	5	50,00	6.056	3.868
646	RheinWerke GmbH, Düsseldorf	5	50,00	4.366	-371
647	MOWA Mobile Waschanlagen GmbH, Neunkirchen-Seelscheid	5	49,00	227	192
648	REMONDIS Rhein-Wupper Verwaltungs GmbH, Düsseldorf	5	49,00	39	0
649	HWM Holzwärme Müllheim GmbH, Müllheim	5	45,00	484	-44
650	Fernwärme Zürich AG, Zürich / Schweiz	5	40,00	4.431	2.219
651	Untergrundspeicher- und Geotechnologie-Systeme Gesellschaft mit beschränkter Haftung, Mittenwalde	5	40,00	7.549	-524
652	SPIGAS CLIENTI S.r.l., Mailand / Italien (vormals SPIGAS CLIENTI S.r.l., La Spezia / Italien)	5, 7	35,00	539	419
653	Nuovenergie S.p.A., Mailand / Italien	5	30,00	2.604	906
654	Beteiligungsgesellschaft der EVU an der Kerntechnischen Hilfsdienst GmbH - GbR, Karlsruhe	5, 14	21,59	0	0
655	CANARBINO S.p.A., Mailand / Italien (vormals CANARBINO S.p.A., Sarzana / Italien)	5, 7	20,00	55.351	8.647
	Segment Sonstiges
	Vollkonsolidierte Unternehmen
656	ED Immobilien GmbH & Co. KG, Rheinfelden	6	100,00	0	153
657	ED Immobilien Verwaltungsgesellschaft mbH, Rheinfelden	6	100,00	32	0
658	ED Kommunal GmbH, Rheinfelden	6	100,00	37.526	1.332
659	EnBW Betriebs- und Servicegesellschaft mbH, Karlsruhe	3	100,00	25
660	EnBW City GmbH & Co. KG, Obrigheim		100,00	8.885	8.394
661	EnBW Immobilienbeteiligungen GmbH, Karlsruhe		100,00	487.235	4.324
662	EnBW International Finance B.V., Amsterdam / Niederlande		100,00	1.164.210	32.496
663	EnBW Perspektiven GmbH, Karlsruhe	3	100,00	1.500
664	Facilma Grundbesitzmanagement und -service GmbH & Co. Besitz KG, Obrigheim		100,00	199.595	5.549
665	Neckarwerke Stuttgart GmbH, Stuttgart	3	100,00	1.880.237
666	NWS Finanzierung GmbH, Karlsruhe	3	100,00	1.237.605
667	symbiotic services GmbH, Karlsruhe	3	100,00	25
668	MURVA Grundstücks-Verwaltungsgesellschaft mbH & Co. KG, Grünwald	5	95,00	-8.797	745
669	EnBW VersicherungsVermittlung GmbH, Stuttgart		51,00	51	3.863
	Verbundene, aber nicht einbezogene Unternehmen (15)
670	EnBW Bürgerbeteiligung Solar 1 GmbH, Stuttgart (vormals EnBW Omega 106. Verwaltungsgesellschaft mbH, Stuttgart)	3, 5	100,00	25
671	EnBW New Ventures GmbH, Karlsruhe	3, 5	100,00	15.199
672	EnBW Omega 103. Verwaltungsgesellschaft mbH, Karlsruhe	3, 5	100,00	25
673	EnBW Omega 104. Verwaltungsgesellschaft mbH, Karlsruhe	3, 5	100,00	25
674	EnBW Omega 105. Verwaltungsgesellschaft mbH, Karlsruhe	3, 5	100,00	25
675	EnBW Omega 107. Verwaltungsgesellschaft mbH, Stuttgart	3, 5	100,00	25
676	EnBW Omega 108. Verwaltungsgesellschaft mbH, Stuttgart	3, 5	100,00	25
677	EnBW Omega 110. Verwaltungsgesellschaft mbH, Stuttgart	5	100,00	25	0
678	EnBW Omega 111. Verwaltungsgesellschaft mbH, Karlsruhe	11	100,00
679	EnBW Omega 112. Verwaltungsgesellschaft mbH, Karlsruhe	11	100,00
680	EnBW Omega 113. Verwaltungsgesellschaft mbH, Karlsruhe	11	100,00
681	EnBW Omega 114. Verwaltungsgesellschaft mbH, Karlsruhe	11	100,00
682	EnBW Omega 115. Verwaltungsgesellschaft mbH, Karlsruhe	11	100,00
683	EnBW Omega 116. Verwaltungsgesellschaft mbH, Karlsruhe	11	100,00
684	EnBW Omega 117. Verwaltungsgesellschaft mbH, Karlsruhe	11	100,00
685	EnBW Omega 118. Verwaltungsgesellschaft mbH, Karlsruhe	11	100,00
686	EnBW Omega 119. Verwaltungsgesellschaft mbH, Karlsruhe	11	100,00
687	EnBW Omega 120. Verwaltungsgesellschaft mbH, Karlsruhe	11	100,00
688	EnBW Omega Achtundachtzigste Verwaltungsgesellschaft mbH, Karlsruhe	3, 5	100,00	25
689	EnBW Omega Achtundsiebzigste Verwaltungsgesellschaft mbH, Karlsruhe	5	100,00	24	0
690	EnBW Omega Achtzigste GmbH, Mühlacker (vormals EnBW Omega Achtzigste Verwaltungsgesellschaft mbH, Karlsruhe)	5	100,00	24	0
691	EnBW Omega Dreiundneunzigste Verwaltungsgesellschaft mbH, Karlsruhe	3, 5	100,00	25
692	EnBW Omega Dreiundsiebzigste Verwaltungsgesellschaft mbH, Karlsruhe	5	100,00	24	0
693	EnBW Omega Fünfundfünfzigste Verwaltungsgesellschaft mbH, Stuttgart	3, 5	100,00	25
694	EnBW Omega Fünfundneunzigste Verwaltungsgesellschaft mbH, Karlsruhe	3, 5	100,00	25
695	EnBW Omega Hundertste Verwaltungsgesellschaft mbH, Stuttgart	5	100,00	25	0
696	EnBW Omega Neunundachtzigste Verwaltungsgesellschaft mbH, Karlsruhe	3, 5	100,00	25
697	EnBW Omega Sechsundachtzigste Verwaltungsgesellschaft mbH, Karlsruhe	3, 5	100,00	25
698	EnBW Omega Siebenundneunzigste Verwaltungsgesellschaft mbH, Stuttgart	3, 5	100,00	25
699	EnBW Omega Vierundneunzigste Verwaltungsgesellschaft mbH, Karlsruhe	3, 5	100,00	25
700	EnBW Omega Zweiundneunzigste Verwaltungsgesellschaft mbH, Karlsruhe	5	100,00	25	0
701	EnBW Real Estate GmbH, Obrigheim	5	100,00	107	9
702	EnBW Senergi Immobilien GmbH, Karlsruhe	5	100,00	74	0
703	Interconnector GmbH, Karlsruhe	3, 5	100,00	25
704	KMS Verwaltungsgesellschaft mbH, Stuttgart	5	100,00	44	-1
705	MGMTree GmbH, Leipzig	5	100,00	107	20
706	Rheintal PE GmbH & Co. KG, Bad Homburg v. d. Höhe	5	100,00	19.278	-466
707	SSG Verwaltungsgesellschaft mbH i.L., Kornwestheim		100,00
708	VNG Innovation Consult GmbH, Leipzig	5	100,00	24	-1
709	VNG Innovation GmbH, Leipzig	3, 5	100,00	2.304
	Beteiligungen (15)
710	UnigestionFLEX SCS SICAV RAIF, Luxemburg / Luxemburg	5	100,00	262.701	-82
711	WP Global Germany Private Equity L.P., Wilmington, Delaware / USA	5, 14	100,00	185.730	42.400
712	Sirius EcoTech Fonds Düsseldorf GmbH & Co. KG, Düsseldorf	5	78,15	5.670	-385
713	regiodata GmbH, Lörrach	5	35,00	980	416
714	MVV Energie AG, Mannheim	5, 7, 12	28,76	1.121.574	113.985
715	EFR Europäische Funk-Rundsteuerung GmbH, München	5	25,10	3.609	2.860
716	GasLINE Telekommunikationsnetz-Geschäftsführungsgesellschaft deutscher Gasversorgungsunternehmen mbH, Straelen	5	23,39	69	2

(1) Anteile des jeweiligen Mutterunternehmens berechnet nach § 313 Abs. 2 HGB (Stand 31.12.2019)

(2) Bei Einzelgesellschaften entstammen die Angaben den nach landesspezifischen Vorschriften aufgestellten Abschlüssen und zeigen nicht den Beitrag der Gesellschaften zum Konzernabschluss.

(3) Ergebnisabführungs- beziehungsweise Beherrschungsvertrag beziehungsweise Verlustübernahmeerklärung.

(4) Ergebnisabführungsvertrag zu Dritten.

(5) Vorjahreswerte.

(6) Vorläufige Werte.

(7) Abweichendes Geschäftsjahr.

(8) Beherrschung aufgrund vertraglicher Regelung.

(9) Gemeinschaftliche Führung nach IFRS 11.

(10) Vor Berücksichtigung eigener Aktien der Gesellschaft.

(11) Neugründung, Jahresabschluss noch nicht verfügbar.

(12) Es besteht kein maßgeblicher Einfluss.

(13) Weitere Anteile aufgrund vertraglicher Beherrschung zugerechnet.

(14) Unternehmen, deren unbeschränkt haftender Gesellschafter ein in den Konzernabschluss einbezogenes Unternehmen ist.

(15) Beinhaltet verbundene, nicht einbezogene Unternehmen sowie sonstige Beteiligungen, die aufgrund untergeordneter Bedeutung nicht vollkonsolidiert beziehungsweise nicht at equity bewertet wurden. Sie wurden stattdessen zu Anschaffungskosten bewertet.

(38) Angaben zu Konzessionen

Zwischen den einzelnen Gesellschaften des EnBW-Konzerns und den Gemeinden bestehen Konzessionsverträge im Strom-, Gas-, Fernwärme- und Wasserbereich. Die Laufzeit der Konzessionsverträge beträgt in der Regel 20 Jahre. Es bestehen gesetzlich geregelte Pflichten zum Anschluss an die Versorgungsnetze. Durch den Abschluss eines Konzessionsvertrags besteht für den EnBW-Konzern die Verpflichtung zur Herstellung und Unterhaltung der zur allgemeinen Versorgung benötigten Anlagen. Des Weiteren besteht die Pflicht, eine Konzessionsabgabe an die Gemeinden zu zahlen. Nach Ablauf eines Konzessionsvertrags sind, sofern der Konzessionsvertrag nicht verlängert wird, die Versorgungsanlagen gegen eine angemessene Vergütung an die Gemeinde oder den nachfolgenden Netzbetreiber zurück- beziehungsweise abzugeben.

(39) Wesentliche Ereignisse nach dem Bilanzstichtag

Die EnBW Albatros GmbH & Co. KG wird ab dem 1. Januar 2020 im EnBW-Konzernabschluss vollkonsolidiert. Für Einzelheiten verweisen wir auf die Ausführungen unter der Anhangangabe "Vollkonsolidierung ohne Veränderung von Anteilen durch Erlangung der Beherrschung 2019".

Karlsruhe, 4. März 2020

EnBW Energie Baden-Württemberg AG

Dr. Mastiaux

Kusterer

Rückert-Hennen

Dr. Zimmer

Bestätigungsvermerk

Vermerk über die Prüfung des Konzernabschlusses und des Konzernlageberichts

Prüfungsurteile

Wir haben den Konzernabschluss der EnBW Energie Baden-Württemberg AG, Karlsruhe und ihrer Tochtergesellschaften (der Konzern) - bestehend aus der Gewinn- und Verlustrechnung und der Gesamtergebnisrechnung für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis zum 31. Dezember 2019, der Bilanz zum 31. Dezember 2019, der Kapitalflussrechnung und der Eigenkapitalveränderungsrechnung für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis zum 31. Dezember 2019 sowie dem Anhang, einschließlich einer Zusammenfassung bedeutsamer Rechnungslegungsmethoden - geprüft. Darüber hinaus haben wir den Konzernlagebericht der EnBW Energie Baden-Württemberg AG, der mit dem Lagebericht der EnBW Energie Baden-Württemberg AG zusammengefasst wurde, für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis zum 31. Dezember 2019 geprüft. Die in der Anlage zum Bestätigungsvermerk genannten Bestandteile des Konzernlageberichts sowie die dort bezeichneten Informationen des Unternehmens außerhalb des Geschäftsberichts, auf die im Konzernlagebericht verwiesen wird, haben wir nicht in die inhaltliche Prüfung einbezogen.

Nach unserer Beurteilung aufgrund der bei der Prüfung gewonnenen Erkenntnisse

- entspricht der beigefügte Konzernabschluss in allen wesentlichen Belangen den IFRS, wie sie in der EU anzuwenden sind, und den ergänzend nach § 315 e Abs. 1 HGB anzuwendenden deutschen gesetzlichen Vorschriften und vermittelt unter Beachtung dieser Vorschriften ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild der Vermögens- und Finanzlage des Konzerns zum 31. Dezember 2019 sowie seiner Ertragslage für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis zum 31. Dezember 2019 und

- vermittelt der beigefügte Konzernlagebericht insgesamt ein zutreffendes Bild von der Lage des Konzerns. In allen wesentlichen Belangen steht dieser Konzernlagebericht in Einklang mit dem Konzernabschluss, entspricht den deutschen gesetzlichen Vorschriften und stellt die Chancen und Risiken der zukünftigen Entwicklung zutreffend dar. Unser Prüfungsurteil zum Konzernlagebericht erstreckt sich nicht auf die in der Anlage zum Bestätigungsvermerk genannten, nicht in die inhaltliche Prüfung einbezogenen Bestandteile des Konzernlageberichts.

Gemäß § 322 Abs. 3 Satz 1 HGB erklären wir, dass unsere Prüfung zu keinen Einwendungen gegen die Ordnungsmäßigkeit des Konzernabschlusses und des Konzernlageberichts geführt hat.

Grundlage für die Prüfungsurteile

Wir haben unsere Prüfung des Konzernabschlusses und des Konzernlageberichts in Übereinstimmung mit § 317 HGB und der EU-Abschlussprüferverordnung (Nr. 537/2014; im Folgenden "EU-APrVO") unter Beachtung der vom Institut der Wirtschaftsprüfer (IDW) festgestellten deutschen Grundsätze ordnungsmäßiger Abschlussprüfung durchgeführt. Unsere Verantwortung nach diesen Vorschriften und Grundsätzen ist im Abschnitt "Verantwortung des Abschlussprüfers für die Prüfung des Konzernabschlusses und des Konzernlageberichts" unseres Bestätigungsvermerks weitergehend beschrieben. Wir sind von den Konzernunternehmen unabhängig in Übereinstimmung mit den europarechtlichen sowie den deutschen handelsrechtlichen und berufsrechtlichen Vorschriften und haben unsere sonstigen deutschen Berufspflichten in Übereinstimmung mit diesen Anforderungen erfüllt. Darüber hinaus erklären wir gemäß Artikel 10 Abs. 2 Buchst. f) EU-APrVO, dass wir keine verbotenen Nichtprüfungsleistungen nach Artikel 5 Abs. 1 EU-APrVO erbracht haben. Wir sind der Auffassung, dass die von uns erlangten Prüfungsnachweise ausreichend und geeignet sind, um als Grundlage für unsere Prüfungsurteile zum Konzernabschluss und zum Konzernlagebericht zu dienen.

Besonders wichtige Prüfungssachverhalte in der Prüfung des Konzernabschlusses

Besonders wichtige Prüfungssachverhalte sind solche Sachverhalte, die nach unserem pflichtgemäßen Ermessen am bedeutsamsten in unserer Prüfung des Konzernabschlusses für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis zum 31. Dezember 2019 waren. 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 diesen Sachverhalten ab.

Nachfolgend beschreiben wir die aus unserer Sicht besonders wichtigen Prüfungssachverhalte:

1. Bewertung der zahlungsmittelgenerierenden Einheit EnBW Erzeugungspark

Gründe für die Bestimmung als besonders wichtiger Prüfungssachverhalt

Die Bewertung der zahlungsmittelgenerierenden Einheit EnBW Erzeugungspark haben wir als einen besonders wichtigen Prüfungssachverhalt eingestuft, da die Ermittlung des erzielbaren Betrags in hohem Maße abhängig von der Einschätzung der zukünftigen Zahlungsströme ist und insbesondere in Bezug auf die Anpassung der Prämissen der kurz-, mittel- und langfristigen Planungsrechnung aus unserer Sicht ein erhöhtes Risiko einer fehlerhaften Bilanzierung besteht. Zu den ermessensabhängigen Annahmen zählen dabei insbesondere die ausgehend von Preisannahmen für Brennstoffe, CO ₂-Zertifikate und Strom prognostizierten Zahlungsströme, die verwendeten Diskontierungszinssätze und die Bestimmung der Restlaufzeiten für die Kohlekraftwerke, die insbesondere durch die Empfehlungen der Kommission "Wachstum, Strukturwandel und Beschäftigung" (Kohlekommission), den Regierungsentwurf zur Reduzierung und zur Beendigung der Kohleverstromung (Kohleausstiegsgesetz) sowie die aktuellen energiepolitischen Rahmenbedingungen beeinflusst sind. Die Einschätzungen der gesetzlichen Vertreter in Bezug auf den Ausstiegspfad für Kohlekraftwerke haben einen wesentlichen Einfluss auf die Bewertung.

Prüferisches Vorgehen

Im Rahmen unserer Prüfung haben wir den Bewertungsprozess, das Bewertungsmodell mit den entsprechenden Parametern sowie die Bilanzierungsvorgaben zur Ermittlung des erzielbaren Betrags der zahlungsmittelgenerierenden Einheit EnBW Erzeugungspark analysiert.

Die kurz- und mittelfristigen Preisannahmen werden aus liquiden Märkten, kontrahierten Termingeschäften und aktuellen Marktdaten abgeleitet. Wir haben diese Preisprognosen auf Basis des vom Vorstand erstellten und vom Aufsichtsrat genehmigten Budgets sowie der vom Vorstand erstellten und vom Aufsichtsrat zur Kenntnis genommenen Mittelfristplanung beurteilt. Zudem haben wir die abgeleiteten Preisannahmen anhand eigener Bewertungsanalysen mit Marktdaten plausibilisiert.

Die Ableitung der langfristigen Preisannahmen berücksichtigt unterschiedliche Szenarien, wobei die Erreichung bestimmter Klimaschutzziele und die Entwicklung der Gas-, Kohle-, Öl- und CO ₂-Zertifikate-Preise wesentliche Einflussparameter sind. Die Annahmen haben einen wesentlichen Einfluss auf die relative Vorteilhaftigkeit einzelner Erzeugungskapazitäten in den verschiedenen Szenarien. Zur Modellierung der Strompreisannahmen wird ein ökonomisches Marktmodell verwendet. Wir haben die wesentlichen Annahmen, die Szenarien und deren Gewichtung mit den Planungsverantwortlichen erörtert und anhand von externen Markteinschätzungen und einem Vergleich zu früheren Geschäftsjahren analysiert und Änderungen nachvollzogen. Zur Beurteilung des Marktmodells und der Preisannahmen haben wir auch eigene Energiemarktspezialisten eingebunden. Weitere Einflussfaktoren sind die geplanten Kosten für die Erzeugungsanlagen, die wir im Rahmen der Prüfung unter anderem durch Befragungen der Planungsverantwortlichen und einen Vergleich mit den Revisionsplänen beurteilt haben.

Ein besonderer Prüfungsschwerpunkt lag auf der Beurteilung der bei der Bewertung der Kohlekraftwerke berücksichtigten Auswirkungen aus den Empfehlungen der Kommission "Wachstum, Strukturwandel und Beschäftigung" (Kohlekommission) und den Regierungsentwurf zur Reduzierung und zur Beendigung der Kohleverstromung (Kohleausstiegsgesetz). Zur Beurteilung der Restlaufzeiten für Kohlekraftwerke haben wir die Vorgehensweise und Interpretation der gesetzlichen Vertreter zum Ausstiegspfad unter Berücksichtigung der aktuellen energiepolitischen Rahmenbedingungen und von öffentlich verfügbaren Informationen wie z. B. der Kraftwerksliste der Bundesnetzagentur nachvollzogen. Zudem haben wir den Einfluss der Restlaufzeiten auf die Bewertung beurteilt.

Die Herleitung der sonstigen wesentlichen Bewertungsannahmen, wie z. B. des Diskontierungszinssatzes und der Marktrisikoprämie, wurde mit Unterstützung von eigenen Bewertungsspezialisten auf Basis einer Analyse von Marktindikatoren untersucht. Ferner haben wir die rechnerische Richtigkeit der Bewertungsmodelle nachvollzogen.

Aus unseren Prüfungshandlungen haben sich hinsichtlich der Bewertung der zahlungsmittelgenerierenden Einheit EnBW Erzeugungspark keine Einwendungen ergeben.

Verweis auf zugehörige Angaben

Zu den im Rahmen der Bewertung der zahlungsmittelgenerierenden Einheit EnBW Erzeugungspark angewandten Bilanzierungs- und Bewertungsgrundlagen verweisen wir auf die Angaben im Anhang zum Konzernabschluss im Abschnitt "Wesentliche Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden, Sachanlagen" und im Abschnitt "Ermessensentscheidungen und Schätzungen bei der Anwendung der Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden, Sachanlagen", der die wesentlichen bei der Bewertung von Erzeugungsanlagen relevanten Ermessensentscheidungen darstellt.

2. Vollkonsolidierung der EnBW Hohe See GmbH & Co. KG

Gründe für die Bestimmung als besonders wichtiger Prüfungssachverhalt

Die Vollkonsolidierung der EnBW Hohe See GmbH & Co. KG im Segment Erneuerbare Energien war ein weiterer besonders wichtiger Prüfungssachverhalt, da die Vollkonsolidierung ohne Veränderung von Anteilen erfolgt ist und die Bilanzierung und Bewertung der Beteiligung sowie die Identifikation und Bewertung der einzubeziehenden Vermögenswerte und Schulden komplex sind und auf ermessensbehafteten Annahmen der gesetzlichen Vertreter beruhen, womit aus unserer Sicht ein erhöhtes Risiko einer fehlerhaften Bilanzierung verbunden ist. Im Rahmen der Vollkonsolidierung und damit Änderung der Einbeziehungsmethode für die Anteile war auch der beizulegende Zeitwert der bisher nach der Equity-Methode bewerteten Beteiligung zu bestimmen. Die wesentlichen Annahmen betreffen unter anderem die erwarteten künftigen Zahlungsüberschüsse und die verwendeten Kapitalisierungszinsen. Ferner besteht das Risiko für den Abschluss, dass der aus dem Abgang der nach der Equity-Methode bewerteten Anteile realisierte Ertrag fehlerhaft bewertet ist.

Prüferisches Vorgehen

Im Rahmen unserer Prüfungshandlungen haben wir die der Bilanzierung und Bewertung zugrundeliegenden wesentlichen Annahmen sowie die Identifikations- und Bewertungsverfahren beurteilt. Wir haben uns anhand einer Vertragsanalyse und mittels Befragungen ein Verständnis der Vollkonsolidierung der Anteile im Rahmen der Änderung der Einbeziehungsmethode verschafft. Mit Unterstützung durch eigene Bewertungsspezialisten haben wir den Prozess der Identifikation der in Betrieb genommenen Vermögenswerte und damit verbundenen Schulden vor dem Hintergrund unserer Kenntnisse hinsichtlich des errichteten Offshore-Windparks auf Übereinstimmung mit den Anforderungen nach IFRS 3 gewürdigt.

Die durchgeführten Bewertungsverfahren haben wir bezogen auf die Bewertungsmethodik, die rechnerisch richtige Umsetzung in den Bewertungsmodellen sowie die verwendeten Bewertungsannahmen und Bewertungsparameter beurteilt. Die den erwarteten künftigen Zahlungsüberschüssen zugrunde liegenden Prämissen haben wir anhand von externen Markteinschätzungen beurteilt. Die den Kapitalkosten zugrunde liegenden Annahmen und Parameter, insbesondere den risikofreien Zinssatz, die Marktrisikoprämie, den Betafaktor, den Fremdkapitalzinssatz sowie den Verschuldungsgrad, haben wir mit eigenen Annahmen und öffentlich verfügbaren Daten verglichen. Die Bewertung des Abgangs der nach der Equity-Methode bewerteten Anteile sowie des damit verbundenen Ertrags haben wir hinsichtlich des verwendeten Bewertungsmodells beurteilt. Zudem haben wir gewürdigt, ob die Anhangangaben zur Vollkonsolidierung des Windparks vollständig sind.

Aus unseren Prüfungshandlungen haben sich hinsichtlich der Vollkonsolidierung der EnBW Hohe See GmbH & Co. KG keine Einwendungen ergeben.

Verweis auf zugehörige Angaben

Zu den im Rahmen der Vollkonsolidierung der EnBW Hohe See GmbH & Co. KG angewandten Bilanzierungs- und Bewertungsgrundlagen verweisen wir auf die Angaben im Anhang zum Konzernabschluss in Abschnitt "Änderungen des Konsolidierungskreises".

3. Erstmalige Vollkonsolidierung der Valeco SAS

Gründe für die Bestimmung als besonders wichtiger Prüfungssachverhalt

Die erstmalige Vollkonsolidierung der Valeco SAS im Segment Erneuerbare Energien sehen wir als einen besonders wichtigen Prüfungssachverhalt, da die Identifikation und Bewertung der erworbenen Vermögenswerte und übernommenen Schulden komplex sind und auf ermessensbehafteten Annahmen der gesetzlichen Vertreter beruhen. Damit ist aus unserer Sicht ein erhöhtes Risiko einer fehlerhaften Bilanzierung verbunden. Die wesentlichen Annahmen betreffen unter anderem die erwarteten künftigen Zahlungsüberschüsse und die Kapitalkosten.

Prüferisches Vorgehen

Unter Einbeziehung eigener Bewertungsspezialisten haben wir die wesentlichen Annahmen, die Abgrenzung des Konsolidierungskreises sowie die Identifikations- und Bewertungsverfahren beurteilt. Dafür haben wir uns mit dem von der EnBW als neutraler Gutachter hinzugezogenen Sachverständigen durch Befragungen ein Verständnis der erstmals zu konsolidierenden Tochterunternehmen verschafft. Wir haben die Kompetenz, die Fähigkeit und die Objektivität der Sachverständigen beurteilt, ein Verständnis von den Tätigkeiten gewonnen und die Eignung der Ergebnisse als Prüfungsnachweise für die relevanten Aussagen beurteilt. Zudem haben wir auch die den Sachverständigen zur Verfügung gestellten Daten auf Vollständigkeit untersucht.

Mit Unterstützung durch eigene Bewertungsspezialisten haben wir den Prozess der Identifikation der erworbenen Vermögenswerte und übernommenen Schulden auf Übereinstimmung mit den Anforderungen nach IFRS 3 gewürdigt. Die angewandten Bewertungsverfahren haben wir bezogen auf die Bewertungsmethodik, die rechnerisch richtige Umsetzung in den Bewertungsmodellen sowie die verwendeten Bewertungsannahmen und Bewertungsparameter beurteilt. Die den erwarteten künftigen Zahlungsüberschüssen des erworbenen Wind- und Solarprojektierers sowie Anlagenbetreibers zugrunde liegenden Prämissen haben wir anhand von externen Markteinschätzungen beurteilt. Die den Kapitalkosten zugrunde liegenden Annahmen und Parameter, insbesondere den risikofreien Zinssatz, die Marktrisikoprämie, den Betafaktor, den Fremdkapitalzinssatz sowie den Verschuldungsgrad, haben wir mit eigenen Annahmen und öffentlich verfügbaren Daten verglichen.

Aus unseren Prüfungshandlungen haben sich hinsichtlich der erstmaligen Vollkonsolidierung der Valeco SAS keine Einwendungen ergeben.

Verweis auf zugehörige Angaben

Zu den im Rahmen der erstmaligen Vollkonsolidierung der Valeco SAS angewandten Bilanzierungs- und Bewertungsgrundlagen verweisen wir auf die Angaben im Anhang zum Konzernabschluss im Abschnitt "Änderungen des Konsolidierungskreises".

4. Bewertung der Rückstellungen im Kernenergiebereich

Gründe für die Bestimmung als besonders wichtiger Prüfungssachverhalt

Die Bewertung der Rückstellungen im Kernenergiebereich haben wir als einen besonders wichtigen Prüfungssachverhalt eingestuft, da der Ansatz und die Folgebewertung in einem hohen Ausmaß auf Einschätzungen und Annahmen der gesetzlichen Vertreter beruhen. Damit ist aus unserer Sicht ein erhöhtes Risiko einer fehlerhaften Bilanzierung verbunden. Zu den ermessensabhängigen Annahmen zählen dabei insbesondere die Stilllegungs- und Entsorgungskosten, die einschließlich Kostensteigerungsraten im Wesentlichen aus branchenspezifischen Aufstellungen von externen Sachverständigen abgeleitet werden. Zudem hat die Bestimmung der laufzeitspezifischen Diskontierungszinssätze einen zugrunde liegenden wesentlichen Einfluss auf die Bewertung.

Prüferisches Vorgehen

Im Rahmen unserer Prüfungshandlungen haben wir den implementierten Prozess sowie die Bilanzierungs- und Bewertungsvorgaben zur Bewertung der Rückstellungen im Kernenergiebereich analysiert und uns ein Verständnis über die von den gesetzlichen Vertretern eingerichteten Prozesse verschafft.

Dabei haben wir auch die der Bewertung zugrunde liegenden wesentlichen Annahmen sowie die Bewertungsverfahren beurteilt. Zudem haben wir die rechnerische Richtigkeit des Modells nachvollzogen.

Wir haben uns mit den bei der Bewertung zugrunde gelegten externen Gutachten auseinandergesetzt, aus denen wesentliche Annahmen abgeleitet werden. Dabei haben wir auch die Fachkompetenz und Objektivität der unabhängigen externen Sachverständigen für die Kostenschätzung beurteilt. Die im Bewertungsmodell angesetzten spezifischen Kosten für ausgewählte Stilllegungs- und Entsorgungstätigkeiten haben wir mit den Kostenschätzungen der externen Sachverständigen verglichen. Die rechnerische Richtigkeit des Bewertungsmodells haben wir nachvollzogen und die berücksichtigten Kostensteigerungen anhand der externen Gutachten und der Erfahrungen der Gesellschaft in vorherigen Geschäftsjahren beurteilt. Ferner haben wir die Ableitung der laufzeitadäquaten Zinssätze anhand von Marktdaten nachvollzogen.

Aus unseren Prüfungshandlungen haben sich hinsichtlich der Bewertung der Rückstellungen im Kernenergiebereich keine Einwendungen ergeben.

Verweis auf zugehörige Angaben

Zu den im Rahmen der Bewertung von Rückstellungen im Kernenergiebereich angewandten Bilanzierungs- und Bewertungsgrundlagen verweisen wir auf die Angaben im Anhang zum Konzernabschluss im Abschnitt "Wesentliche Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden, Rückstellungen im Kernenergiebereich". Die Angaben zur Entwicklung der Rückstellungen, zu wesentlichen Bewertungsannahmen und Bewertungsparametern sowie deren Sensitivitäten finden sich in den Abschnitten "Ermessensentscheidungen und Schätzungen bei der Anwendung der Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden" sowie (20) "Rückstellungen".

Sonstige Informationen

Der Aufsichtsrat ist für den Bericht des Aufsichtsrats verantwortlich. Im Übrigen sind die gesetzlichen Vertreter für die sonstigen Informationen verantwortlich. Die sonstigen Informationen umfassen die in der Anlage genannten Bestandteile des Geschäftsberichts.

Unsere Prüfungsurteile zum Konzernabschluss und Konzernlagebericht erstrecken sich nicht auf die sonstigen Informationen, und dementsprechend geben wir weder ein Prüfungsurteil noch irgendeine andere Form von Prüfungsschlussfolgerung hierzu ab.

Im Zusammenhang mit unserer Prüfung haben wir die Verantwortung, die sonstigen Informationen zu lesen und dabei zu würdigen, ob die sonstigen Informationen

- wesentliche Unstimmigkeiten zum Konzernabschluss, Konzernlagebericht oder unseren bei der Prüfung erlangten Kenntnissen aufweisen oder

- anderweitig wesentlich falsch dargestellt erscheinen.

Verantwortung der gesetzlichen Vertreter und des Aufsichtsrats für den Konzernabschluss und den Konzernlagebericht

Die gesetzlichen Vertreter sind verantwortlich für die Aufstellung des Konzernabschlusses, der den IFRS, wie sie in der EU anzuwenden sind, und den ergänzend nach § 315 e Abs. 1 HGB anzuwendenden deutschen gesetzlichen Vorschriften in allen wesentlichen Belangen entspricht, und dafür, dass der Konzernabschluss unter Beachtung dieser Vorschriften ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage des Konzerns vermittelt. Ferner sind die gesetzlichen Vertreter verantwortlich für die internen Kontrollen, die sie als notwendig bestimmt haben, um die Aufstellung eines Konzernabschlusses zu ermöglichen, der frei von wesentlichen - beabsichtigten oder unbeabsichtigten - falschen Darstellungen ist.

Bei der Aufstellung des Konzernabschlusses sind die gesetzlichen Vertreter dafür verantwortlich, die Fähigkeit des Konzerns zur Fortführung der Unternehmenstätigkeit zu beurteilen. Des Weiteren haben sie die Verantwortung, Sachverhalte in Zusammenhang mit der Fortführung der Unternehmenstätigkeit, sofern einschlägig, anzugeben. Darüber hinaus sind sie dafür verantwortlich, auf der Grundlage des Rechnungslegungsgrundsatzes der Fortführung der Unternehmenstätigkeit zu bilanzieren, es sei denn, es besteht die Absicht den Konzern zu liquidieren oder der Einstellung des Geschäftsbetriebs oder es besteht keine realistische Alternative dazu.

Außerdem sind die gesetzlichen Vertreter verantwortlich für die Aufstellung des Konzernlageberichts, der insgesamt ein zutreffendes Bild von der Lage des Konzerns vermittelt sowie in allen wesentlichen Belangen mit dem Konzernabschluss in Einklang steht, den deutschen gesetzlichen Vorschriften entspricht und die Chancen und Risiken der zukünftigen Entwicklung zutreffend darstellt. Ferner sind die gesetzlichen Vertreter verantwortlich für die Vorkehrungen und Maßnahmen (Systeme), die sie als notwendig erachtet haben, um die Aufstellung eines Konzernlageberichts in Übereinstimmung mit den anzuwendenden deutschen gesetzlichen Vorschriften zu ermöglichen, und um ausreichende geeignete Nachweise für die Aussagen im Konzernlagebericht erbringen zu können.

Der Aufsichtsrat ist verantwortlich für die Überwachung des Rechnungslegungsprozesses des Konzerns zur Aufstellung des Konzernabschlusses und des Konzernlageberichts.

Verantwortung des Abschlussprüfers für die Prüfung des Konzernabschlusses und des Konzernlageberichts

Unsere Zielsetzung ist, hinreichende Sicherheit darüber zu erlangen, ob der Konzernabschluss als Ganzes frei von wesentlichen - beabsichtigten oder unbeabsichtigten - falschen Darstellungen ist, und ob der Konzernlagebericht insgesamt ein zutreffendes Bild von der Lage des Konzerns vermittelt sowie in allen wesentlichen Belangen mit dem Konzernabschluss sowie mit den bei der Prüfung gewonnenen Erkenntnissen in Einklang steht, den deutschen gesetzlichen Vorschriften entspricht und die Chancen und Risiken der zukünftigen Entwicklung zutreffend darstellt, sowie einen Bestätigungsvermerk zu erteilen, der unsere Prüfungsurteile zum Konzernabschluss und zum Konzernlagebericht beinhaltet.

Hinreichende Sicherheit ist ein hohes Maß an Sicherheit, aber keine Garantie dafür, dass eine in Übereinstimmung mit § 317 HGB und der EU-APrVO unter Beachtung der vom Institut der Wirtschaftsprüfer (IDW) festgestellten deutschen Grundsätze ordnungsmäßiger Abschlussprüfung durchgeführte Prüfung eine wesentliche falsche Darstellung stets aufdeckt. Falsche Darstellungen können aus Verstößen oder Unrichtigkeiten resultieren und werden als wesentlich angesehen, wenn vernünftigerweise erwartet werden könnte, dass sie einzeln oder insgesamt die auf der Grundlage dieses Konzernabschlusses und Konzernlageberichts getroffenen wirtschaftlichen Entscheidungen von Adressaten beeinflussen.

Während der Prüfung üben wir pflichtgemäßes Ermessen aus und bewahren eine kritische Grundhaltung. Darüber hinaus

- identifizieren und beurteilen wir die Risiken wesentlicher - beabsichtigter oder unbeabsichtigter - falscher Darstellungen im Konzernabschluss und im Konzernlagebericht, planen und führen Prüfungshandlungen als Reaktion auf diese Risiken durch sowie erlangen Prüfungsnachweise, die ausreichend und geeignet sind, um als Grundlage für unsere Prüfungsurteile zu dienen. Das Risiko, dass wesentliche falsche Darstellungen nicht aufgedeckt werden, ist bei Verstößen höher als bei Unrichtigkeiten, da Verstöße betrügerisches Zusammenwirken, Fälschungen, beabsichtigte Unvollständigkeiten, irreführende Darstellungen bzw. das Außerkraftsetzen interner Kontrollen beinhalten können;

- gewinnen wir ein Verständnis von dem für die Prüfung des Konzernabschlusses relevanten internen Kontrollsystem und den für die Prüfung des Konzernlageberichts relevanten Vorkehrungen und Maßnahmen, um Prüfungshandlungen zu planen, die unter den gegebenen Umständen angemessen sind, jedoch nicht mit dem Ziel, ein Prüfungsurteil zur Wirksamkeit dieser Systeme abzugeben;

- beurteilen wir die Angemessenheit der von den gesetzlichen Vertretern angewandten Rechnungslegungsmethoden sowie die Vertretbarkeit der von den gesetzlichen Vertretern dargestellten geschätzten Werte und damit zusammenhängenden Angaben;

- ziehen wir Schlussfolgerungen über die Angemessenheit des von den gesetzlichen Vertretern 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 Konzerns zur Fortführung der Unternehmenstätigkeit aufwerfen können. Falls wir zu dem Schluss kommen, dass eine wesentliche Unsicherheit besteht, sind wir verpflichtet, im Bestätigungsvermerk auf die dazugehörigen Angaben im Konzernabschluss und im Konzernlagebericht aufmerksam zu machen oder, falls diese Angaben unangemessen sind, unser jeweiliges Prüfungsurteil zu modifizieren. Wir ziehen unsere Schlussfolgerungen auf der Grundlage der bis zum Datum unseres Bestätigungsvermerks erlangten Prüfungsnachweise. Zukünftige Ereignisse oder Gegebenheiten können jedoch dazu führen, dass der Konzern seine Unternehmenstätigkeit nicht mehr fortführen kann;

- beurteilen wir die Gesamtdarstellung, den Aufbau und den Inhalt des Konzernabschlusses einschließlich der Angaben sowie ob der Konzernabschluss die zugrunde liegenden Geschäftsvorfälle und Ereignisse so darstellt, dass der Konzernabschluss unter Beachtung der IFRS, wie sie in der EU anzuwenden sind, und der ergänzend nach § 315 e Abs. 1 HGB anzuwendenden deutschen gesetzlichen Vorschriften ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage des Konzerns vermittelt;

- holen wir ausreichende, geeignete Prüfungsnachweise für die Rechnungslegungsinformationen der Unternehmen oder Geschäftstätigkeiten innerhalb des Konzerns ein, um Prüfungsurteile zum Konzernabschluss und zum Konzernlagebericht abzugeben. Wir sind verantwortlich für die Anleitung, Überwachung und Durchführung der Konzernabschlussprüfung. Wir tragen die alleinige Verantwortung für unsere Prüfungsurteile;

- beurteilen wir den Einklang des Konzernlageberichts mit dem Konzernabschluss, seine Gesetzesentsprechung und das von ihm vermittelte Bild von der Lage des Konzerns;

- führen wir Prüfungshandlungen zu den von den gesetzlichen Vertretern dargestellten zukunftsorientierten Angaben im Konzernlagebericht durch. Auf Basis ausreichender geeigneter Prüfungsnachweise vollziehen wir dabei insbesondere die den zukunftsorientierten Angaben von den gesetzlichen Vertretern zugrunde gelegten bedeutsamen Annahmen nach und beurteilen die sachgerechte Ableitung der zukunftsorientierten Angaben aus diesen Annahmen. Ein eigenständiges Prüfungsurteil zu den zukunftsorientierten Angaben sowie zu den zugrunde liegenden Annahmen geben wir nicht ab. Es besteht ein erhebliches unvermeidbares Risiko, dass künftige Ereignisse wesentlich von den zukunftsorientierten Angaben abweichen.

Wir erörtern mit den für die Überwachung Verantwortlichen unter anderem den geplanten Umfang und die Zeitplanung der Prüfung sowie bedeutsame Prüfungsfeststellungen, einschließlich etwaiger Mängel im internen Kontrollsystem, die wir während unserer Prüfung feststellen.

Wir geben gegenüber den für die Überwachung Verantwortlichen eine Erklärung ab, dass wir die relevanten Unabhängigkeitsanforderungen eingehalten haben, und erörtern mit ihnen alle Beziehungen und sonstigen Sachverhalte, von denen vernünftigerweise angenommen werden kann, dass sie sich auf unsere Unabhängigkeit auswirken, und die hierzu getroffenen Schutzmaßnahmen.

Wir bestimmen von den Sachverhalten, die wir mit den für die Überwachung Verantwortlichen erörtert haben, diejenigen Sachverhalte, die in der Prüfung des Konzernabschlusses für den aktuellen Berichtszeitraum am bedeutsamsten waren und daher die besonders wichtigen Prüfungssachverhalte sind. Wir beschreiben diese Sachverhalte im Bestätigungsvermerk, es sei denn, Gesetze oder andere Rechtsvorschriften schließen die öffentliche Angabe des Sachverhalts aus.

Sonstige gesetzliche und andere rechtliche Anforderungen

Übrige Angaben gemäß Artikel 10 EU-APrVO

Wir wurden von der Hauptversammlung am 8. Mai 2019 als Konzernabschlussprüfer gewählt. Wir wurden am 26. November 2019 vom Prüfungsausschuss des Aufsichtsrats beauftragt. Wir sind seit dem Geschäftsjahr 2019 als Konzernabschlussprüfer der EnBW Energie Baden-Württemberg AG tätig.

Wir erklären, dass die in diesem Bestätigungsvermerk enthaltenen Prüfungsurteile mit dem zusätzlichen Bericht an den Prüfungsausschuss nach Artikel 11 EU-APrVO (Prüfungsbericht) in Einklang stehen.

Verantwortlicher Wirtschaftsprüfer

Der für die Prüfung verantwortliche Wirtschaftsprüfer ist Prof. Dr. Steffen Kuhn.

Stuttgart, 4. März 2020

Ernst & Young GmbH
Wirtschaftsprüfungsgesellschaft

Prof. Dr. Wollmert, Wirtschaftsprüfer

Prof. Dr. Kuhn, Wirtschaftsprüfer

Anlage zum Bestätigungsvermerk:

1. Nicht in die inhaltliche Prüfung einbezogener Bestandteil des Konzernlageberichts

Folgende Bestandteile des Konzernlageberichts, die zu den "Sonstigen Informationen" zählen, haben wir nicht in die inhaltliche Prüfung einbezogen:

- die auf der im Konzernlagebericht angegebenen Internetseite des Konzerns öffentlich zugänglich gemachte Konzernerklärung zur Unternehmensführung,

- die im Konzernlagebericht enthaltenen Versicherung der gesetzlichen Vertreter gemäß § 297 Abs. 2 Satz 4 HGB.

2. Weitere "Sonstige Informationen"

Zu den "Sonstigen Informationen" zählen ferner weitere, für den Geschäftsbericht vorgesehene Bestandteile, von denen wir eine Fassung bis zu Erteilung dieses Bestätigungsvermerks erlangt haben, insbesondere die Abschnitte:

- "Kennzahlen des EnBW-Konzerns",

- "EnBW auf einen Blick",

- "Die Energiewende aktiv mitgestalten",

- "Der Vorstand",

- "Aktionärsbrief",

- "Bericht des Aufsichtsrats (Kurzfassung)",

- "Erklärung zur Unternehmensführung einschließlich Corporate Governance Bericht 2019",

- "Mehrjahresübersicht",

- "Der Aufsichtsrat",

- "Mandate der Vorstandsmitglieder",

- "Zusätzliche Mandate der Aufsichtsratsmitglieder",

aber nicht der Konzernabschluss, nicht die in die inhaltliche Prüfung einbezogenen Konzernlageberichtsangaben und nicht unser dazugehöriger Bestätigungsvermerk.

3. Informationen des Unternehmens außerhalb des Geschäftsberichts, auf die im Konzernlagebericht verwiesen wird

Neben dem unter 1. "Nicht in die inhaltliche Prüfung einbezogener Bestandteil des Konzernlageberichts" genannten Querverweis enthält der Konzernlagebericht weitere Querverweise auf Internetseiten des Konzerns. Die Informationen, auf die letztere Querverweise sich beziehen, zählen nicht zu dessen Geschäftsbericht.

Jahresabschluss 2019

der EnBW AG

Jahresabschluss zum Geschäftsjahr vom 01.01.2019 bis zum 31.12.2019

Der Gewinnverwendungsbeschluss wird unverzüglich nach der ordentlichen Hauptversammlung der EnBW Energie Baden-Württemberg AG im Jahr 2020 offengelegt. Der ursprünglich für den 12. Mai 2020 vorgesehene Termin für diese Hauptversammlung wurde aufgrund der Corona-Pandemie auf den 17.07.2020 verschoben.

Jahresabschluss der EnBW AG 2019

Der Jahresabschluss wurde vom Aufsichtsrat der EnBW Energie Baden-Württemberg AG am 20. März 2020 gebilligt und damit festgestellt.

Der Lagebericht der EnBW Energie Baden-Württemberg AG (EnBW AG) und der Konzernlagebericht sind zusammengefasst und im Integrierten Geschäftsbericht 2019 veröffentlicht.

Der Jahresabschluss und der mit dem Konzernlagebericht zusammengefasste Lagebericht der EnBW AG für das Geschäftsjahr 2019 werden im Bundesanzeiger veröffentlicht.

Der Jahresabschluss der EnBW AG 2019 steht auch im Internet unter www.enbw.com/bericht2019 als Download zur Verfügung.

EnBW Energie Baden-Württemberg AG, Karlsruhe, Bilanz zum 31. Dezember 2019

in Mio. €	Anhang	31.12.2019	31.12.2018
Aktiva
Anlagevermögen
Immaterielle Vermögensgegenstände	(1)	519,6	635,4
Sachanlagen	(2)	933,7	1.248,4
Finanzanlagen	(3)	22.125,6	20.130,5
		23.578,9	22.014,3
Umlaufvermögen
Vorräte	(4)	494,5	446,7
Forderungen und sonstige Vermögensgegenstände	(5)	2.530,5	3.336,4
Wertpapiere	(6)	45,8	119,2
Flüssige Mittel	(7)	169,5	628,1
		3.240,3	4.530,4
Rechnungsabgrenzungsposten	(8)	366,5	1.226,3
Aktiver Unterschiedsbetrag aus der Vermögensverrechnung	(9)	315,8	268,1
		27.501,5	28.039,1
PASSIVA
Eigenkapital	(10)
Gezeichnetes Kapital		708,1	708,1
Eigene Anteile		-14,7	-14,7
Ausgegebenes Kapital		(693,4)	(693,4)
Kapitalrücklage		776,0	776,0
Gewinnrücklagen		1.872,5	1.872,5
Bilanzgewinn		383,6	279,1
		3.725,5	3.621,0
Sonderposten für Investitionszuschüsse und -zulagen	(11)	23,4	24,0
Rückstellungen	(12)	11.204,4	11.032,4
Verbindlichkeiten	(13)	12.094,2	12.414,7
Rechnungsabgrenzungsposten	(14)	454,0	947,0
		27.501,5	28.039,1

EnBW Energie Baden-Württemberg AG, Karlsruhe, Gewinn- und Verlustrechnung vom 1. Januar bis zum 31. Dezember 2019

in Mio. €	Anhang	2019	2018
Umsatzerlöse	(15)	38.220,6	24.883,1
Bestandsveränderungen		15,5	18,0
Andere aktivierte Eigenleistungen		13,1	8,6
Sonstige betriebliche Erträge	(16)	1.230,8	737,6
Materialaufwand	(17)	-37.385,9	-24.364,2
Personalaufwand	(18)	-653,8	-630,2
Abschreibungen	(19)	-569,3	-458,1
Sonstige betriebliche Aufwendungen	(20)	-645,2	-636,6
Ergebnis der betrieblichen Tätigkeit		225,8	-441,8
Erträge aus Beteiligungen	(21)	301,0	309,1
Erträge aus Gewinnabführungsverträgen		382,7	442,4
Erträge aus anderen Wertpapieren und Ausleihungen des Finanzanlagevermögens	(22)	75,7	91,3
Sonstige Zinsen und ähnliche Erträge	(23)	85,6	60,5
Abschreibungen auf Finanzanlagen und auf Wertpapiere des Umlaufvermögens		-91,2	-104,7
Aufwendungen aus Verlustübernahmen		-90,5	-48,5
Zinsen und ähnliche Aufwendungen	(24)	-692,6	-823,1
Steuern vom Einkommen und vom Ertrag	(25)	88,5	-286,0
Ergebnis nach Steuern		285,0	-800,8
Sonstige Steuern	(26)	-4,4	0,1
Jahresüberschuss / -fehlbetrag	(27)	280,6	-800,7
Gewinn- / verlustvortrag aus dem Vorjahr		103,0	827,8
Entnahmen aus anderen Gewinnrücklagen		0,0	252,0
Bilanzgewinn		383,6	279,1

EnBW Energie Baden-Württemberg AG, Karlsruhe, Anhang 2019

Entwicklung des Anlagevermögens

	Anschaffungs- und Herstellungskosten
in Mio. €	Stand am 1.1.2019	Zugänge	Umgliederung Umbuchung	Abgänge	Stand am 31.12.2019
Immaterielle Vermögensgegenstände
Software selbst erstellt	5,9	5,1	0,1	0,0	11,1
Entgeltl. erworbene Konzessionen, gewerbl. Schutzrechte u. ä. Rechte und Werte sowie Lizenzen an solchen Rechten u. Werten	1.188,9	15,7	0,5	4,1	1.201,0
Geschäfts- oder Firmenwert	230,1	0,0	0,0	0,0	230,1
Geleistete Anzahlungen	2,0	12,8	-1,1	0,0	13,7
	1.426,9	33,6	-0,5	4,1	1.455,9
Sachanlagen
Grundstücke und Bauten	738,9	7,7	1,3	1,0	746,9
Technische Anlagen und Maschinen	1.633,3	57,4	28,2	116,4	1.602,5
Betriebs- und Geschäftsausstattung	322,6	16,6	0,9	3,2	336,9
Geleistete Anzahlungen und Anlagen im Bau	49,5	35,1	-29,9	3,1	51,6
	2.744,3	116,8	0,5	123,7	2.737,9
Finanzanlagen
Anteile an verbundenen Unternehmen	13.994,3	2.858,2	0,0	796,0	16.056,5
Ausleihungen an verbundene Unternehmen	2.002,5	1.081,2	0,0	731,0	2.352,7
Beteiligungen	2.139,0	167,7	0,0	679,0	1.627,7
Ausleihungen an Beteiligungen	2,6	0,0	0,0	0,4	2,2
Wertpapiere des Anlagevermögens	2.751,8	0,0	0,0	25,0	2.726,8
Sonstige Ausleihungen	0,1	0,5	0,0	0,0	0,6
	20.890,3	4.107,6	0,0	2.231,4	22.766,5
	25.061,5	4.258,0	0,0	2.359,2	26.960,3

	Kumulierte Abschreibungen
in Mio. €	Stand am 1.1.2019	Abschreibung	Umgliederung Umbuchung	Abgänge	Zuschreibung	Stand am 31.12.2019
Immaterielle Vermögensgegenstände
Software selbst erstellt	3,3	1,8	0,0	0,0	0,0	5,1
Entgeltl. erworbene Konzessionen, gewerbl. Schutzrechte u. ä. Rechte und Werte sowie Lizenzen an solchen Rechten u. Werten	558,1	147,3	-0,2	4,1	0,0	701,1
Geschäfts- oder Firmenwert	230,1	0,0	0,0	0,0	0,0	230,1
Geleistete Anzahlungen	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
	791,5	149,1	-0,2	4,1	0,0	936,3
Sachanlagen
Grundstücke und Bauten	401,8	117,8	-4,2	0,6	0,0	514,8
Technische Anlagen und Maschinen	850,2	265,0	4,3	105,9	0,0	1.013,6
Betriebs- und Geschäftsausstattung	241,4	37,4	0,1	3,1	0,0	275,8
Geleistete Anzahlungen und Anlagen im Bau	2,5	0,0	0,0	2,5	0,0	0,0
	1.495,9	420,2	0,2	112,1	0,0	1.804,2
Finanzanlagen
Anteile an verbundenen Unternehmen	531,1	88,4	0,0	0,0	0,0	619,5
Ausleihungen an verbundene Unternehmen	3,3	0,0	0,0	3,3	0,0	0,0
Beteiligungen	224,9	2,1	0,0	206,3	0,0	20,7
Ausleihungen an Beteiligungen	0,4	0,0	0,0	0,0	0,4	0,0
Wertpapiere des Anlagevermögens	0,1	0,1	0,0	0,0	0,0	0,2
Sonstige Ausleihungen	0,0	0,5	0,0	0,0	0,0	0,5
	759,8	91,1	0,0	209,6	0,4	640,9
	3.047,2	660,4	0,0	325,8	0,4	3.381,4

in Mio. €	Buchwert Stand am 31.12.2019	Stand am 31.12.2018
Immaterielle Vermögensgegenstände
Software selbst erstellt	6,0	2,6
Entgeltl. erworbene Konzessionen, gewerbl. Schutzrechte u. ä. Rechte und Werte sowie Lizenzen an solchen Rechten u. Werten	499,9	630,8
Geschäfts- oder Firmenwert	0,0	0,0
Geleistete Anzahlungen	13,7	2,0
	519,6	635,4
Sachanlagen
Grundstücke und Bauten	232,1	337,1
Technische Anlagen und Maschinen	588,9	783,1
Betriebs- und Geschäftsausstattung	61,1	81,2
Geleistete Anzahlungen und Anlagen im Bau	51,6	47,0
	933,7	1.248,4
Finanzanlagen
Anteile an verbundenen Unternehmen	15.437,0	13.463,3
Ausleihungen an verbundene Unternehmen	2.352,7	1.999,2
Beteiligungen	1.607,0	1.914,0
Ausleihungen an Beteiligungen	2,2	2,2
Wertpapiere des Anlagevermögens	2.726,6	2.751,7
Sonstige Ausleihungen	0,1	0,1
	22.125,6	20.130,5
	23.578,9	22.014,3

Allgemeine Grundlagen

Die EnBW Energie Baden-Württemberg AG (EnBW AG) hat ihren Sitz in Karlsruhe und ist eingetragen in das Handelsregister beim Amtsgericht Mannheim (Reg. Nr. HRB 107956).

Der Jahresabschluss zum 31. Dezember 2019 ist entsprechend den Bestimmungen des Handelsgesetzbuchs (HGB), des Aktiengesetzes (AktG) und des Gesetzes über die Elektrizitäts- und Gasversorgung (EnWG) aufgestellt. Es gelten die Vorschriften für große Kapitalgesellschaften.

Die zur übersichtlicheren Darstellung in der Bilanz sowie in der Gewinn- und Verlustrechnung zusammengefassten Posten sind im Anhang gesondert aufgeführt und erläutert.

Die Gewinn- und Verlustrechnung (GuV) ist nach dem Gesamtkostenverfahren aufgestellt.

Der Jahresabschluss wird in Euro (€) aufgestellt, die Beträge werden in Millionen Euro (Mio. €) angegeben.

Der Konzernabschluss der EnBW AG wird entsprechend § 315 e Abs. 1 HGB zu den am Bilanzstichtag verpflichtend in der Europäischen Union anzuwendenden International Financial Reporting Standards (IFRS) des International Accounting Standards Board (IASB) aufgestellt.

Bilanzierung und Bewertung

Für die Aufstellung des Jahresabschlusses waren unverändert die nachfolgenden Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden maßgebend.

Entgeltlich erworbene immaterielle Vermögensgegenstände sind zu Anschaffungskosten bilanziert und werden, sofern sie der Abnutzung unterliegen, entsprechend ihrer Nutzungsdauer um planmäßige Abschreibungen nach der linearen Methode vermindert. Selbst geschaffene immaterielle Vermögensgegenstände sind zu Herstellungskosten bilanziert und werden, sofern sie der Abnutzung unterliegen, entsprechend ihrer voraussichtlichen Nutzungsdauern um planmäßige Abschreibungen nach der linearen Methode vermindert. Die Herstellungskosten enthalten alle aktivierungspflichtigen Kostenbestandteile, Zinsen für Fremdkapital sind nicht einbezogen. Vom handelsrechtlichen Aktivierungswahlrecht wird Gebrauch gemacht. Sofern die Aktivierungsvoraussetzungen erfüllt sind, werden die in der Entwicklungsphase anfallenden Kosten als Herstellungskosten aktiviert.

Sachanlagen werden zu Anschaffungs- beziehungsweise Herstellungskosten angesetzt und, soweit abnutzbar, planmäßig abgeschrieben. Die Herstellungskosten für selbst erstellte Anlagen enthalten alle aktivierungspflichtigen Kostenbestandteile. Zinsen für Fremdkapital sind nicht in die Herstellungskosten einbezogen. Die Sachanlagen werden nach der Maßgabe der voraussichtlichen Nutzungsdauer unter Orientierung an den amtlichen AfA-Tabellen abgeschrieben. Für die bis zum Inkrafttreten des Bilanzrechtsmodernisierungsgesetzes im Jahr 2010 zugegangenen Anlagegüter werden die im jeweiligen Zugangsjahr geltenden Vorschriften fortgeführt. Bis einschließlich 2009 wurde auf Grundlage steuerlich anerkannter Höchstsätze abgeschrieben, seit dem Jahr 2010 wird ein linear verlaufender Werteverzehr zu Grunde gelegt. Bewegliche Vermögensgegenstände werden mit Ausnahme der Zugänge in den Jahren 2006, 2007 und 2009 nach der linearen Methode abgeschrieben. Soweit steuerlich zulässig, wurde in den Jahren 2006, 2007 sowie 2009 für bewegliche Vermögensgegenstände die degressive Abschreibungsmethode angewandt. Im Zugangsjahr erfolgen die Abschreibungen zeitanteilig (pro rata temporis).

Geringwertige Anlagegüter im Sinne von § 6 Abs. 2 EStG werden aufgrund der untergeordneten Bedeutung aus Vereinfachungsgründen im Jahr der Anschaffung bzw. Herstellung voll aufwandswirksam berücksichtigt. In den Geschäftsjahren 2008 bis 2017 wurde für geringwertige Anlagegüter im Sinne von § 6 Abs. 2 a EStG aufgrund der untergeordneten Bedeutung aus Vereinfachungsgründen ein im Jahr der Bildung und in den folgenden vier Geschäftsjahren mit jeweils einem Fünftel ergebniswirksam aufzulösender Sammelposten gebildet.

Sowohl für immaterielle Vermögensgegenstände als auch für Sachanlagen werden außerplanmäßige Abschreibungen, soweit handelsrechtlich geboten, vorgenommen. Zuschreibungen erfolgen, sobald die Gründe für in Vorjahren vorgenommene außerplanmäßige Abschreibungen entfallen sind.

In den Finanzanlagen sind die Anteilsrechte und die Wertpapiere zu Anschaffungskosten oder zu niedrigeren beizulegenden Werten bilanziert. Abschreibungen auf einen niedrigeren Wert werden nur dann vorgenommen, wenn die Wertminderung voraussichtlich dauerhaft ist. Zuschreibungen werden vorgenommen, sofern die Gründe für eine zuvor vorgenommene Abschreibung entfallen sind.

Ausleihungen werden grundsätzlich mit dem Nennwert angesetzt.

Vorräte, die nicht in eine Bewertungseinheit einbezogen sind, werden zu Anschaffungs- beziehungsweise Herstellungskosten oder niedrigeren Tagespreisen bewertet. Die Bewertung erfolgt unter Beachtung des Niederstwertprinzips. Unentgeltlich zugeteilte CO ₂-Zertifikate werden mit 0 € bilanziert. Alle erkennbaren Risiken im Vorratsvermögen, die sich aus überdurchschnittlicher Lagerdauer, geminderter Verwertbarkeit und niedrigeren Wiederbeschaffungskosten ergeben, sind durch angemessene Abwertungen berücksichtigt. Bei Brennelementen sind der abbrandbedingte Verbrauch und die Wertminderung für die Mindestreaktivitätsmenge berücksichtigt. Fremdkapitalzinsen werden nicht aktiviert. Für Verluste aus Liefer- und Abnahmeverpflichtungen, die einer Einzelbewertung unterliegen oder für Verluste, die aus einer Bewertungseinheit resultieren, sind in angemessener Höhe Rückstellungen gebildet. Abgesehen von handelsüblichen Eigentumsvorbehalten sind die Vorräte frei von Rechten Dritter.

Forderungen und sonstige Vermögensgegenstände sind zum Nennwert angesetzt. Ausfallrisiken werden durch angemessene Wertberichtigungen berücksichtigt. In den Forderungen aus Lieferungen und Leistungen sind Erlösabgrenzungen enthalten, die durch ein Hochrechnungsverfahren ermittelt werden. Dieses berücksichtigt abhängig vom Kundensegment die Verbrauchswerte der Vergangenheit, die historischen Temperaturverläufe, die individuellen Lastprofile sowie das Verbrauchs- und Produktionsverhalten des Vorjahres.

Langfristige Aktiva in fremder Währung mit einer Restlaufzeit von mehr als einem Jahr werden mit dem Kurs zum Zeitpunkt des Erwerbs oder mit dem ungünstigeren Stichtagskurs, kurzfristige mit dem Stichtagskurs bewertet.

Die Wertpapiere des Umlaufvermögens werden zu Anschaffungskosten beziehungsweise den niedrigeren Börsenkursen oder Rücknahmewerten angesetzt.

In den Fällen, in denen vom Aktivierungswahlrecht nach § 250 Abs. 3 Satz 1 HGB Gebrauch gemacht wird, werden aktivierte Disagien über die Laufzeit der Darlehensverträge planmäßig jährlich aufgelöst.

Für die Ermittlung latenter Steuern aufgrund von temporären Differenzen zwischen den handelsrechtlichen Wertansätzen von Vermögensgegenständen, Schulden und Rechnungsabgrenzungsposten und ihren steuerlichen Wertansätzen werden die Beträge der sich ergebenden Steuerbe- und -entlastung mit den unternehmens-individuellen Steuersätzen im Zeitpunkt des Abbaus der Differenzen bewertet und nicht abgezinst. Aktive und passive Steuerlatenzen werden für den Organkreis insgesamt auf Ebene der EnBW AG verrechnet. Ein Bilanzausweis aktiver latenter Steuern erfolgt nicht, da insgesamt ein Überhang aktiver Latenzen über die passiven Latenzen besteht. Vom Ansatzwahlrecht des § 274 Abs. 1 Satz 2 HGB wird kein Gebrauch gemacht. Aktive Latenzen resultieren insbesondere aus Bewertungsunterschieden bei Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen, aus der Bilanzierung von Drohverlustrückstellungen sowie aus sonstigen Personalrückstellungen. Passive Latenzen betreffen hauptsächlich latente Steuern auf Bewertungsunterschiede in den immateriellen Vermögensgegenständen, steuerlichen Sonderposten und aus der steuerlichen Nutzung degressiver Abschreibungen. Bei der Ermittlung latenter Steuern wird ein Ertragsteuersatz in Höhe von 29,4 % angewandt. Dieser beinhaltet Körperschaftsteuer und Solidaritätszuschlag mit 15,8 % und Gewerbesteuer mit 13,6 %. Bei der Ermittlung der latenten Steuern wurden neben der EnBW AG auch deren Organ- und Personengesellschaften einbezogen. Die latenten Steuern aus Personengesellschaften wurden lediglich mit dem Steuersatz für Körperschaftsteuer und Solidaritätszuschlag ermittelt.

Soweit bei der Verrechnung von Vermögensgegenständen und Schulden nach § 246 Abs. 2 Satz 2 HGB die Ermittlung des beizulegenden Zeitwerts nicht aufgrund eines aktiven Markts bestimmt werden kann, erfolgt die Ermittlung anhand eines Unternehmensbewertungsmodells unter Zugrundelegung von Cashflow-Planungen, die auf den vom Management der Gesellschaft genehmigten und zum Zeitpunkt der Durchführung der Bewertung gültigen Mittel- und Langfristplanungen basieren. Die Planungen beruhen auf Erfahrungen aus der Vergangenheit sowie auf Einschätzungen über die künftige Marktentwicklung. Wesentliche Annahmen, auf denen die Ermittlung des beizulegenden Zeitwerts basiert, umfassen die Prognose über künftige Strompreise, Rohstoffpreise, unternehmensbezogene Investitionstätigkeiten, regulatorische Rahmenbedingungen sowie über Wachstums- und Diskontierungszinssätze.

Das gezeichnete Kapital ist zum Nennbetrag angesetzt. Eigene Anteile werden mit dem Nennbetrag offen vom gezeichneten Kapital abgesetzt.

Die noch nicht ertragswirksam gewordenen Baukostenzuschüsse (BKZ) wurden überwiegend von Kunden für Investitionen im Fernwärmebereich gezahlt. Die Auflösung der vereinnahmten Baukostenzuschüsse erfolgt linear und wird in den Umsatzerlösen ausgewiesen. Der Auflösungszeitraum entspricht der Nutzungsdauer des bezuschussten Vermögensgegenstandes. Die noch nicht ertragswirksam gewordenen Kapitalzuschüsse wurden für bestimmte Investitionen zweckgebunden durch den Antragsteller bezahlt. Die Auflösung der vereinnahmten Kapitalzuschüsse erfolgt linear und wird unter den sonstigen betrieblichen Erträgen ausgewiesen. Der Auflösungszeitraum orientiert sich an der Nutzungsdauer der Investition.

Die Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen werden versicherungsmathematisch nach der Anwartschaftsbarwertmethode unter Verwendung der "Richttafeln 2018 G" von Prof. Dr. Klaus Heubeck ermittelt. Die Rückstellungen wurden zum Barwert mit einem durchschnittlichen Marktzinssatz der vergangenen zehn Geschäftsjahre abgezinst, wie er von der Deutschen Bundesbank ermittelt und bekannt gegeben wurde. Für die Abzinsung wurde pauschal der durchschnittliche Marktzinssatz bei einer angenommenen Restlaufzeit von 15J ahren von 2,7 % (Vorjahr: 3,2 %) gemäß der Rückstellungsabzinsungsverordnung vom 18. November 2009 (zuletzt durch Artikel 9 des Gesetzes vom 11. März 2016 BGBI. I S. 396 geändert) verwendet. Der Unterschiedsbetrag zwischen der Bewertung der Rückstellungen für Altersversorgungsverpflichtungen mit einem 7- beziehungsweise 10-Jahres-Durchschnittszins unterliegt gem. § 253 Abs .6 HGB der Ausschüttungssperre.

Des Weiteren wurden folgende Prämissen berücksichtigt (Durchschnittswerte):

Gehaltssteigerungen einschließlich Karrieretrends	2,7 %
Inflationsraten	1,9 %
Rentensteigerungen	1,9 %
Fluktuation	2,0 %

Zur Absicherung von Ansprüchen aus Pensionszusagen wurden Beteiligungen im sogenannten Contractual Trust Arrangement (CTA) auf einen Treuhänder (EnBWTrust e. V.) übertragen. Gemäß § 246 Abs. 2 Satz 2 HGB werden die Rückstellungen für Pensionen mit dem entsprechenden Deckungsvermögen verrechnet. Das verrechnete Deckungsvermögen wird nach § 253 Abs. 1 Satz 4 HGB mit dem beizulegenden Zeitwert bewertet. In Fällen, in denen keine Marktpreisnotierung auf aktiven Märkten vorliegt, wird der beizulegende Zeitwert mithilfe der Discounted-Cashflow-Methode ermittelt. Entsteht durch die Verrechnung ein aktiver Unterschiedsbetrag, so wird dieser als gesonderter Posten ausgewiesen (§ 266 Abs. 2 Buchstabe E HGB). Gemäß § 246 Abs. 2 Satz 2 HGB werden auch die Aufwendungen und Erträge aus der Abzinsung und aus dem zu verrechnenden Vermögen innerhalb des Finanzergebnisses verrechnet. Übersteigt der Zeitwert des Deckungsvermögens die historischen Anschaffungskosten, unterliegt dieser Teil gemäß § 268 Abs. 8 HGB der Ausschüttungssperre.

Die Steuerrückstellungen und die sonstigen Rückstellungen berücksichtigen alle ungewissen Verbindlichkeiten und drohenden Verluste aus schwebenden Geschäften. Sie sind in Höhe des nach vernünftiger kaufmännischer Beurteilung notwendigen Erfüllungsbetrags (das heißt einschließlich zukünftiger Kosten- und Preissteigerungen) angesetzt. Rückstellungen mit einer Restlaufzeit von mehr als einem Jahr wurden abgezinst. Soweit die zugrunde liegende Verpflichtung einen Zinsanteil enthält, wurde die Rückstellung zum Barwert mit einem laufzeitadäquaten durchschnittlichen Marktzinssatz der vergangenen sieben Geschäftsjahre abgezinst, wie er von der Deutschen Bundesbank ermittelt und bekannt gegeben wurde. Die ausschließlich der Erfüllung der Verpflichtungen für Altersteilzeit und Langzeitarbeitszeitkonten dienenden, dem Zugriff aller übrigen Gläubiger entzogenen Vermögensgegenstände (Deckungsvermögen im Sinne des. § 246 Abs. 2 Satz 2 HGB) wurden mit ihrem beizulegenden Zeitwert mit den Rückstellungen verrechnet. Sofern sich aus der Verrechnung ein aktiver Unterschiedsbetrag ergab, wurde dieser unter dem Posten Aktiver Unterschiedsbetrag aus der Vermögensverrechnung ausgewiesen. Die Aufstockungsbeträge bei den Altersteilzeitrückstellungen besitzen Abfindungscharakter und werden entsprechend im Zeitpunkt der Entstehung sofort in voller Höhe aufwandswirksam passiviert und unter den sonstigen betrieblichen Aufwendungen ausgewiesen.

Die Rückstellungen im Kernenergiebereich beinhalten Verpflichtungen für Stilllegung und Rückbau der Kernkraftwerke sowie für die Konditionierung und fachgerechte Verpackung der radioaktiven Abfälle. Die Rückstellungsansätze für Entsorgung und Stilllegung im Kernenergiebereich werden auf der Basis externer Fachgutachten, anhand vertraglicher Regelungen und eigener Erwartungen ermittelt. Für die Abzinsung wurden durchschnittliche Marktzinssätze der Deutschen Bundesbank in Abhängigkeit der angenommenen Restlaufzeiten verwendet, die zum Bilanzstichtag zwischen 0,58 % und 2,19 % (Vorjahr 0,82 % und 2,52 %) lagen. Des Weiteren wurde eine Preissteigerungsrate von 2,4 % (Vorjahr 2,4 %) berücksichtigt. Die Ermittlung der Stilllegungskosten basiert weiterhin auf dem Szenario der unmittelbaren Beseitigung.

Verbindlichkeiten sind mit dem Erfüllungsbetrag angesetzt. Langfristige Verbindlichkeiten in fremder Währung mit einer Restlaufzeit von mehr als einem Jahr werden mit dem Kurs zum Zeitpunkt der Entstehung oder mit dem ungünstigeren Stichtagskurs, kurzfristige mit dem Stichtagskurs bewertet.

Zur Absicherung finanzwirtschaftlicher Risiken werden Bewertungseinheiten gemäß § 254 HGB gebildet. Dabei kommen folgende Bilanzierungs- und Bewertungsgrundsätze zur Anwendung:

Ökonomische Sicherungsbeziehungen werden durch die Bildung von Bewertungseinheiten bilanziell nachvollzogen. In den Fällen, in denen sowohl die "Einfrierungsmethode", bei der die sich ausgleichenden Wertänderungen aus dem abgesicherten Risiko nicht bilanziert werden, als auch die "Durchbuchungsmethode", wonach die sich ausgleichenden Wertänderungen aus dem abgesicherten Risiko sowohl des Grundgeschäfts als auch des Sicherungsinstruments bilanziert werden, angewandt werden können, wird die "Einfrierungsmethode" angewandt. Die sich ausgleichenden positiven und negativen Wertänderungen werden ohne Berührung der Gewinn- und Verlustrechnung erfasst.

Erläuterungen zur Bilanz

(1) Immaterielle Vermögensgegenstände

Die immateriellen Vermögensgegenstände enthalten im Wesentlichen Kundenstämme und Strombezugsrechte.

(2) Sachanlagen

Die Sachanlagen enthalten im Wesentlichen Erzeugungsanlagen.

(3) Finanzanlagen

Die Zugänge bei den Anteilen an verbundenen Unternehmen beinhalten im Wesentlichen konzerninterne Umstrukturierungen sowie Zuzahlungen in die Kapitalrücklage bei Tochtergesellschaften.

Wesentliche Veränderungen bei den Beteiligungen betreffen Zugänge und Abgänge bei Finanzbeteiligungen und den Abgang der EWE Aktiengesellschaft.

In den Finanzanlagen sind Anteile an Investmentvermögen enthalten, an denen eine Beteiligung von mehr als 10 % besteht. Es handelt sich hierbei um Fondsvermögen mit dem Anlageschwerpunkt Euroländer, die im Wesentlichen direkt oder indirekt in festverzinsliche Wertpapiere und Aktien investieren, sowie eine Investmentgesellschaft mit variablem Kapital (SICAV), in dem Infrastrukturfonds gebündelt sind. Der Marktwert der Anteile zum Abschlussstichtag beträgt 3.930,9 Mio. €, der Buchwert 3.323,2 Mio. €. Somit beträgt die Differenz zwischen Marktwert und Buchwert 607,7 Mio. €. Im Geschäftsjahr wurden Ausschüttungen in Höhe von 42,0 Mio. € vereinnahmt. Es besteht eine Beschränkung in der Möglichkeit der täglichen Veräußerung gemäß § 98 Abs. 2 Kapitalanlagegesetzbuch.

Die Angaben zum Anteilsbesitz nach § 285 Nr. 11 und 11 a HGB sind in der Anlage 1 enthalten.

(4) Vorräte

in Mio. €	31.12.2019	31.12.2018
Roh-, Hilfs- und Betriebsstoffe	242,7	328,0
Unfertige Erzeugnisse und Leistungen	44,5	29,0
Fertige Erzeugnisse und Waren	200,5	89,5
Geleistete Anzahlungen	6,8	0,2
Summe	494,5	446,7

In den Roh-, Hilfs- und Betriebsstoffen (RHB) sind zum Bilanzstichtag Kernbrennelemente in Höhe von 46,2 Mio. € (Vorjahr: 81,2 Mio. €), Kohle in Höhe von 79,6 Mio. € (Vorjahr: 80,2 Mio. €), CO ₂-Zertifikate in Höhe von 20,9 Mio. € (Vorjahr: 45,3 Mio. €) sowie sonstige RHB in Höhe von 96,0 Mio. € (Vorjahr: 121,3 Mio. €) enthalten.

Die fertigen Erzeugnisse und Waren betreffen im Wesentlichen gespeichertes Gas in Höhe von 197,0 Mio. € (Vorjahr: 86,7 Mio. €).

(5) Forderungen und sonstige Vermögensgegenstände

in Mio. €	31.12.2019	davon Restlaufzeit über 1 Jahr	31.12.2018	davon Restlaufzeit über 1 Jahr
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen	715,6	0,0	784,2	0,0
Forderungen gegen verbundene Unternehmen	614,5	0,0	1.117,4	0,0
Forderungen gegen Unternehmen, mit denen ein Beteiligungsverhältnis besteht	17,0	0,0	33,9	0,0
Sonstige Vermögensgegenstände	1.183,4	0,2	1.400,9	0,4
Summe	2.530,5	0,2	3.336,4	0,4

Bei den Forderungen aus Lieferungen und Leistungen handelt es sich im Wesentlichen um Forderungen und Verbrauchsabgrenzungen für noch nicht in Rechnung gestellte Strom- und Gaslieferungen. Von den Forderungen sind erhaltene Anzahlungen abgesetzt.

Bei den Forderungen gegen verbundene Unternehmen handelt es sich überwiegend um Forderungen aus konzerninternem Verrechnungsverkehr im Rahmen des zentralen Finanz- und Liquiditätsmanagements sowie aus Ansprüchen aus Ergebnisabführungsverträgen und kurzfristigen Darlehen.

Die sonstigen Vermögensgegenstände enthalten im Wesentlichen geleistete bare Sicherheiten in Höhe von 583,9 Mio. € (Vorjahr: 742,5 Mio. €), Variation Margins in Höhe von 358,5 Mio. € (Vorjahr: 165,3 Mio. €), Steuerforderungen in Höhe von 80,8 Mio. € (Vorjahr: 51,9 Mio. €), geleistete Optionsprämien in Höhe von 17,9 Mio. € (Vorjahr: 126,4 Mio. €) und geleistete Anzahlungen in Höhe von 12,0 Mio. € (Vorjahr: 25,8 Mio. €).

(6) Wertpapiere

in Mio. €	31.12.2019	31.12.2018
variabel verzinsliche Wertpapiere	45,8	39,2
festverzinsliche Wertpapiere	0,0	10,0
Geldmarktfonds	0,0	70,0
Summe	45,8	119,2

(7) Flüssige Mittel

Bei den flüssigen Mitteln handelt es sich hauptsächlich um Guthaben bei Kreditinstituten.

(8) Rechnungsabgrenzungsposten

Im Rechnungsabgrenzungsposten sind hauptsächlich Ergebnisbestandteile aus Futures in Höhe von 273,5 Mio. € (Vorjahr: 1.098,0 Mio. €), aus dem "Rollen" von Emissionsrechten in Höhe von 2,1 Mio. € (Vorjahr: 12,1 Mio. €), Disagien aus Darlehen eines verbundenen Unternehmens in Höhe von 16,6 Mio. € (Vorjahr: 17,6 Mio. €) sowie ein Disagio aus einer Anleihe in Höhe von 1,4 Mio. € (Vorjahr: 2,5 Mio. €) enthalten.

Ein weiterer wesentlicher Bestandteil in Höhe von 35,8 Mio. € (Vorjahr: 69,7 Mio. €) betrifft die Aufwendungen für Kernenergie aufgrund künftig anfallender Abfallmengen, welche im Zuge der Regelung zum Entsorgungsfonds bereits vollständig an den Bund bezahlt worden sind. Er wird ratierlich bis zum Ende der Laufzeiten von Block II des Kernkraftwerks Neckarwestheim (voraussichtlich Ende 2022) beziehungsweise Block 2 des Kernkraftwerks Philippsburg (bis 31. Dezember 2019) aufgelöst. Der Auflösungsbetrag für das Geschäftsjahr 2019 betrug insgesamt 33,9 Mio. € (Vorjahr: 33,9 Mio. €).

(9) Aktiver Unterschiedsbetrag aus der Vermögensverrechnung

Der aktive Unterschiedsbetrag ergibt sich gem. § 246 Abs. 2 S. 2 HGB aus der Verrechnung von Vermögensgegenständen mit den Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen.

Pensionen und ähnliche Verpflichtungen

in Mio. €	31.12.2019	31.12.2018
Erfüllungsbetrag der verrechneten Schulden	-642,9	-675,5
Beizulegender Zeitwert der Vermögensgegenstände	958,7	943,6
Saldo aus der Vermögensverrechnung	315,8	268,1
Anschaffungskosten der Vermögensgegenstände	789,3	850,5
Verrechnete Aufwendungen	7,4	54,8
Verrechnete Erträge	110,8	74,2

(10) Eigenkapital

	Anteile	in €	in %
Gezeichnetes Kapital	276.604.704	708.108.042,24	100,0
Eigene Anteile	5.749.677	14.719.173,12	2,1
Ausgegebenes Kapital	270.855.027	693.388.869,12	97,9

Das gezeichnete Kapital der EnBW AG beträgt zum 31. Dezember 2019 708.108.042,24 € und ist in 276.604.704 auf den Inhaber lautende Stückaktien eingeteilt. Die Stückaktien sind mit jeweils 2,56 € / Stück am gezeichneten Kapital beteiligt.

Die eigenen Anteile wurden am 28. und 29. Dezember 1998 auf Grundlage einer Ermächtigung der Hauptversammlung nach § 71 Abs. 1 Nr. 8 AktG vom 25. August 1998 erworben. Der Erwerb erfolgte im Hinblick auf geplante Kooperationen mit in- und ausländischen Energieversorgern sowie Industriekunden, die mit wechselseitigen Kapitalbeteiligungen unterlegt werden sollten. Aus diesen eigenen Anteilen stehen der Gesellschaft keine Rechte zu; sie sind insbesondere nicht dividendenberechtigt.

Die Gewinnrücklagen setzen sich wie folgt zusammen:

in Mio. €	31.12.2019	31.12.2018
Gesetzliche Rücklage	41,8	41,8
Rücklage für eigene Anteile	14,7	14,7
Andere Gewinnrücklagen	1.816,0	1.816,0
Summe	1.872,5	1.872,5

Vom Bilanzgewinn des Vorjahres in Höhe von 279,1 Mio. € wurden 176,1 Mio. € als Dividende ausgeschüttet und 103,0 Mio. € auf neue Rechnung vorgetragen.

Ausschüttungssperre gemäß §§ 253 Abs. 6 und 268 Abs. 8 HGB:

Der ausschüttungsgesperrte Betrag in Höhe von 949,2 Mio. € (Vorjahr: 1.018,0 Mio. €) beinhaltet im Wesentlichen den Unterschiedsbetrag in Höhe von 773,8 Mio. € (Vorjahr: 823,7 Mio. €) zwischen der Bewertung der Rückstellungen für Altersversorgungsverpflichtungen mit einem 7- beziehungsweise 10-Jahres-Durchschnittszins. Des Weiteren sind die Aktivierung von selbst geschaffenen immateriellen Vermögensgegenständen in Höhe von 6,0 Mio. € (Vorjahr: 2,6 Mio. €) sowie die Bewertung des Deckungsvermögens für Rückstellungen aus Pensionen, dessen beizulegender Zeitwert die Anschaffungskosten um 169,4 Mio. € (Vorjahr: 191,7 Mio. €) übersteigt, ausschüttungsgesperrt.

(11) Sonderposten für Investitionszuschüsse und -zulagen

Der Sonderposten enthält überwiegend noch nicht ertragswirksam gewordene Baukostenzuschüsse von Kunden für Investitionen im Fernwärmebereich.

(12) Rückstellungen

in Mio. €	31.12.2019	31.12.2018
Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen	5.285,8	4.768,5
Steuerrückstellungen	99,0	389,4
Sonstige Rückstellungen	5.819,6	5.874,5
Summe	11.204,4	11.032,4

Durch vertragliche Vereinbarung hat die EnBW AG im Innenverhältnis verschiedene Tochtergesellschaften von den Verpflichtungen aus der Zusage betrieblicher Altersversorgung und sonstiger Betriebsvereinbarungen freigestellt und bilanziert demzufolge Rückstellungen für diese Verpflichtungen einschließlich des Sicherungsvermögens für Wertguthaben aus Altersteilzeit. Im Außenverhältnis wurde ein entsprechender Schuldbeitritt vereinbart. Die Tochtergesellschaften leisten einen entsprechenden Aufwandsersatz. Die Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen werden gemäß den bestehenden Versorgungszusagen für Anwartschaften und laufende Leistungen für die berechtigten aktiven und ehemaligen Mitarbeiter sowie deren Hinterbliebenen gebildet.

Die Steuerrückstellungen enthalten im Wesentlichen Rückstellungen für steuerliche Betriebsprüfungsrisiken in Höhe von 99,0 Mio. € (Vorjahr: 228,0 Mio. €). Im Vorjahr waren Rückstellungen für Körperschaftsteuer in Höhe von 85,8 Mio. € und Gewerbesteuer in Höhe von 74,5 Mio. € enthalten.

In den sonstigen Rückstellungen sind Rückstellungen im Kernenergiebereich in Höhe von 3.954,3 Mio. € (Vorjahr: 3.974,0 Mio. €) abzüglich der hierfür geleisteten Anzahlungen für Wiederaufarbeitungsmaßnahmen in Höhe von 14,6 Mio. € (Vorjahr: 52,7 Mio. €) ausgewiesen. Die Rückstellungen im Kernenergiebereich werden auf Basis öffentlich-rechtlicher Verpflichtungen und Auflagen in den Betriebsgenehmigungen gebildet. Insoweit in Erfüllung dieser öffentlich-rechtlichen Verpflichtungen noch keine zivilrechtlichen Verträge zum Bilanzstichtag abgeschlossen waren, erfolgte die Bewertung der Rückstellungen auf Basis externer Gutachten und eigener Kostenschätzungen.

Rückstellungen im Kernenergiebereich

in Mio. €	31.12.2019	31.12.2018
Nach- und Restbetrieb	1.494,5	1.493,9
Abbau einschließlich Vorbereitung	886,6	1.107,4
Reststoffbearbeitung und Verpackung der radioaktiven Abfälle	1.242,5	1.041,0
Sonstiges	316,1	279,0
Summe	3.939,7	3.921,3

Der Ausweis der Rückstellungen im Kernenergiebereich erfolgt gem. den Aufgaben nach § 5 Abs. 2 der Rückbaurückstellungs-Transparenzverordnung.

Weitere wesentliche Rückstellungen wurden für ausstehende Rechnungen in Höhe von 633,6 Mio. € (Vorjahr: 713,1 Mio. €), für drohende Verluste in Höhe von 513,3 Mio. € (Vorjahr: 497,1 Mio. €) und für Verpflichtungen aus dem Personal- und Sozialbereich in Höhe von 346,2 Mio. € (Vorjahr: 338,0 Mio. €) gebildet.

Die ausschließlich der Erfüllung der Verpflichtungen für Altersteilzeit und Langzeitarbeitszeitkonten dienenden, dem Zugriff aller übrigen Gläubiger entzogenen Vermögensgegenstände (Deckungsvermögen im Sinne des § 246 Abs. 2 Satz 2 HGB) wurden mit ihrem beizulegenden Zeitwert mit den Rückstellungen verrechnet.

Altersteilzeit

in Mio. €	31.12.2019	31.12.2018
Erfüllungsbetrag der verrechneten Schulden	-191,3	-179,6
Beizulegender Zeitwert der Vermögensgegenstände	65,2	55,3
Saldo aus der Vermögensverrechnung	-126,1	-124,3
Anschaffungskosten der Vermögensgegenstände	65,2	55,3
Verrechnete Aufwendungen	3,2	4,4
Verrechnete Erträge	1,6	1,3

Langzeitarbeitszeitkonten

in Mio. €	31.12.2019	31.12.2018
Erfüllungsbetrag der verrechneten Schulden	-1,9	-1,9
Beizulegender Zeitwert der Vermögensgegenstände	1,8	1,8
Saldo aus der Vermögensverrechnung	-0,1	-0,1
Anschaffungskosten der Vermögensgegenstände	1,8	1,8
Verrechnete Aufwendungen	0,1	0,1
Verrechnete Erträge	0,1	0,4

(13) Verbindlichkeiten

		davon Restlaufzeit
in Mio. €	31.12.2019	bis zu 1 Jahr	1 bis 5 Jahre	über 5 Jahre
Anleihen	2.992,6	0,0	2.492,6	500,0
Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten	915,0	317,3	506,8	90,9
Erhaltene Anzahlungen auf Bestellungen	25,7	5,3	20,4	0,0
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen	55,1	55,1	0,0	0,0
Verbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen	7.347,5	4.349,1	390,1	2.608,3
Verbindlichkeiten gegenüber Unternehmen, mit denen ein Beteiligungsverhältnis besteht	111,3	111,3	0,0	0,0
Sonstige Verbindlichkeiten	647,0	620,5	26,1	0,4
davon aus Steuern	(47,1)	(47,1)	(0,0)	(0,0)
davon im Rahmen der sozialen Sicherheit	(0,0)	(0,0)	(0,0)	(0,0)
Summe	12.094,2	5.458,6	3.436,0	3.199,6

		davon Restlaufzeit
in Mio. €	31.12.2018	bis zu 1 Jahr	1 bis 5 Jahre	über 5 Jahre
Anleihen	1.992,6	0,0	1.992,6	0,0
Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten	826,0	157,8	281,8	386,4
Erhaltene Anzahlungen auf Bestellungen	30,3	5,2	25,1	0,0
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen	75,3	75,3	0,0	0,0
Verbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen	8.233,3	4.478,8	1.221,2	2.533,3
Verbindlichkeiten gegenüber Unternehmen, mit denen ein Beteiligungsverhältnis besteht	103,6	103,6	0,0	0,0
Sonstige Verbindlichkeiten	1.153,6	1.123,6	30,0	0,0
davon aus Steuern	(46,2)	(46,2)	(0,0)	(0,0)
davon im Rahmen der sozialen Sicherheit	(0,0)	(0,0)	(0,0)	(0,0)
Summe	12.414,7	5.944,3	3.550,7	2.919,7

Bei den Anleihen handelt es sich um fünf Hybridanleihen mit einem Volumen in Höhe von insgesamt 2.992,6 Mio. €. Diese sind mit Kündigungsrechten für die EnBW AG ausgestattet.

Eine Hybridanleihe in Höhe von 1.000,0 Mio. € hat eine Laufzeit bis 2. April 2076 und ist erstmalig am 2. April 2021 rückzahlbar. Danach ist eine Rückzahlung alle 5 Jahre, jeweils zum Zeitpunkt der Zinszahlung, möglich. Die Hybridanleihe ist zunächst mit einem fixen Coupon von 3,625 % p.a. ausgestattet, der beginnend mit dem 2. April 2021 alle fünf Jahre an den dann gültigen 5-Jahres-Midswap-Satz zuzüglich der bei Emission festgelegten Risikoprämie von 2,338 % angepasst wird. Im Jahr 2026 wird der Coupon zusätzlich um 0,25 Prozentpunkte p.a. und im Jahr 2041 um weitere 0,75 Prozentpunkte p.a. erhöht.

Zwei Hybridanleihen in Höhe von insgesamt 992,6 Mio. € (725,0 Mio. € sowie 300,0 Mio. US-$) haben eine Laufzeit bis 5. April 2077 und sind erstmalig zum 5. Januar 2022, danach jährlich zum Zinszahlungstag, rückzahlbar. Die in € begebene Hybridanleihe ist zunächst mit einem fixen Coupon von 3,375 % p.a. ausgestattet. Die in US-$ begebene Hybridanleihe ist zunächst mit einem fixen Coupon von 5,125 % p.a. ausgestattet. Der Coupon dieser beiden Hybridanleihen wird beginnend mit dem 5. April 2022 alle fünf Jahre an den dann jeweils gültigen 5-Jahres-Midswap-Satz zuzüglich der bei Emission festgelegten Risikoprämie von 3,629 % für die in € beziehungsweise 3,869 % für die in US-$ begebene Hybridanleihe angepasst. Im Jahr 2027 werden die Coupons zusätzlich um 0,25 Prozentpunkte p.a. und im Jahr 2042 um weitere 0,75 Prozentpunkte p.a. erhöht. Eine Hybridanleihe in Höhe von 500 Mio. € hat eine Laufzeit bis 5. November 2079 und ist erstmalig am 5. August 2024, danach jährlich zum Zinszahlungstag, rückzahlbar. Diese ist zunächst mit einem fixen Coupon von 1,125 % p.a. ausgestattet, der beginnend mit dem 5. November 2024 alle fünf Jahre an den dann gültigen 5-Jahres-Midswap-Satz zuzüglich der bei Emission festgelegten Risikoprämie von 1,424 % angepasst wird. Im Jahr 2029 wird der Coupon zusätzlich um 0,25 Prozentpunkte p.a. und im Jahr 2044 um weitere 0,75 Prozentpunkte p.a. erhöht.

Eine Hybridanleihe in Höhe von 500 Mio. € hat eine Laufzeit bis 5. August 2079 und ist erstmalig am 5. Mai 2027, danach jährlich zum Zinszahlungstag, rückzahlbar. Diese ist zunächst mit einem fixen Coupon von 1,625 % p.a. ausgestattet, der beginnend mit dem 5. August 2032 alle fünf Jahre an den dann gültigen 5-Jahres-Midswap-Satz zuzüglich der bei Emission festgelegten Risikoprämie von 1,725 % angepasst wird. Im Jahr 2032 wird der Coupon zusätzlich um 0,25 Prozentpunkte p.a. und im Jahr 2047 um weitere 0,75 Prozentpunkte p.a. erhöht.

Die Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten betreffen im Wesentlichen ein langfristiges bilaterales Bankdarlehen in Höhe von 350,0 Mio. € (Vorjahr: 375,0 Mio. €) für den Bau des Steinkohlekraftwerks RDK 8 in Karlsruhe sowie ein langfristiges bilaterales Bankdarlehen in Höhe von 318,2 Mio. € (Vorjahr: 363,6 Mio. €) für den Bau des Offshore-Windparks EnBW Baltic 2.

Zum Bilanzstichtag verfügte die EnBW AG über ungenutzte Kreditlinien in Höhe von 1.622,7 Mio. € (Vorjahr: 1.619,5 Mio. €).

Die Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen betreffen hauptsächlich Strom- und Gaslieferungen.

Bei den Verbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen in Höhe von 7.347,5 Mio. € (Vorjahr: 8.233,3 Mio. €) handelt es sich überwiegend um Verbindlichkeiten aus konzerninternem Verrechnungsverkehr im Rahmen des zentralen Finanz- und Liquiditätsmanagements sowie um Darlehensbeziehungen.

Wesentliche Posten der sonstigen Verbindlichkeiten zum Bilanzstichtag sind erhaltene Sicherheiten für Variation Margins und OTC-Geschäfte in Höhe von 477,0 Mio. € (Vorjahr: 785,9 Mio. €), Zinsabgrenzungen für Anleihen in Höhe von 59,9 Mio. € (Vorjahr: 55,3 Mio. €) und erhaltene Optionsprämien in Höhe von 6,3 Mio. € (Vorjahr: 77,2 Mio. €).

(14) Rechnungsabgrenzungsposten

Der passive Rechnungsabgrenzungsposten beinhaltet im Wesentlichen abgegrenzte Ergebnisbestandteile aus Futures in Höhe von 289,8 Mio. € (Vorjahr: 762,6 Mio. €).

Erläuterungen zur Gewinn- und Verlustrechnung

(15) Umsatzerlöse

in Mio. €	2019	2018
Strom	17.490,3	12.046,3
abzgl. Stromsteuer	-144,8	-142,3
Strom (ohne Stromsteuer)	17.345,5	11.904,0
Gas	19.617,3	11.795,0
abzgl. Erdgassteuer	-24,8	-23,5
Gas (ohne Erdgassteuer)	19.592,5	11.771,5
Dienstleistungen	188,3	194,1
Fernwärme	136,6	129,4
Sonstige Umsatzerlöse	957,7	884,1
Summe	38.220,6	24.883,1

Die Umsatzerlöse enthalten periodenfremde Umsatzerlöse in Höhe von 140,3 Mio. € (Vorjahr: 103,7 Mio. €). Diese entstehen im Wesentlichen aufgrund von Istabrechnungen im Strom- und Gasvertrieb sowie im Handelsgeschäft.

(16) Sonstige betriebliche Erträge

in Mio. €	2019	2018
Erträge aus Anlageabgängen	858,9	10,7
Erträge aus der Auflösung von Rückstellungen	182,4	336,3
Erträge aus Währungsumrechnung	77,9	75,7
Erträge aus Konzernverrechnung	22,4	17,6
Erträge aus Zuschreibungen	0,4	190,1
Übrige Erträge	88,8	107,2
Summe	1.230,8	737,6

In den übrigen Erträgen sind Erträge aus nicht ausgeübten Optionen in Höhe von 51,7 Mio. € (Vorjahr: 72,3 Mio. €) enthalten.

Von den sonstigen betrieblichen Erträgen sind 1.046,8 Mio. € (Vorjahr: 542,8 Mio. €) periodenfremd, die im Wesentlichen außergewöhnliche Erträge aus Anlageabgängen in Höhe von 847,6 Mio. € und Auflösungen von Rückstellungen enthalten.

(17) Materialaufwand

in Mio. €	2019	2018
Aufwendungen für Roh- Hilfs- und Betriebsstoffe und für bezogene Waren
Strombezug	15.986,9	10.507,8
Gasbezug	19.607,7	11.600,4
Kohle und Öl	222,2	317,6
Sonstige Aufwendungen	286,8	361,9
	36.103,6	22.787,7
Aufwendungen für bezogene Leistungen	1.282,3	1.576,5
Summe	37.385,9	24.364,2

In den sonstigen Aufwendungen sind Kosten der Kernkraftwerke in Höhe von 193,8 Mio. € (Vorjahr: 273,1 Mio. €) enthalten, diese setzen sich im Wesentlichen aus den Kernbrennstoffeinsatzkosten (49,8 Mio. €) und Zuführungen zu den Kernenergierückstellungen (110,0 Mio. €) zusammen.

In den Aufwendungen für bezogene Leistungen sind im Wesentlichen Aufwendungen für Netznutzung in Höhe von 672,9 Mio. € (Vorjahr: 758,6 Mio. €), für Betriebsführung in Höhe von 310,8 Mio. € (Vorjahr: 302,4 Mio. €), Instandhaltung und Reparaturen in Höhe von 124,7 Mio. € (Vorjahr: 339,3 Mio. €) sowie Konzessionsabgaben in Höhe von 50,7 Mio. € (Vorjahr: 68,8 Mio. €) enthalten.

Im Materialaufwand sind periodenfremde Aufwendungen in Höhe von 291,0 Mio. € (Vorjahr: 218,1 Mio. €) enthalten, die im Wesentlichen die Kosten der Kernkraftwerke, Aufwendungen für Strom- und Gasbezug aus Handelstätigkeiten sowie Netznutzung betreffen.

(18) Personalaufwand

in Mio. €	2019		2018
Vergütungen		503,6		475,8
Soziale Abgaben und Aufwendungen für Altersversorgung und für Unterstützung		150,2		154,4
davon für Altersversorgung insgesamt	189,0		174,6
weiterverrechnet an Konzerngesellschaften	-94,0		-89,2
Summe		653,8		630,2

Vom Personalaufwand sind 2,0 Mio. € (Vorjahr: 1,2 Mio. €) periodenfremd, die in Höhe von 1,7 Mio. € auf Vergütungen und in Höhe von 0,3 Mio. € auf Soziale Abgaben entfallen.

Die Beschäftigten im Jahresdurchschnitt lassen sich wie folgt einteilen:

	2019	2018
Leitende Angestellte	132	135
Übrige Arbeitnehmer	6.060	5.872
Gesamt	6.192	6.007

Zum Geschäftsjahresende betrug die Beschäftigtenzahl 6.318 (Vorjahr: 6.029).

(19) Abschreibungen

Bei den Abschreibungen handelt es sich neben planmäßigen Abschreibungen auf immaterielle Vermögensgegenstände und Sachanlagen auch um außerplanmäßige Abschreibungen in Höhe von 236,5 Mio. € (Vorjahr: 90,4 Mio. €).

(20) Sonstige betriebliche Aufwendungen

in Mio. €	2019	2018
Mieten und Pachten	133,8	113,8
Fremdleistungen für Verwaltung und Vertrieb	102,2	89,7
Währungs- und Kursverluste	85,7	80,6
Weitere Personalkosten	57,9	58,7
Prüfungs- und Beratungsaufwand	39,7	31,9
Werbeaufwand, Öffentlichkeitsarbeit	24,1	30,3
Aufwendungen aus Konzernverrechnung	22,9	22,3
Versicherungen	22,6	17,6
Wertberichtigungen auf Forderungen	15,6	8,5
Übrige Aufwendungen	140,7	183,2
Summe	645,2	636,6

In den Mieten und Pachten sind Aufwendungen für Gasspeicher in Höhe von 45,2 Mio. € (Vorjahr: 30,9 Mio. €) enthalten.

In den weiteren Personalkosten sind Aufstockungsbeträge bei den Altersteilzeitrückstellungen in Höhe von 26,1 Mio. € (Vorjahr: 30,0 Mio. €) enthalten.

In den übrigen Aufwendungen sind Aufwendungen aus nicht ausgeübten Optionen in Höhe von 38,2 Mio. € (Vorjahr: 93,0 Mio. €) enthalten. Von den sonstigen betrieblichen Aufwendungen sind 8,8 Mio. € (Vorjahr: 9,5 Mio. €) periodenfremd, in denen im Wesentlichen Aufwendungen aus Anlageabgängen enthalten sind.

(21) Erträge aus Beteiligungen

in Mio. €	2019	2018
Erträge aus verbundenen Unternehmen	105,3	115,8
Erträge aus Unternehmen, mit denen ein Beteiligungsverhältnis besteht	195,7	193,3
Summe	301,0	309,1

(22) Erträge aus anderen Wertpapieren und Ausleihungen des Finanzanlagevermögens

in Mio. €	2019	2018
Erträge aus anderen Wertpapieren	4,1	1,4
Erträge aus Ausleihungen des Finanzanlagevermögens	71,6	89,9
davon aus verbundenen Unternehmen	(71,6)	(89,9)
Summe	75,7	91,3

(23) Sonstige Zinsen und ähnliche Erträge

in Mio. €	2019	2018
Sonstige Zinsen und ähnliche Erträge	85,6	60,5
davon aus verbundenen Unternehmen	(16,7)	(12,1)

In den sonstigen Zinsen und ähnlichen Erträgen sind im Wesentlichen Zinserträge aus Bankzinsen, Zinsen aus Steuererstattungen sowie aus dem konzerninternen Verrechnungsverkehr im Rahmen des zentralen Finanz- und Liquiditätsmanagements enthalten.

Von den sonstigen Zinsen und ähnlichen Erträgen sind 5,2 Mio. € (Vorjahr: 1,3 Mio. €) periodenfremd, die hauptsächlich verbundene Unternehmen betreffen.

(24) Zinsen und ähnliche Aufwendungen

in Mio. €	2019	2018
Zinsen und ähnliche Aufwendungen	692,6	823,1
davon an verbundene Unternehmen	(145,9)	(206,6)
davon Zinsaufwand für langfristige Rückstellungen	(430,7)	(481,5)

Die Zinsen und ähnlichen Aufwendungen beinhalten im Wesentlichen Aufzinsungen von langfristigen Rückstellungen aus dem Kernenergiebereich und für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen. Die Auswirkungen aufgrund der Änderungen der durchschnittlichen Marktzinssätze betrugen im Geschäftsjahr bei den Zinsaufwendungen für Rückstellungen im Kernenergiebereich 128,2 Mio. € (Vorjahr: 152,4 Mio. €). Für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen betrugen die Auswirkungen 438,1 Mio. € (Vorjahr: 365,6 Mio. €), die anteilig an Tochtergesellschaften im Rahmen des Aufwandsersatzes verrechnet wurden.

Weitere wesentliche Aufwendungen betreffen Zinsaufwendungen aus dem konzerninternen Verrechnungsverkehr im Rahmen des zentralen Finanz- und Liquiditätsmanagements sowie Zinsaufwendungen für die Hybridanleihen.

Von den Zinsen und ähnlichen Aufwendungen sind 0,9 Mio. € (Vorjahr: 13,9 Mio. €) periodenfremd.

(25) Steuern vom Einkommen und vom Ertrag

Die EnBW AG ist als Organträger auch Steuerschuldner für die durch Beherrschungs- und Ergebnisabführungsverträge mit ihr verbundenen Unternehmen.

In den Steuern vom Einkommen und vom Ertrag sind periodenfremde Gewerbe- und Körperschaftsteuererträge in Höhe von 114,7 Mio. € (Vorjahr: 9,5 Mio. €) und periodenfremde Gewerbe- und Körperschaftsteueraufwendungen in Höhe von 3,4 Mio. € (Vorjahr: 295,5 Mio. €) enthalten, die im Wesentlichen aus Betriebsprüfungen resultieren.

Im Aufwand für Steuern vom Einkommen und vom Ertrag sind ausschließlich tatsächliche Steuern enthalten. Die Ermittlung der latenten Steuern weist einen aktiven Überhang aus. Vom Bilanzierungswahlrecht bei aktivem Überhang von Steuerlatenzen wurde kein Gebrauch gemacht.

(26) Sonstige Steuern

In den sonstigen Steuern sind periodenfremde Erträge in Höhe von 0,3 Mio. € (Vorjahr: 0,8 Mio. €) und periodenfremde Aufwendungen in Höhe von 1,6 Mio. € (Vorjahr: 0,9 Mio. €) enthalten.

(27) Jahresüberschuss / -fehlbetrag

Der Jahresüberschuss beträgt 280,6 Mio. € (Vorjahr: Jahresfehlbetrag 800,7 Mio. €). Unter Berücksichtigung des Gewinnvortrags in Höhe von 103,0 Mio. € (Vorjahr: Gewinnvortrag 827,8 Mio. €) ergibt sich ein Bilanzgewinn in Höhe von 383,6 Mio. € (Vorjahr: Bilanzgewinn 279,1 Mio. €).

Sonstige Angaben

Haftungsverhältnisse

Die EnBW AG hat Bürgschaften, Kreditgarantien, Garantieerklärungen und Gewährleistungsverträge über insgesamt 2.899,5 Mio. € (Vorjahr: 2.697,2 Mio. €) abgegeben, 2.496,8 Mio. € (Vorjahr: 2.376,3 Mio. €) davon für verbundene Unternehmen und 187,4 Mio. € (Vorjahr: 126,0 Mio. €) für Unternehmen, mit denen ein Beteiligungsverhältnis besteht.

Für die Risiken aus nuklearen Schäden haben die deutschen Kernkraftwerksbetreiber nach Inkrafttreten des novellierten Atomgesetzes (AtG) und der novellierten Atomrechtlichen Deckungsvorsorge-Verordnung (AtDeckV) vom 27. April 2002 bis zu einem Maximalbetrag von 2,5 Mrd. € je Schadensfall Deckungsvorsorge nachzuweisen. Von dieser Vorsorge sind 255,6 Mio. € über eine einheitliche Haftpflichtversicherung abgedeckt. Die Nuklear Haftpflicht GbR erfasst nur noch die solidarische Absicherung in Bezug auf Ansprüche im Zusammenhang mit behördlich angeordneten Evakuierungsmaßnahmen im Bereich zwischen 0,5 Mio. € und 15,0 Mio. €. Die Konzernunternehmen haben sich entsprechend ihrer Anteile an Kernkraftwerken verpflichtet, deren Betriebsgesellschaften liquiditätsmäßig so zu stellen, dass sie ihren Verpflichtungen aus ihrer Zugehörigkeit zur Nuklear Haftpflicht GbR jederzeit nachkommen können.

Zur Erfüllung der anschließenden Deckungsvorsorge in Höhe von 2.244,4 Mio. € je Schadensfall haben die EnBW und die übrigen Obergesellschaften der deutschen Kernkraftwerksbetreiber mit Vertrag vom 11. Juli, 27. Juli, 21. August und 28. August 2001, verlängert mit Vereinbarung vom 25. März, 18. April, 28. April und 1. Juni 2011, vereinbart, den haftenden Kernkraftwerksbetreiber im Schadensfall- nach Ausschöpfung seiner eigenen Möglichkeiten und der seiner Konzernobergesellschaften- finanziell so auszustatten, dass er seinen Zahlungsverpflichtungen nachkommen kann (Solidarvereinbarung). Vertragsgemäß beträgt der auf die EnBW entfallende Anteil bezüglich Haftung, zuzüglich 5 % für Schadensabwicklungskosten, 25,187 % zum 31. Dezember 2019 und ab 1. Januar 2020 20,450 % aufgrund des Ausscheidens der Anlagen Kernkraftwerk Biblis B, Unterweser, Krümmel, Neckar 1 und Philippsburg 1. Ausreichende Liquiditätsvorsorge besteht und ist im Liquiditätsplan berücksichtigt.

Zum 31. Dezember 2019 scheiden die Anlagen Kernkraftwerk Neckar 1 und Kernkraftwerk Philippsburg 1 aus der o.g. Solidarvereinbarung aus. Aufgrund der Entfernung aller Brennelemente aus der Anlage wurde die Höhe der Deckungsvorsorge für die Anlage Kernkraftwerk Neckar 1 auf 15 Mio. € und für die Anlage Kernkraftwerk Philippsburg 1 auf 15 Mio. € in 2019 neu festgesetzt.

Die EnBW AG ist Mitglied der European Mutual Association for Nuclear Insurance (EMANI). Bei der EMANI ist für die Anlage Kernkraftwerk Philippsburg (KKP) unverändert eine Verbundene Sachversicherung abgeschlossen. Bei Erschöpfung des Garantiefonds der EMANI bzw. wenn EMANI über die gesetzlich geforderte Liquidität nicht mehr verfügt, kann EMANI aufgrund der Satzung von den Mitgliedern die Zahlung eines Beitrags bis zum Sechsfachen der Jahresprämie fordern. Die Jahresnettoprämie für sämtliche nukleare Kraftwerksblöcke der EnBW beträgt aktuell 1,0 Mio. €. Die EnBW International Finance B.V. hat- unter der unwiderruflichen Garantie der EnBW AG- nachfolgende Schuldverschreibungen begeben:

Emittent	Emissionsvolumen
	Mio. €	Mio. CHF	Mio. JPY	Coupon	Fälligkeit
EnBW International Finance B.V.		100		2,250 %	12.7.2023
EnBW International Finance B.V.	500			4,875 %	16.1.2025
EnBW International Finance B.V.	500			2,500 %	4.6.2026
EnBW International Finance B.V.	500			1,875 %	31.10.2033
EnBW International Finance B.V.	100			2,875 %	13.6.2034
EnBW International Finance B.V.			20.000	3,880 %	16.12.2038
EnBW International Finance B.V.	100			3,080 %	16.6.2039
EnBW International Finance B.V.	600			6,125 %	7.7.2039
EnBW International Finance B.V.	50			2,900 %	1.8.2044
EnBW International Finance B.V.	75			2,080 %	21.1.2041

Die EnBW AG garantiert den Gläubigern der Schuldverschreibungen die ordnungsgemäße Zahlung sämtlicher Beträge, die auf die Schuldverschreibungen zu zahlen sind. Die Schuldverschreibungen valutierten zum Bilanzstichtag mit 3.641,2 Mio. € (Vorjahr: 3.266,9 Mio. €).

Die EnBW AG geht Haftungsverhältnisse nur nach sorgfältiger Risikoabwägung und grundsätzlich nur in Zusammenhang mit ihrer eigenen oder der Geschäftstätigkeit verbundener Unternehmen und Beteiligungen ein. Auf Basis einer kontinuierlichen Evaluierung der Risikosituation der eingegangenen Haftungsverhältnisse und unter Berücksichtigung der bis zum Aufstellungszeitpunkt gewonnenen Erkenntnisse geht die EnBW AG derzeit davon aus, dass die den Haftungsverhältnissen zugrunde liegenden Verpflichtungen von den jeweiligen Hauptschuldnern erfüllt werden können. Die EnBW AG schätzt daher bei allen aufgeführten Haftungsverhältnissen das Risiko einer Inanspruchnahme als nicht wahrscheinlich ein.

Sonstige finanzielle Verpflichtungen

Zum Bilanzstichtag bestehen sonstige finanzielle Verpflichtungen in Höhe von insgesamt 8.842,4 Mio. € (Vorjahr: 7.886,3 Mio. €), davon 1.605,5 Mio. € (Vorjahr: 790,9 Mio. €) gegenüber verbundenen Unternehmen. Sie setzen sich wie folgt zusammen:

- Aus langfristigen Abnahmeverpflichtungen bis zu 6.885,7 Mio. € (Vorjahr: 6.867,6 Mio. €), davon gegenüber verbundenen Unternehmen 174,1 Mio. € (Vorjahr: 210,8 Mio. €).

- Durch den Erwerb von Beteiligungen bis zu 362,3 Mio. € (Vorjahr: 299,4 Mio. €).

- Aus Darlehenszusagen gegenüber verbundenen Unternehmen bis zu 1.257,3 Mio. € (Vorjahr: 472,1 Mio. €).

- Aus schwebenden Rechtsstreitigkeiten bis zu 0,1 Mio. € (Vorjahr: 1,1 Mio. €).

- Zum Bilanzstichtag bestehen Bestellobligos, Mietverpflichtungen sowie weitere vertragliche Verpflichtungen in Höhe von insgesamt 337,0 Mio. € (Vorjahr: 246,2 Mio. €), davon gegenüber verbundenen Unternehmen in Höhe von 174,1 Mio. € (Vorjahr: 108,0 Mio. €).

Entsprechenserklärung zum Deutschen Corporate Governance Kodex

Vorstand und Aufsichtsrat der EnBW AG haben die nach § 161 AktG vorgeschriebene Entsprechenserklärung zum Deutschen Corporate Governance Kodex am 4. Dezember 2019 abgegeben und den Aktionären im Internet unter www.enbw.com/entsprechenserklaerung dauerhaft zugänglich gemacht.

Vergütung von Vorstand und Aufsichtsrat

Die Vergütungssysteme für Vorstand und Aufsichtsrat werden im Vergütungsbericht dargestellt, der Bestandteil des zusammengefassten Lageberichts ist.

Die Gesamtbezüge des Vorstands für das Geschäftsjahr 2019 betragen 9,2 Mio. € (Vorjahr: 7,9 Mio. €).

Frühere Mitglieder des Vorstands und ihre Hinterbliebenen erhielten im Geschäftsjahr 2019 Gesamtbezüge in Höhe von 5,2 Mio. € (Vorjahr: 4,8 Mio. €). Es bestehen Pensionsverpflichtungen gegenüber früheren Mitgliedern des Vorstands und ihren Hinterbliebenen in Höhe von 92,3 Mio. € (Vorjahr: 82,1 Mio. €).

Für das Geschäftsjahr 2019 wird den Mitgliedern des Aufsichtsrats eine feste Vergütung sowie Sitzungsgelder von insgesamt 1,3 Mio. € (Vorjahr: 1,2 Mio. €) gewährt.

Im Geschäftsjahr 2019 bestanden keine Vorschüsse und Kredite gegenüber den Mitgliedern des Vorstands und des Aufsichtsrats.

Die Angaben zu Vorstand und Aufsichtsrat nach § 285 Nr. 10 HGB sind in der Anlage 2 enthalten.

Honorare des Abschlussprüfers

Das für das Geschäftsjahr 2019 berechnete Honorar des Abschlussprüfers ist im Konzernabschluss der EnBW AG enthalten.

Die Ernst & Young GmbH Wirtschaftsprüfungsgesellschaft hat den Jahres- und Konzernabschluss der EnBW AG geprüft. Darüber hinaus erfolgten nicht gesetzlich vorgeschriebene Bestätigungsleistungen in Bezug auf Finanzinformationen für die prüferische Durchsicht von Zwischenabschlüssen und freiwillige Jahres- und Konzernabschlussprüfungen. Prüfungsintegriert erfolgte eine nicht gesetzlich vorgeschriebene Prüfung von IT-Systemen. Ferner wurden nicht gesetzlich vorgeschriebene wirtschaftszweigspezifische Prüfungen, zum Beispiel nach dem EEG, KWKG und Konzessionsabgabenverordnung durchgeführt. Nicht gesetzlich vorgeschriebene Bestätigungsleistungen in Bezug auf Kapitalmarkttransaktionen betreffen einen Comfort Letter. Zudem wurden vereinbarte Untersuchungshandlungen durchgeführt.

Im Zusammenhang mit umsatzsteuerlichen Sachverhalten sowie laufenden Ertragsteuern wurde die EnBW AG von der Ernst & Young GmbH Wirtschaftsprüfungsgesellschaft steuerlich beraten. Weiterhin hat die Ernst & Young GmbH Wirtschaftsprüfungsgesellschaft Beratungsleistungen in Verbindung mit der Ersteinführung neuer Rechnungslegungsgrundsätze durchgeführt und uns im Zusammenhang mit Unternehmenstransaktionen sowie sonstigen wirtschaftlichen Angelegenheiten beraten.

Derivative Finanzinstrumente

Im Rahmen der Energiehandelstätigkeit werden Energiehandelskontrakte für Zwecke des Preisrisikomanagements, der Kraftwerksoptimierung, der Lastglättung und der Margenoptimierung abgeschlossen. Darüber hinaus ist der Eigenhandel nur innerhalb enger, klar definierter Limits erlaubt. Commodity-Preisrisiken wirken sich im Wesentlichen auf Positionen aus, die im Rahmen der Risikomanagementaktivitäten der Gesellschaft zur Ergebnisabsicherung eingegangen werden. Die finanzwirtschaftlichen Risiken im Kraftwerks-Portfolio (KW-Portfolio) und im Vertriebsportfolio Strom (VT-Portfolio) werden gesamthaft in jeder Jahresscheibe gemanagt. Aus der Bewirtschaftung von Gasspeichern und -bezugsverträgen sowie aus dem Gasvertrieb ergeben sich ebenfalls Commodity-Preisrisiken. Die finanzwirtschaftlichen Risiken hieraus werden- je nach Portfolio sowohl gesamthaft in jeder Jahresscheibe als auch gesamthaft über die Lieferjahre hinweg gemanagt. Darüber hinaus entstehen Marktpreisrisiken durch das Eingehen von spekulativen Positionen im Eigenhandel. Finanzwirtschaftliche Risiken im Eigenhandels-Portfolio werden gesamthaft gemanagt.

Unternehmenspolitik ist es, diese Risiken durch ein systematisches Risikomanagement auszuschalten oder zu begrenzen. Hierzu werden derivative Instrumente innerhalb umfassender Risikomanagementrichtlinien eingesetzt. Im Geschäftsjahr kamen als Sicherungsinstrumente Forwards, Futures, Swaps und Optionen zum Einsatz. Die zur Absicherung von finanzwirtschaftlichen Risiken eingesetzten derivativen Finanzinstrumente unterliegen den in der Richtlinie für das Risikomanagement festgelegten Beurteilungskriterien wie Value at Risk Kennziffern sowie Positionslimiten. Die Funktionstrennung der Bereiche Handel sowie Abwicklung und Kontrolle bilden ein weiteres zentrales Element des Risikomanagements. Für börsengehandelte sowie teilweise auch bilateral gehandelte Derivate wurden Sicherheiten hinterlegt beziehungsweise hat die Gesellschaft Sicherheiten erhalten.

Bewertungseinheiten

Mikrohedges

In den Fällen, in denen einem derivativen Finanzinstrument ein Grundgeschäft eindeutig zuordenbar ist, bilden Grundgeschäft und Sicherungsgeschäft eine Bewertungseinheit in Form eines Mikrohedge.

Die EnBW AG schließt mit ihrer 100 %-igen Tochtergesellschaft EnBW International Finance B.V. Konzerndarlehen ab, deren zugrundeliegende Zins- beziehungsweise Währungskomponenten spiegelbildlich, über Zins- und Währungsswaps, abgesichert sind. Zinsswaps sichern hierbei den Marktwert des jeweiligen Darlehens durch Einhaltung einer variablen Verzinsung ab. Währungsswaps sichern die künftigen fixen Zinszahlungen in Fremdwährung sowie die Rückzahlung der jeweiligen Fremdwährungsverbindlichkeit zum Fälligkeitszeitpunkt ab. Die Zins- und Währungsswaps bilden mit dem jeweiligen Konzerndarlehen eine Bewertungseinheit.

Die folgenden Beträge der zum 31. Dezember 2019 bilanzierten Verbindlichkeiten sind als Grundgeschäfte in die Bewertungseinheiten über deren Laufzeit designiert und in voller Höhe gesichert:

Finanzverbindlichkeiten

in Mio. €	Nominalwert	abgesichertes Risiko (negativer Marktwert)	Sicherungszeitraum
Mikrohedge
Zins	300,0	0,0	bis 2025
Zins und Währung	431,1	-41,1	bis 2038
Summe	731,1	-41,1

Den in die Bewertungseinheit einbezogenen Wertänderungen der Zins- und Währungsswaps in Höhe von 41,1 Mio. € stehen Wertänderungen aus Grundgeschäften als abzusicherndes Risiko in gleicher Höhe gegenüber. Die bilanzielle Abbildung erfolgt durch Anwendung der Einfrierungsmethode, somit kam es zu keiner bilanziellen Erfassung des in die Bewertungseinheit einbezogenen Teils der Wertänderungen.

Die Wirksamkeit der Sicherungsbeziehung wird regelmäßig unter Anwendung der Dollar-Offset-Ratio-Methode beurteilt. Aufgrund der Übereinstimmung der wesentlichen Zins-, Währungs- und Laufzeitkomponenten zwischen Grundgeschäft und Sicherungsinstrument sind die Bewertungseinheiten über den gesamten Sicherungshorizont als hocheffektiv einzustufen.

Makro- und Portfoliohedges

Die im Rahmen der Energiehandelstätigkeit abgeschlossenen schwebenden Geschäfte mit physischer oder finanzieller Erfüllung sowie Lieferverträge und bestimmte Vorratsbestände, werden außerbilanziell auf Basis des jeweiligen Portfolios zu Bewertungseinheiten zusammengefasst.

Portfolio

in Mio. €	Nominalwert	abgesichertes Risiko (negativer Marktwert)	Sicherungszeitraum
Makrohedges
Nostro	55.522,6	5.339,0	2020-2024
KW	4.356,1	1.092,1	2020-2022
Gas Asset (langfr. Bezugsverträge)	1.024,9	159,0	2020-2022
Gas VT	3.219,8	644,0	2020-2024
Gas Strukt.	762,7	102,3	2020-2023
Portfoliohedges
VT Strom	1.158,7	190,5	2020-2023
Gas Asset (Speicher)	269,6	94,0	2020-2021
Summe	66.314,4	7.620,9

Die kompensatorische Wirkung der Absicherung der Marktpreis- und Währungsrisiken ergibt sich aus dem zugrunde gelegten Portfolioführungskonzept und der Risikomanagementstrategie des jeweiligen Portfolios.

Die Beurteilung der Effektivität erfolgt, sofern nachfolgend nicht anders dargestellt, durch die Betrachtung der beizulegenden Zeitwerte der jeweiligen Bewertungseinheit am Bilanzstichtag. In diese Betrachtung werden gegebenenfalls Vorräte und andere bereits in der Bilanz erfasste Posten einbezogen. Ergibt sich aus der Betrachtung ein negativer Saldo, so wird eine Rückstellung für drohende Verluste gebildet. Ein positiver Saldo bleibt bilanziell unberücksichtigt.

Im Nostro Portfolio werden Arbitragegeschäfte getätigt. Die dabei aufgrund von Markteinschätzungen bewusst eröffneten Positionen stellen die zu sichernden Grundgeschäfte dar. Es handelt sich dabei im Wesentlichen um Termingeschäfte (Futures, Forwards und Swaps) auf die Commodities Strom, Gas, Kohle, Öl und Emissionsrechte sowie Devisentermingeschäfte. Die Geschäfte aus geschlossenen Positionen stellen die Sicherungsgeschäfte dar.

Eine quantitative Beurteilung der Wirksamkeit der Sicherungsbeziehung erfolgt, indem aufgezeigt wird, dass der Value at Risk (10 Tage, 98 %) der offenen Position im Zeitablauf im vorgegebenen Korridor liegt und darüber hinaus das Gesamtrisiko für das Geschäftsfeld Nostro das vorgegebene Risikokapital nicht überschreitet.

Im KW Portfolio erfolgt die Vermarktung der geplanten Stromerzeugung aus den Kraftwerkskapazitäten sowie eine fortlaufende "Optimierung" des Kraftwerkeinsatzes. Die sich hieraus ergebende geplante Vermarktung der geplanten Erzeugungsposition und die geplante Vermarktung aus langfristigen Bezugs- und Abgabeverträgen im liquiden Zeitraum sowie der zugehörige Bedarf an Commodities (zum Beispiel Kohle, Öl, Gas, CO ₂) und Fremdwährungen stellen das Grundgeschäft dar. Die Geschäfte zur Vermarktung der Kraftwerkskapazitäten sowie zur Beschaffung der Primärenergieträger, Emissionszertifikate und Devisen stellen die Sicherungsgeschäfte dar.

Im VT Strom Portfolio werden die Vertriebspositionen des Stromgeschäfts zusammengefasst. Strukturierte Lieferungen und Standardhandelsprodukte bilden dabei das Grundgeschäft. Termingeschäfte (Forwards und Futures für das Commodity Strom), welche für die Beschaffung beziehungsweise Anpassung der Vertriebsposition dienen, stellen die Sicherungsinstrumente dar. In den Portfolien Gas Asset wird eine Bewertungseinheit für die Bewirtschaftung langfristiger Gasbezugsverträge zur Absicherung der Mengen- und Preisrisiken gebildet. Die vertraglichen Longpositionen bilden dabei das Grundgeschäft. Als Sicherungsinstrumente dienen Termingeschäfte (Forward, Futures und Swaps).

Eine weitere Bewertungseinheit wird in diesem Portfolio für die Bewirtschaftung eines Gasspeichers gebildet. Der Speicherinhalt sowie alle Termingeschäfte (Forwards und Futures für das Commodity Gas) zur Befüllung des Speichers stellen die Grundgeschäfte dar. Die Verkäufe der im Speicher enthaltenen Gasvorräte sowie die künftige Vermarktung der Gasspeichermengen stellen die Sicherungsinstrumente dar. Ein quantitativer Nachweis zur Beurteilung der Wirksamkeit der Sicherungsbeziehung wird durch die Gegenüberstellung der Nominalwerte aller Geschäfte des Portfolios zuzüglich der Speicherinhalte und der anteiligen Speichermiete erbracht.

Im Portfolio Gas VT werden die Vertriebspositionen aus Gaslieferverträgen erfasst. Die Absatzgeschäfte stellen dabei die Grundgeschäfte dar. Sämtliche Markttermingeschäfte und Umbuchungen aus dem Gas Strukt.-Portfolio, welche für die Beschaffung beziehungsweise Anpassung der Vertriebspositionen dienen, stellen Sicherungsinstrumente dar.

Die Grundgeschäfte im Gas Strukt.-Portfolio stellen sämtliche Gasbezugsgeschäfte inklusive Gasspeicherbestände sowie gegebenenfalls Positionen, die sich aus indexierten Verträgen ergeben, dar. Sämtliche Verkaufstermingeschäfte (gegebenenfalls auch indexiert) stellen Sicherungsinstrumente dar.

Ein quantitativer Nachweis zur Beurteilung der Wirksamkeit der Sicherungsbeziehung in den Portfolien Gas VT und Gas Strukt. wird durch die Gegenüberstellung der Nominalwerte aller Geschäfte des Portfolios und weiterer Komponenten erbracht.

Zum Bilanzstichtag bestehen insgesamt Drohverlustrückstellungen für Makro Hedges in Höhe von 78,0 Mio. € sowie für Portfolio Hedges in Höhe von 26,3 Mio. €.

Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung (EnWG)

Gemäß § 6 b Abs. 2 EnWG sind Geschäfte größeren Umfangs mit verbundenen sowie assoziierten Unternehmen, wenn sie aus dem Rahmen der gewöhnlichen Energieversorgungstätigkeit herausfallen und für die Beurteilung der Vermögens- und Ertragslage von wesentlicher Bedeutung sind, gesondert auszuweisen. Im Geschäftsjahr 2019 waren dies:

Durch vertragliche Vereinbarung hat die EnBW AG im Innenverhältnis verschiedene Tochtergesellschaften von den Verpflichtungen aus der Zusage betrieblicher Altersversorgung und sonstiger Betriebsvereinbarungen freigestellt und bilanziert demzufolge Rückstellungen für diese Verpflichtungen einschließlich des Sicherungsvermögens für Wertguthaben aus Altersteilzeit. Im Außenverhältnis wurde ein entsprechender Schuldbeitritt vereinbart. Die Tochtergesellschaften leisten einen entsprechenden Aufwandsersatz.

Im Rahmen des zentralen Finanz- und Liquiditätsmanagements hat die EnBW AG mit Konzerngesellschaften Vereinbarungen über die Verwaltung von Liquidität vereinbart. Die daraus resultierende Verzinsung erfolgt auf Basis marktüblicher Referenzzinssätze. Weiterhin werden langfristige Darlehen an Konzernunternehmen im Wesentlichen zur Finanzierung von Investitionen gewährt. Von der EnBW International Finance B.V. werden der EnBW AG langfristige Darlehen aus der Begebung von Anleihen gewährt.

Die EnBW AG erbringt für Konzerngesellschaften Shared Service Dienstleistungen, im Wesentlichen für die Funktionen Einkauf, Facilitymanagement und Infrastruktur, Informationstechnologie, Informationssicherheit, Controlling und Risikomanagement, Konzernfinanzen, Rechnungswesen und Steuern, Personal sowie Recht. Die Leistungen werden anhand eines detaillierten Leistungsverzeichnisses mittels konzerneinheitlicher Verrechnungspreise abgerechnet. Im Geschäftsjahr wurden 336,7 Mio. € verrechnet.

Die EnBW AG hat ihre Betriebs- und Verwaltungsgebäude zu marktüblichen Konditionen von den Immobiliengesellschaften des EnBW-Konzerns gemietet. Im Geschäftsjahr wurden der EnBW AG 76,2 Mio. € berechnet.

Aktionärsstruktur

Die Aktionärsstruktur der EnBW AG stellte sich zum 31. Dezember 2019 wie folgt dar (Abweichung zu 100 % aufgrund von Rundungen):

Aktionäre der EnBW	Anteile in %
OEW Energie-Beteiligungs GmbH	46,75
NECKARPRI-Beteiligungsgesellschaft mbH	46,75
Badische Energieaktionärs-Vereinigung	2,45
Gemeindeelektrizitätsverband Schwarzwald-Donau	0,97
Neckar-Elektrizitätsverband	0,63
EnBW Energie Baden-Württemberg AG	2,08
Streubesitz	0,39

Mitteilungen nach den §§ 33 ff. WpHG

Hinweis: Die nachfolgend wiedergegebenen §§-Angaben beziehen sich auf die seinerzeit geltenden Fassungen. Diese Fassungen sind mit dem Zusatz "a.F." (alte Fassung) gekennzeichnet.

Für das Land Baden-Württemberg, deren 100-prozentige Tochtergesellschaft NECKARPRI GmbH und wiederum deren 100-prozentige Tochtergesellschaft NECKARPRI-Beteiligungsgesellschaft mbH (alle mit Sitz in Stuttgart, Deutschland), von denen letztere unmittelbar als Aktionärin mit 46,75 % am Grundkapital der EnBW Energie Baden-Württemberg AG (EnBW AG) beteiligt ist, wurde der EnBWAG am 22. / 23. Dezember 2015 folgende am 15. Januar 2016 korrigierte Stimmrechtsmitteilung nach den §§ 21 Abs. 1 und 25 Abs. 1 WpHG a.F. unter Verwendung des nach § 17 WpAIV a.F. vorgeschriebenen Formulars übermittelt:

1. Angaben zum Emittenten

EnBW Energie Baden-Württemberg AG

Durlacher Allee 93

76131 Karlsruhe

Deutschland

2. Grund der Mitteilung

	Erwerb / Veräußerung von Aktien mit Stimmrechten
X	Erwerb / Veräußerung von Instrumenten
	Änderung der Gesamtzahl der Stimmrechte
X	Sonstiger Grund: Aufhebung einer Stimmrechtsvereinbarung

3. Angaben zum Mitteilungspflichtigen

Name:	Registrierter Sitz und Staat:
Land Baden-Württemberg	Stuttgart Deutschland

4. Namen der Aktionäre mit 3 % oder mehr Stimmrechten, wenn abweichend von 3.

NECKARPRI-Beteiligungsgesellschaft mbH

5. Datum der Schwellenberührung

22.12.2015

6. Gesamtstimmrechtsanteile

	Anteil Stimmrechte (Summe 7.a.)	Anteil Instrumente (Summe 7.b.1.+ 7.b.2).	Summe Anteile (Summe 7.a. + 7.b.)	Gesamtzahl Stimmrechte
Neu	46,75 %	46,75 %	93,50 %	276.604.704
letzte Mitteilung	92,31 %	%	%	/

7. Einzelheiten zu den Stimmrechtsbeständen a. Stimmrechte (§§ 21, 22 WpHG a.F.)

ISIN	absolut		in %
	direkt(§ 21 WpHG a.F.)	zugerechnet (§ 22 WpHG a.F.)	direkt (§ 21 WpHG a.F.)	zugerechnet (§ 22 WpHG a.F.)
DE0005220008	0	129.299.783	0 %	46,75 %
Summe		129.299.783		46,75 %

b.1. Instrumente i.S.d. § 25 Abs. 1 Nr. 1 WpHG a.F.

Art des Instruments	Fälligkeit / Verfall	Ausübungszeitraum / Laufzeit	Barausgleich oder physische Abwicklung	Stimmrechte absolut	Stimmrechte in %
Bedingtes Vorkaufsrecht (conditional preemption right)		unbefristet	Physisch	129.299.783	46,75 %
			Summe	129.299.783	46,75 %

b.2. Instrumente i.S.d. § 25 Abs. 1 Nr. 2 WpHG a.F.

Art des Instruments	Fälligkeit / Verfall	Ausübungszeitraum / Laufzeit	Barausgleich oder physische Abwicklung	Stimmrechte absolut	Stimmrechte in %
Bedingtes Vorkaufsrecht (conditional preemption right)		unbefristet	Physisch	129.299.783	46,75 %
			Summe	129.299.783	46,75 %

8. Informationen in Bezug auf den Mitteilungspflichtigen

	Mitteilungspflichtiger (3.) wird weder beherrscht noch beherrscht Mitteilungspflichtiger andere Unternehmen mit melderelevanten Stimmrechten des Emittenten (1.).
X	Vollständige Kette der Tochterunternehmen beginnend mit der obersten beherrschenden Person oder dem obersten beherrschenden Unternehmen:

Unternehmen	Stimmrechte in %, wenn 3 % oder höher	Instrumente in %, wenn 5 % oder höher	Summe in %, wenn 5 % oder höher
Land Baden-Württemberg	%	%	%
NECKARPRI GmbH	%	%	%
NECKARPRI-Beteiligungsgesellschaft mbH	46,75 %	46,75 %	93,50 %

9. Bei Vollmacht gemäß § 22 Abs. 3 WpHG a.F.

(nur möglich bei einer Zurechnung nach § 22 Abs. 1 Satz 1 Nr. 6 WpHG a.F.)

Datum der Hauptversammlung:
Gesamtstimmrechtsanteil nach der Hauptversammlung:	% (entspricht Stimmrechten)

Die am 22. / 23. Dezember 2015 erhaltene Mitteilung wurde von der EnBW AG am 23. Dezember 2015 und die am 15. Januar 2016 erhaltene korrigierte Mitteilung wurde von der EnBW AG am 18. Januar 2016 gemäß § 26 Abs. 1 WpHG a.F. mit dem Ziel der europaweiten Verbreitung veröffentlicht.

Für den Zweckverband Oberschwäbische Elektrizitätswerke und deren 100-prozentige Tochtergesellschaft OEW Energie-Beteiligungs GmbH (beide mit Sitz in Ravensburg, Deutschland), von denen letztere unmittelbar als Aktionärin mit 46,75 % am Grundkapital der EnBWAG beteiligt ist, wurde der EnBW AG am 22. / 23. Dezember 2015 folgende am 15. Januar 2016 korrigierte Stimmrechtsmitteilung nach den §§ 21 Abs. 1 und 25 Abs. 1 WpHG a.F. unter Verwendung des nach § 17 WpAIV a.F. vorgeschriebenen Formulars übermittelt:

1. Angaben zum Emittenten

EnBW Energie Baden-Württemberg AG

Durlacher Allee 93

76131 Karlsruhe

Deutschland

2. Grund der Mitteilung

	Erwerb / Veräußerung von Aktien mit Stimmrechten
X	Erwerb / Veräußerung von Instrumenten
	Änderung der Gesamtzahl der Stimmrechte
X	Sonstiger Grund: Aufhebung einer Stimmrechtsvereinbarung

3. Angaben zum Mitteilungspflichtigen

Name:	Registrierter Sitz und Staat:
Zweckverband Oberschwäbische Elektrizitätswerke	Ravensburg Deutschland

4. Namen der Aktionäre mit 3 % oder mehr Stimmrechten, wenn abweichend von 3.

OEW Energie-Beteiligungs GmbH

5. Datum der Schwellenberührung

22.12.2015

6. Gesamtstimmrechtsanteile

	Anteil Stimmrechte (Summe 7.a.)	Anteil Instrumente (Summe 7.b.1.+ 7.b.2).	Summe Anteile (Summe 7.a. + 7.b.)	Gesamtzahl Stimmrechte
Neu	46,75 %	46,75 %	93,50 %	276.604.704
letzte Mitteilung	92,31 %	%	%	/

7. Einzelheiten zu den Stimmrechtsbeständen a. Stimmrechte (§§ 21, 22 WpHG a.F.)

ISIN	absolut		in %
	direkt(§ 21 WpHG a.F.)	zugerechnet (§ 22 WpHG a.F.)	direkt (§ 21 WpHG a.F.)	zugerechnet (§ 22 WpHG a.F.)
DE0005220008	0	129.299.783	0 %	46,75 %
Summe		129.299.783		46,75 %

b.1. Instrumente i.S.d. § 25 Abs. 1 Nr. 1 WpHG a.F.

Art des Instruments	Fälligkeit / Verfall	Ausübungszeitraum / Laufzeit	Stimmrechte absolut	Stimmrechte in %

b.2. Instrumente i.S.d. § 25 Abs. 1 Nr. 2 WpHG a.F.

Art des Instruments	Fälligkeit / Verfall	Ausübungszeitraum / Laufzeit	Barausgleich oder physische Abwicklung	Stimmrechte absolut	Stimmrechte in %
Bedingtes Vorkaufsrecht (conditional preemption right)		unbefristet	Physisch	129.299.783	46,75 %
			Summe	129.299.783	46,75 %

8. Informationen in Bezug auf den Mitteilungspflichtigen

	Mitteilungspflichtiger (3.) wird weder beherrscht noch beherrscht Mitteilungspflichtiger andere Unternehmen mit melderelevanten Stimmrechten des Emittenten (1.).
X	Vollständige Kette der Tochterunternehmen beginnend mit der obersten beherrschenden Person oder dem obersten beherrschenden Unternehmen:

Unternehmen	Stimmrechte in %, wenn 3 % oder höher	Instrumente in %, wenn 5 % oder höher	Summe in %, wenn 5 % oder höher
Zweckverband Oberschwäbische Elektrizitätswerke	%	%	%
OEW Energie-Beteiligungs GmbH	46,75 %	46,75 %	93,50 %

9. Bei Vollmacht gemäß § 22 Abs. 3 WpHG a.F.

(nur möglich bei einer Zurechnung nach § 22 Abs. 1 Satz 1 Nr. 6 WpHG a.F.)

Datum der Hauptversammlung:
Gesamtstimmrechtsanteil nach der Hauptversammlung:	% (entspricht Stimmrechten)

Die am 22. / 23. Dezember 2015 erhaltene Mitteilung wurde von der EnBW AG am 23. Dezember 2015 und die am 15. Januar 2016 erhaltene korrigierte Mitteilung wurde von der EnBW AG am 18. Januar 2016 gemäß § 26 Abs. 1 WpHG a.F. mit dem Ziel der europaweiten Verbreitung veröffentlicht.

Die vorstehend aufgeführten Mitteilungen erfolgten, nachdem die vorgenannten unmittelbaren und mittelbaren EnBW-Aktionäre am 22. Dezember 2015 eine bis dahin zwischen ihnen bestehende Aktionärsvereinbarung aufgehoben hatten, welche seinerzeit eine wechselseitige Zurechnung von Stimmrechten aus den von diesen gehaltenen EnBW-Aktien begründet hat.

Die vorstehend aufgeführten Mitteilungen erfolgten, nachdem die vorgenannten unmittelbaren und mittelbaren EnBW-Aktionäre am 22. Dezember 2015 eine bis dahin zwischen ihnen bestehende Aktionärsvereinbarung aufgehoben hatten, welche seinerzeit eine wechselseitige Zurechnung von Stimmrechten aus den von diesen gehaltenen EnBW-Aktien begründet hat.

Wesentliche Ereignisse nach dem Bilanzstichtag

Vorgänge, die für die Beurteilung der Ertrags-, Finanz- und Vermögenslage der EnBW AG von Bedeutung wären, sind nach dem 31. Dezember 2019 nicht eingetreten.

Gewinnverwendungsvorschlag

Der Jahresabschluss der EnBW AG zum 31. Dezember 2019 weist einen Bilanzgewinn von 383.578.320,57 € aus. Der Hauptversammlung wird vorgeschlagen, diesen Betrag wie folgt zu verwenden:

	€
Ausschüttung von 0,70 € Dividende je dividendenberechtigter Stückaktie (270.855.027 Aktien)	189.598.518,90
Gewinnvortrag	193.979.801,67
Bilanzgewinn	383.578.320,57

Karlsruhe, 4. März 2020

EnBW Energie Baden-WürttembergAG

Dr. Mastiaux

Kusterer

Rückert-Hennen

Dr. Zimmer

Anlage 1

Anteilsbesitz gem. § 285 Nr. 11 und 11 a HGB zum 31. Dezember 2019

Anteilsbesitz gem. § 285 Nr. 11 und 11 a HGB

		Fußnote	Anteil am Kapital in %	Eigenkapital in T€ 9)	Ergebnis in T€ 9)
	Geschäftsfeld Erzeugung und Handel
1	AWISTA Logistik GmbH, Düsseldorf	1)3)	100,00	3.025
2	EnBW Biomasse GmbH, Karlsruhe		100,00	2.012	296
3	EnBW Etzel Speicher GmbH, Karlsruhe	1)	100,00	825
4	EnBW Grundstücksverwaltung Rheinhafen GmbH, Karlsruhe		100,00	2.384	12
5	EnBW Kraftwerk Lippendorf Beteiligungsgesellschaft mbH, Stuttgart	1)	100,00	297.640
6	EnBW RückbauserviceGmbH, Stuttgart	1)	100,00	25
7	Energie Finanz GmbH, Schwerin	3)	100,00	989	37
8	ENERGIEUNION GmbH, Schwerin	1)	100,00	4.387
9	EZG OperationsGmbH, Wismar	3)	100,00	276	113
10	Gemeinschaftsheizkraftwerk Fortuna GmbH, Düsseldorf		100,00	25	3.997
11	Gesellschaft für nukleares Reststoffrecycling mbH, Neckarwestheim	1)	100,00	117.377
12	HANDEN Sp. z o.o., Warschau / Republik Polen		100,00	58.060	2.443
13	Heizkraftwerk Stuttgart GmbH, Stuttgart		100,00	5.129	0
14	Kernkraftwerk Obrigheim GmbH, Obrigheim	1)	100,00	51.130
15	MSE Mobile Schlammentwässerungs GmbH, Karlsbad-Ittersbach	1)	100,00	1.171
16	P ² Plant & Pipeline Engineering GmbH, Essen	3)	100,00	982	263
17	TAE Thermische Abfallentsorgung Ansbach GmbH, Ansbach		100,00	58.802	2
18	TPLUS GmbH, Karlsruhe	1)	100,00	18.162
19	TWS Kernkraft GmbH, Gemmrigheim	1)	100,00	149.297
20	u-plus Umweltservice GmbH, Karlsruhe		100,00	99.979
21	VNG Austria GmbH, Gleisdorf / Österreich		100,00	5.418	-2.494
22	VNG Energie Czech s.r.o., Prag / Tschechien	4)	100,00	937	-1.331
23	VNG Gasspeicher GmbH, Leipzig	1)	100,00	21.311
24	VNG Handel & Vertrieb GmbH, Leipzig	1)	100,00	37.840
25	VNG Italia S.r.l., Bologna / Italien		100,00	47.328	343
26	EnBW Kernkraft GmbH, Obrigheim	1)	99,80	10.000
27	Südwestdeutsche Nuklear-Entsorgungsgesellschaft mbH, Stuttgart		86,49	4.180	-720
28	SPIGAS S.r.l., La Spezia / Italien		80,00	37.050	585
29	Zentraldeponie Hubbelrath GmbH, Düsseldorf		76,00	26.012	140
30	VNG AG, Leipzig		74,21	867.664	163.410
31	Nahwärme Düsseldorf GmbH, Düsseldorf	3)	66,00	2.741	346
32	AWISTA Gesellschaft für Abfallwirtschaft und Stadtreinigung mbH, Düsseldorf	3)	51,00	53.596	23.069
33	KNG Kraftwerks- und Netzgesellschaft mbH, Rostock		50,40	530	8
34	EnergyIncore GmbH, Schwerin	6)	50,00
35	Erdgasspeicher Peissen GmbH, Halle (Saale)	3)	50,00	108.560	-656
36	Fernwärme Rhein-Neckar GmbH, Mannheim	3)	50,00	5.724	1.739
37	Fernwärme Ulm GmbH, Ulm	3)5)	50,00	36.049	4.306
38	Friedeburger Speicherbetriebsgesellschaft mbH "Crystal", Friedeburg		50,00	94.611	68
39	KDM Kompostierungs- und Vermarktungsgesellschaft für Stadt Düsseldorf / Kreis Mettmann mbH, Ratingen	3)	50,00	2.233	262
40	Kraftwerksbatterie Heilbronn GmbH, Stuttgart	3)	50,00	4.881	-140
41	MIOGAS & LUCE S.r.l., Rozzano / Italien	3)	50,00	11.948	1.987
42	Powerment GmbH & Co. KG, Ettlingen	3)	50,00	6.056	3.868
43	RheinWerke GmbH, Düsseldorf	3)	50,00	4.366	-371
44	Schluchseewerk Aktiengesellschaft, Laufenburg Baden	3)	50,00	64.957	2.809
45	MOWA Mobile Waschanlagen GmbH, Neunkirchen-Seelscheid	3)	49,00	227	192
46	REMONDIS Rhein-Wupper GmbH & Co. KG, Düsseldorf	3)	49,00	15.421	8.944
47	REMONDIS Rhein-Wupper Verwaltungs GmbH, Düsseldorf	6)	49,00	39	0
48	HWM Holzwärme Müllheim GmbH, Müllheim	3)	45,00	484	-44
49	Fernwärme Zürich AG, Zürich / Schweiz	3)	40,00	4.431	2.219
50	Untergrundspeicher- und Geotechnologie-Systeme Gesellschaft mit beschränkter Haftung, Mittenwalde	3)	40,00	7.549	-524
51	SPIGAS CLIENTI S.r.l., Mailand / Italien (vormals SPIGAS CLIENTI S.r.l., La Spezia)	3)5)	35,00	539	419
52	Grosskraftwerk Mannheim AG, Mannheim	3)	32,00	127.435	6.647
53	Nuovenergie S.p.A., Mailand / Italien	3)	30,00	2.604	906
54	Beteiligungsgesellschaft der EVU an der Kerntechnischen Hilfsdienst GmbH- GbR, Karlsruhe	6)	21,59	0	0
55	CANARBINO S.p.A., Mailand / Italien (vormals CANARBINO S.p.A., Sarzana)	3)5)	20,00	55.351	8.647
	Geschäftsfeld Netze
56	ED Netze GmbH, Rheinfelden	1)4)	100,00	65.165
57	Elektrizitätswerk Aach GmbH, Aach	3)	100,00	3.387	653
58	EnBW Kommunale Beteiligungen GmbH, Stuttgart	1)	100,00	995.226
59	EnBW Netze BW Beteiligungsgesellschaft mbH, Stuttgart (vormals EnBWOmega Siebzigste Verwaltungsgesellschaft mbH, Stuttgart)	1)	100,00	1.643.228
60	EnBW REG Beteiligungsgesellschaft mbH, Stuttgart	1)	100,00	405.649
61	Energieversorgung Gaildorf OHG der EnBW Kommunale Beteiligungen GmbH und NWS REG Beteiligungsgesellschaft mbH, Gaildorf	3)	100,00	3.526	1.013
62	Energieversorgung Raum Friedrichshafen Verwaltungsgesellschaft mbH, Stuttgart	6)	100,00	27	1
63	Energieversorgung Rheinfelden / Grenzach-Wyhlen Verwaltungs GmbH, Rheinfelden	6)	100,00
64	EVGA Grundstücks- und Gebäudemanagement GmbH & Co. KG, Obrigheim		100,00	91.621	10.840
65	FRONTIER TECHNOLOGIES, s.r.o., Prag / Tschechien	3)	100,00	629	63
66	GDMcom GmbH, Leipzig (vormals GDMcom Gesellschaft für Dokumentation und Telekommunikation mbH, Leipzig)	1)3)	100,00	304
67	GEOMAGIC GmbH, Leipzig	3)	100,00	2.216	995
68	HEV Hohenloher Energie Versorgung GmbH, Ilshofen-Obersteinach	1)3)	100,00	10.219
69	KORMAK Praha a.s., Prag / Tschechien	3)	100,00	894	866
70	MoviaTec GmbH, Leipzig	3)	100,00	177	123
71	Neckar Netze Verwaltungsgesellschaft mbH, Esslingen am Neckar	3)	100,00	121	4
72	Netze BW GmbH, Stuttgart	1)	100,00	1.130.861
73	Netze BW Omega 1 GmbH , Stuttgart	6)	100,00	25	0
74	Netze BW Wasser GmbH, Stuttgart	1)	100,00	32.894
75	Netze-Gesellschaft Südwest mbH, Karlsruhe	1)	100,00	71.139
76	Netzgesellschaft Düsseldorf mbH, Düsseldorf	1)3)	100,00	1.000
77	Netzgesellschaft Ostwürttemberg DonauRies GmbH, Ellwangen Jagst	1)	100,00	135
78	NHF Netzgesellschaft Heilbronn-Franken mbH, Heilbronn	1)	100,00	4.000
79	NHL Netzgesellschaft Heilbronner LandGmbH & Co. KG, Heilbronn		100,00	1.524	0
80	NHL Verwaltungs-GmbH, Heilbronn	6)	100,00	24	0
81	NWS Grundstücksmanagement GmbH & Co. KG, Obrigheim		100,00	320.933	45.468
82	NWS REG Beteiligungsgesellschaft mbH, Stuttgart	1)	100,00	79.988
83	ONTRAS Gastransport GmbH, Leipzig	1)	100,00	460.000
84	OSG ONTRAS Servicegesellschaft mbH, Leipzig	6)	100,00	25	0
85	PREdistribuce a.s., Prag / Tschechien	3)	100,00	764.579	55.724
86	PREmereni a.s., Prag / Tschechien	3)	100,00	33.265	7.288
87	PREnetcom, a.s., Prag / Tschechien	3)	100,00	124	47
88	RBS wave GmbH, Stuttgart	1)	100,00	503
89	terranets bw GmbH, Stuttgart	1)	100,00	20.000
90	Transnet BW SuedLink Verwaltungsgesellschaft mbH, Stuttgart (vormals Konverter Ultranet Verwaltungsgesellschaft mbH, Stuttgart)	6)	100,00	24	0
91	TransnetBW GmbH, Stuttgart	1)	100,00	728.141
92	TransnetBW SuedLink GmbH & Co. KG, Stuttgart (vormals Konverter Ultranet GmbH & Co. KG, Stuttgart)	6)	100,00	0	0
93	ZEAG Engineering GmbH, Heilbronn		100,00	3.514	-165
94	EnBW Ostwürttemberg DonauRies AG, Ellwangen	1)	99,73	115.439
95	INFRACON Infrastruktur Service GmbH & Co. KG, Leipzig	3)	99,50	716	616
96	ZEAG Energie AG, Heilbronn		98,65	198.940	6.432
97	Netzgesellschaft Sontheim GmbH & Co. KG, Sontheim an der Brenz	3)	74,90	1.542	281
98	Netzgesellschaft Sontheim Verwaltungsgesellschaft mbH, Sontheim an der Brenz	6)	74,90	25	0
99	Netzgesellschaft Steinheim GmbH & Co. KG, Steinheim am Albuch	3)	74,90	256	83
100	Netzgesellschaft Steinheim Verwaltungsgesellschaft mbH, Steinheim am Albuch	6)	74,90	25	0
101	Stromnetz Herrenberg Verwaltungsgesellschaft mbH, Herrenberg	6)	74,90	32	1
102	Stromnetzgesellschaft Herrenberg mbH & Co. KG, Herrenberg	3)	74,90	4.404	539
103	Rieger GmbH & Co. KG, Lichtenstein, Kreis Reutlingen	3)	74,28	883	614
104	Rieger Beteiligungs-GmbH, Lichtenstein, Kreis Reutlingen	6)	74,24	48	1
105	Elektrizitätswerk Weißenhorn AG, Weißenhorn	3)	63,24	3.782	303
106	Netze Pforzheim-Region GmbH & Co. KG, Pforzheim	3)	60,00	19.100	1.151
107	Stadtwerke Sinsheim Versorgungs GmbH & Co. KG, Sinsheim	3)	60,00	14.158	443
108	Stadtwerke Sinsheim Verwaltungs GmbH, Sinsheim	6)	60,00	30	1
109	Stadtwerke Düsseldorf AG, Düsseldorf	3)	54,95	563.434	76.845
110	Gasnetzgesellschaft Laupheim GmbH & Co. KG, Laupheim	3)	50,10	3.590	160
111	Gasnetzgesellschaft Laupheim Verwaltungs GmbH, Laupheim	6)	50,10	27	1
112	Netzgesellschaft Elz-Neckar GmbH & Co. KG, Obrigheim	3)	50,10	1.193	36
113	Netzgesellschaft Elz-Neckar Verwaltungs GmbH, Obrigheim	6)	50,10	32	1
114	Stromnetz Langenau GmbH & Co. KG, Langenau	3)	50,10	2.610	106
115	Stromnetz Langenau Verwaltungs-GmbH, Langenau	6)	50,10	34	1
116	Stromnetzgesellschaft Albershausen GmbH & Co. KG, Albershausen	3)	50,10	817	29
117	Stromnetzgesellschaft Albershausen Verwaltungs GmbH, Albershausen	6)	50,10	30	1
118	Stromnetzgesellschaft Heilbronn Verwaltungs-GmbH, Heilbronn	6)	50,10	26	0
119	Stromnetzgesellschaft Laupheim GmbH & Co. KG, Laupheim	3)	50,10	2.306	119
120	Stromnetzgesellschaft Laupheim Verwaltungs GmbH, Laupheim	6)	50,10	27	1
121	e.wa riss GmbH & Co. KG, Biberach	3)	50,00	31.084	4.476
122	e.wa riss Verwaltungsgesellschaft mbH, Biberach	3)	50,00	51	1
123	Fränkische Wasser Service GmbH, Crailsheim	3)	50,00	58	8
124	HD RegioNet GmbH i.L., Düsseldorf	6)	50,00
125	Niederrheinisch-Bergisches Gemeinschaftswasserwerk GmbH, Düsseldorf	3)	50,00	3.102	85
126	Ostalbwasser Ost GmbH, Ellwangen	6)	50,00	39	2
127	Ostalbwasser Service GmbH, Aalen	3)	50,00	36	11
128	Ostalbwasser West GmbH, Schwäbisch Gmünd	6)	50,00	41	2
129	regioaqua Gesellschaft für Wasser und Abwasser mbH, Rheinfelden	3)	50,00	81	17
130	Stadtwerke Schramberg GmbH & Co. KG, Schramberg	3)	50,00	16.050	2.909
131	Stadtwerke Schramberg Verwaltungsgesellschaft mbH, Schramberg	6)	50,00	38	3
132	Stromnetzgesellschaft Hechingen GmbH & Co. KG, Hechingen	3)	50,00	1.721	-670
133	Stromnetzgesellschaft Hechingen Verwaltungs GmbH, Hechingen	6)	50,00	25	0
134	Wasserübernahme Neuss-WahlscheidGmbH, Neuss	3)	50,00	419	15
135	Stadtwerke Esslingen am Neckar GmbH & Co. KG, Esslingen am Neckar	3)	49,98	61.660	5.138
136	Stadtwerke Emmendingen GmbH, Emmendingen	3)	49,90	17.741	1.408
137	Stromnetz Blaubeuren GmbH, Blaubeuren	3)	49,90	2.047	72
138	Stromnetzgesellschaft Heilbronn GmbH & Co. KG, Heilbronn	8)	49,90	36.771	1.579
139	Stadtwerke Esslingen-Verwaltungsgesellschaft mbH, Esslingen am Neckar	6)	49,80	43	1
140	Energie Sachsenheim GmbH & Co. KG, Sachsenheim	3)	49,00	4.781	277
141	Energie Sachsenheim Verwaltungs-GmbH, Sachsenheim	6)	49,00	33	1
142	Energieversorgung Strohgäu GmbH & Co. KG, Gerlingen	3)	49,00	8.666	570
143	Energieversorgung Strohgäu Verwaltungs GmbH, Gerlingen	6)	49,00	26	1
144	Gemeindewerke Bodanrück GmbH & Co. KG, Allensbach	3)	49,00	4.800	258
145	Gemeindewerke Bodanrück Verwaltungs-GmbH, Allensbach	6)	49,00	28	1
146	LEO Energie GmbH & Co. KG, Leonberg	3)	49,00	8.667	712
147	Neckar Netze GmbH & Co. KG, Esslingen am Neckar	8)	49,00	24.829	4.723
148	Netzgesellschaft Marbach GmbH & Co. KG, Marbach am Neckar	3)	49,00	2.270	155
149	Pražská energetika Holding a.s., Prag / Tschechien	3)	49,00	274.930	77.427
150	Rems-Murr Telekommunikation GmbH, Waiblingen	6)	49,00
151	Stadtwerke Backnang GmbH, Backnang	2)3)	49,00	14.215
152	Stadtwerke Bad Wildbad GmbH & Co. KG, Bad Wildbad	3)	49,00	6.594	657
153	Stadtwerke Bad Wildbad Verwaltungs-GmbH, Bad Wildbad	6)	49,00	43	-2
154	Stadtwerke Eppingen GmbH & Co. KG, Eppingen	3)	49,00	7.874	157
155	Energie Calw GmbH, Calw	2)3)	48,82	15.301
156	Stadtwerke Münsingen GmbH, Münsingen	3)	45,00	6.225	688
157	Stadtwerke Böblingen GmbH & Co. KG, Böblingen	3)	41,10	37.325	2.305
158	Stadtwerke Böblingen VerwaltungsGmbH, Böblingen	6)	41,10	6	0
159	Energieversorgung Südbaar GmbH & Co. KG, Blumberg	3)	40,00	6.925	1.043
160	SUEnergie GmbH & Co. KG, Süßen	3)	40,00	2.172	40
161	SUEnergie Verwaltungs GmbH, Süßen	6)	40,00	32	1
162	Stadtwerke Weinheim GmbH, Weinheim	3)	39,32	29.316	2.767
163	Energieversorgung Rottenburg am Neckar GmbH, Rottenburg am Neckar	2)3)	38,00	7.160
164	EVG Grächen AG, Grächen / Schweiz	3)	35,00	4.641	95
165	EVN Energieversorgung Nikolai AG, St. Niklaus / Schweiz	3)5)	35,00	1.573	99
166	EVR Energieversorgung Raron AG, Raron / Schweiz	3)5)	35,00	868	78
167	EVWR Energiedienste Visp-Westlich Raron AG, Visp / Schweiz	3)	35,00	4.244	346
168	Valgrid SA, Sion / Schweiz	3)	35,00	20.096	1.379
169	VED Visp Energie Dienst eAG, Visp / Schweiz	3)5)	35,00	3.274	378
170	Seeallianz GmbH & Co. KG, Markdorf	3)	33,00	7.060	415
171	Taubernetze GmbH & Co. KG, Tauberbischofsheim	3)	33,00	1.831	81
172	Taubernetze Verwaltungs-GmbH, Tauberbischofsheim	6)	33,00	26	1
173	Ermstal Energie Dettingen an der Erms GmbH & Co. KG, Dettingen an der Erms	3)	32,60	3.646	385
174	Versorgungsbetriebe Dettingen an der Erms Verwaltungs-GmbH, Dettingen an der Erms	6)	32,60	30	1
175	eneREGIO GmbH, Muggensturm	3)	32,00	9.624	979
176	Regionalnetze Linzgau GmbH, Pfullendorf	2)3)	31,64	6.462
177	Elektrizitätswerk Mittelbade nAG & Co. KG, Lahr	3)	31,00	63.795	10.094
178	Elektrizitätswerk Mittelbaden Verwaltungsaktiengesellschaft, Lahr	3)	31,00	131	7
179	Stadtwerke Bad Herrenalb GmbH, Bad Herrenalb	3)	30,00	11.315	-286
180	Energie- und Wasserversorgung Bruchsal GmbH, Bruchsal	2)3)	27,41	23.002
181	Zweckverband Landeswasserversorgung, Stuttgart	3)	27,20	112.751	0
182	Stadtwerke Bad Säckingen GmbH, Bad Säckingen	1)3)	26,30	8.673
183	tktVivax GmbH, Backnang	3)5)	25,21	927	174
184	Albwerk GmbH & Co. KG, Geislingen an der Steige	3)	25,10	19.994	3.549
185	Albwerk Verwaltungsgesellschaft mbH, Geislingen an der Steige	3)	25,10	78	3
186	Energie Kirchheim unter Teck GmbH & Co. KG, Kirchheim unter Teck	3)	25,10	9.459	618
187	Energie Kirchheim unter Teck Verwaltungs-GmbH, Kirchheim unter Teck	6)	25,10	30	1
188	Energieversorgung Immenstaad GmbH & Co. KG, Immenstaad am Bodensee	3)	25,10	879	34
189	Filderstadt Netze GmbH, Filderstadt	3)	25,10	87	-4
190	Gasnetzgesellschaft Schorndorf GmbH & Co. KG, Schorndorf	3)	25,10	4.096	228
191	Gasnetzgesellschaft Winnenden mbH, Winnenden	2)3)	25,10	2.275
192	Gasnetzverwaltungsgesellschaft Schorndorf GmbH, Schorndorf	6)	25,10	33	1
193	Gemeindewerke Brühl GmbH & Co. KG, Brühl	3)	25,10	1.297	68
194	Gemeindewerke Brühl Verwaltungs-GmbH, Brühl	6)	25,10	31	1
195	Gemeindewerke Plüderhausen GmbH, Plüderhausen	3)	25,10	1.666	68
196	Heilbronner Versorgungs GmbH, Heilbronn	2)3)	25,10	51.750
197	Infrastrukturgesellschaft Plochingen GmbH & Co. KG, Plochingen	3)	25,10	2.860	189
198	Netzgesellschaft Besigheim GmbH & Co. KG, Besigheim	3)	25,10	4.755	273
199	Netzgesellschaft Besigheim Verwaltungs GmbH, Besigheim	6)	25,10	31	1
200	Netzgesellschaft Leinfelden-Echterdingen GmbH, Leinfelden-Echterdingen	3)	25,10	9.735	443
201	Netzgesellschaft Salach GmbH & Co. KG, Salach	3)	25,10	1.312	57
202	Netzgesellschaft Salach Verwaltungs GmbH, Salach	6)	25,10	30	1
203	Netzgesellschaft Schwetzingen GmbH & Co. KG, Schwetzingen	3)	25,10	2.036	115
204	Netzgesellschaft Schwetzingen Verwaltungs GmbH, Schwetzingen	6)	25,10	28	1
205	Netzgesellschaft Vaihingen GmbH & Co. KG, Vaihingen an der Enz	3)	25,10	7.802	541
206	Netzgesellschaft Vaihingen Verwaltungs-GmbH, Vaihingen an der Enz	6)	25,10	30	1
207	Stadtwerke Ellwangen GmbH, Ellwangen	2)3)	25,10	8.402
208	Stadtwerke Giengen GmbH, Giengen	3)	25,10	13.118	696
209	Stadtwerke Schwäbisch Gmünd GmbH, Schwäbisch Gmünd	2)3)	25,10	30.751
210	Stadtwerke Stockach GmbH, Stockach	3)	25,10	11.409	1.378
211	Stadtwerke Weinstadt EnergieversorgungG mbH, Weinstadt	2)3)	25,10	6.153
212	Stadtwerke Wiesloch-Strom-GmbH & Co. KG, Wiesloch	3)	25,10	2.396	151
213	Stromgesellschaft March GmbH & Co. KG, March	3)	25,10	832	11
214	Stromnetzgesellschaft Ebersbach GmbH & Co. KG, Ebersbach an der Fils	3)	25,10	3.515	211
215	Stromnetzgesellschaft Ebersbach Verwaltungs GmbH, Ebersbach an der Fils	6)	25,10	31	1
216	Stromnetzgesellschaft Östlicher Schurwald GmbH & Co. KG, Rechberghausen	3)	25,10	2.982	157
217	Stromnetzgesellschaft Östlicher Schurwald Verwaltungs GmbH, Rechberghausen	6)	25,10	30	1
218	Stuttgart Netze GmbH, Stuttgart	2)3)	25,10	206.148
219	Technische Werke Schussental GmbH & Co. KG, Ravensburg	3)	25,10	53.487	3.322
220	Technische Werke Schussental Verwaltungsgesellschaft mbH, Ravensburg	6)	25,10	28	-3
221	FairEnergie GmbH, Reutlingen	2)3)	24,90	114.766
222	Stadtwerke Hilden GmbH, Hilden	1)2)3)	24,90	18.038
223	Stromversorgung Sulz am Neckar GmbH, Sulz am Neckar	3)	24,90	4.229	323
224	Netzeigentumsgesellschaft Rheinstette nGmbH & Co. KG, Rheinstetten	3)	24,50	4.448	171
225	Stadtwerke Schopfheim GmbH, Schopfheim	3)	24,50	188	-12
226	Stadtwerke Wehr GmbH & Co. KG, Wehr	3)	24,50	2.390	139
227	Stadtwerke Wehr Verwaltungs-GmbH, Wehr	6)	24,50	21	0
228	Energieversorgung Oberes Wiesental GmbH, Todtnau	3)	24,00	4.087	205
229	Netzgesellschaft Edingen-Neckarhausen GmbH & Co. KG, Edingen-Neckarhausen	3)	24,00	861	59
230	GasLINE Telekommunikationsnetzgesellschaft deutscher Gasversorgungsunternehmen mbH & Co. Kommanditgesellschaft, Straelen	3)	23,39	76.403	35.403
231	Zweckverband Bodensee-Wasserversorgung, Stuttgart	3)	21,43	153.918	1.000
232	ENRW Energieversorgung Rottweil GmbH & Co. KG, Rottweil	3)	20,00	19.180	4.050
233	ENRW Verwaltungs-GmbH, Rottweil	6)	20,00	14	0
234	GASPOOL Balancing Services GmbH, Berlin	3)	20,00	4.709	463
235	Stadtwerke Karlsruhe GmbH, Karlsruhe	2)3)	20,00	178.710
236	Stadtwerke Sindelfingen GmbH, Sindelfingen	3)	20,00	40.160	3.904
	Geschäftsfeld Erneuerbare Energien
237	AletschAG, Mörel / Schweiz	4)	100,00	22.500	0
238	BALANCE Erneuerbare Energien GmbH, Leipzig		100,00	18.615	3.155
239	BALANCE Management GmbH, Leipzig	6)	100,00	25	-2
240	Barre Energie SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00	-16	-4
241	Biogas Produktion Altmark GmbH, Hohenberg-Krusemark	3)	100,00	-4.435	-3.774
242	Biogas Trelder Berg 1 GmbH, Buchholz	1)3)	100,00	25
243	Biogas Trelder Berg 2 GmbH, Buchholz	1)3)	100,00	25
244	Biogas Trelder Berg 3 GmbH, Buchholz	1)3)	100,00	25
245	Biomethanproduktion Freyenstein GmbH, Hohenberg-Krusemark	3)	100,00	-5	-82
246	Biosphärenwindpark Schwäbische AlbG mbH, Münsingen	6)	100,00	25	-9
247	Bliekevare Nät AB, Falkenberg / Schweden		100,00	64	54
248	Cambert Énergie SARL, Montpellier / Frankreich	3)	100,00	569	-68
249	CarbonBW (Thailand) Ltd., Bangkok / Thailand	3)	100,00	9.297	666
250	Centernach Énergie SARL, Montpellier / Frankreich	3)	100,00	-756	-110
251	Centrale Photovoltaïque Agroénergie SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00	-6	-3
252	Centrale Photovoltaïque de Bionne SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00	-11	-2
253	Centrale Photovoltaïque de Castelle SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00	0	0
254	Centrale Photovoltaïque de la demi-lune SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00	0	0
255	Centrale Photovoltaïque de la Forêt Baignollais SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00	-6	-2
256	Centrale Photovoltaïque de la ZA de Gaudet SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00	-8	-2
257	Centrale Photovoltaïque de Labastide SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00	-5	-3
258	Centrale Photovoltaïque de Pavailler SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00	-6	-5
259	Centrale Photovoltaïque de Saint Quentin la Tour SAS, Montpellier / Frankreich	6)	100,00	-8	-3
260	Centrale Photovoltaïque de Sirius SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00	-6	-3
261	Centrale Photovoltaique des Coteaux de la Braye SARL , Montpellier / Frankreich	6)	100,00	-7	-2
262	Centrale Photovoltaïque des Gravières SARL, Montpellier / Frankreich	3)	100,00	-40	-34
263	Centrale Photovoltaïque des Quatre Vents SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00	-7	-4
264	Centrale Photovoltaïque du Perche Ornais SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00	-6	-2
265	Centrale Photovoltaïque Pont du Casse SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00
266	Centrale Photovoltaïque Retour sur l'Isle SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00	-2	-2
267	Centrale Solaire d'Aguessac SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00	-4	-2
268	Centrale Solaire d'Algosud SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00	0	0
269	Centrale Solaire de Biltagarbi SARL, Montpellier / Frankreich	3)	100,00	-228	-99
270	Centrale Solaire de Bors de Montmoreau SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00	-17	-2
271	Centrale Solaire de Cap Delta SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00	-1	-2
272	Centrale Solaire de Carré Sud SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00	-7	-8
273	Centrale Solaire de Catreille SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00	-1	-1
274	Centrale Solaire de Châteauperouse SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00	-2	-1
275	Centrale Solaire de Colombiers SARL, Montpellier / Frankreich	3)	100,00	-121	-12
276	Centrale Solaire de Coste Cuyère SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00	-20	-9
277	Centrale Solaire de Josse SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00	-2	-1
278	Centrale Solaire de la Tastère SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00
279	Centrale Solaire de Lunel SARL, Montpellier / Frankreich	3)	100,00	-596	98
280	Centrale Solaire de Maine SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00	-14	-2
281	Centrale Solaire de Marignac SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00	-6	-2
282	Centrale Solaire de Massane SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00	0	0
283	Centrale Solaire de Montegut SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00	-13	-10
284	Centrale Solaire de Nohanent SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00
285	Centrale Solaire de Peregrine SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00	-4	-2
286	Centrale Solaire de Roubian SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00	-4	-4
287	Centrale Solaire de Saint Leger de Balson SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00	-15	-2
288	Centrale Solaire de Severac SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00	-16	-6
289	Centrale Solaire de Til Chatel SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00	-6	-2
290	Centrale Solaire des Calottes SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00	-1	-2
291	Centrale Solaire des Coëvrons SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00	-7	-3
292	Centrale Solaire des Crouzilloux SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00	-14	-2
293	Centrale Solaire des Moulins Lodevois SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00	-1	-2
294	Centrale Solaire des Terres Rouges SARL, Montpellier / Frankreich		100,00	-799	55
295	Centrale Solaire d'Exideuil SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00	-17	-6
296	Centrale Solaire d'Odin SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00	-9	-9
297	Centrale Solaire du Caussanel SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00
298	Centrale Solaire du Lido SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00	-22	-2
299	Centrale Solaire du Sycala SARL, Montpellier / Frankreich		100,00	921	920
300	Centrale Solaire du Tea Fleury-Merogis SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00	-7	-7
301	Centrale Solaire EMA Solar SARL, Montpellier / Frankreich	3)	100,00	-26	-27
302	Centrale Solaire EuroPrimeur SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00
303	Centrale Solaire Gesim Beau Ciel SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00	-2	-2
304	Centrale Solaire la Vidalle SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00	-1	-2
305	Centrales Solaires de Iouanacera SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00	-2	-1
306	Centrales Solaires de l'Isle sur la Sorgue SAS, Montpellier / Frankreich	6)	100,00	-9	-9
307	Centrales Solaires de Quirinus SARL, Montpellier / Frankreich	3)	100,00	23	30
308	Centrales Solaires de Salles-la-Source SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00	-2	-1
309	Centrales Solaires d'Hemera SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00	0	-1
310	Centrales Solaires d'Hyperion SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00	-6	-2
311	Centrales Solaires du Languedoc SARL, Montpellier / Frankreich	3)	100,00	111	107
312	Connected Wind Services A / S, Balle / Dänemark		100,00	1.465	-7.079
313	Connected Wind Services Danmark A / S, Balle / Dänemark	3)	100,00	741	-491
314	Connected Wind Services Deutschland GmbH, Rantrum	3)	100,00	832	-907
315	Connected Wind Services Refurbishment A / S, Balle / Dänemark	3)	100,00	-2.136	-4.492
316	Couffrau Energie SARL, Montpellier / Frankreich		100,00	-352	194
317	Deves Énergie SARL, Montpellier / Frankreich	3)	100,00	-2.058	524
318	EnAlpin AG, Visp / Schweiz	4)	100,00	179.234	3.667
319	EnBW Albatros Management GmbH, Hamburg	6)	100,00	26	1
320	EnBW Asia Pacific Ltd, Taipeh / Taiwan	3)	100,00	142	-325
321	EnBW Baltic 1 Verwaltungsgesellschaft mbH, Karlsruhe	6)	100,00	25	1
322	EnBW Baltic 2 Management GmbH, Biberach an der Riß (vormals EnBWOmega 101. Verwaltungsgesellschaft mbH, Karlsruhe)	6)	100,00	24	-1
323	EnBW Baltic Windpark Verwaltungsgesellschaft mbH, Stuttgart	6)	100,00	34	1
324	EnBW BiogasGmbH, Stuttgart	1)	100,00	52
325	EnBW Bürgerbeteiligung Wind 1 GmbH, Stuttgart (vormals EnBW Windpark Langenburg GmbH, Stuttgart)	1)3)	100,00	25
326	EnBW Danemark ApS, Balle / Dänemark	3)	100,00	-3.314	-3
327	EnBW France GmbH, Stuttgart	1)	100,00	605.747
328	EnBW France SAS, Boulogne Billancourt / Frankreich	6)	100,00
329	EnBW Gnosjö Vind AB, Falkenberg / Schweden (vormals Gnosjö Energi AB, Rabbalshede / Schweden)		100,00	5.501	244
330	EnBW He DreihtGmbH, Varel	1)	100,00	26.016
331	EnBW Hohe See ManagementGmbH, Hamburg	6)	100,00	27	1
332	EnBW Holding A.S., Gümüssuyu-Istanbul / Türkei		100,00	233.210	-530
333	EnBW NAG-Beteiligungsgesellschaft mbH, Stuttgart	6)	100,00	23	0
334	EnBW North America Inc., Wilmington, Delaware / USA	3)	100,00	6.157	-526
335	EnBW Offshore 1 GmbH, Stuttgart	1)	100,00	28.737
336	EnBW Offshore 2 GmbH, Stuttgart	1)	100,00	690.453
337	EnBW Offshore 3 GmbH, Stuttgart	1)	100,00	799.436
338	EnBW Offshore Service GmbH, Klausdorf	1)	100,00	25
339	EnBW Renewables International GmbH, Stuttgart	1)	100,00	83.909
340	EnBW Solar GmbH, Stuttgart	1)	100,00	51
341	EnBW Solarpark Gottesgabe GmbH , Neutrebbin	6)	100,00	25	-2
342	EnBWSolarpark TuningenGmbH, Stuttgart	1)	100,00	3.680
343	EnBW Solarpark Weesow-Willmersdorf GmbH, Stuttgart (vormals EnBW Solarpark Weesow-Willmersdorf GmbH, Cottbus)		100,00	16	-414
344	EnBW Sverige AB, Falkenberg / Schweden		100,00	78.447	-569
345	EnBW Sverige Vind AB, Falkenberg / Schweden (vormals Power Wind Partners AB, Rabbalshede / Schweden)		100,00	67.087	3.180
346	EnBW Wind Onshore 1 GmbH, Stuttgart	1)	100,00	25
347	EnBW Wind Onshore Instandhaltungs GmbH, Karlsruhe	1)	100,00	14.415
348	EnBW Wind Onshore Portfolio 2019 GmbH, Stuttgart	6)	100,00	25	0
349	EnBW Wind Onshore Verwaltungsgesellschaft mbH, Stuttgart	6)	100,00	25	0
350	EnBW Wind op Zee B.V., Amsterdam / Niederlande	3)	100,00	-51	-25
351	EnBW Windkraftprojekte GmbH, Stuttgart		100,00	17.062	-8.940
352	EnBW Windpark Eisenach II GmbH, Stuttgart		100,00	25.937	943
353	EnBW Windpark Kleinliebringen GmbH, Stuttgart	6)	100,00	23	-2
354	Energiedienst AG, Rheinfelden	4)	100,00	174.996	9.688
355	Ferme Éolienne de Donzère SARL, Montpellier / Frankreich	3)	100,00	516	-48
356	Ferme Éolienne de la Bessière SARL, Montpellier / Frankreich		100,00	-2.775	525
357	Ferme Éolienne de la Ferrière-de-Flée SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00
358	Ferme Éolienne de Puech de Cambert SARL, Montpellier / Frankreich		100,00	-495	231
359	Ferme Éolienne de Puech de l'Homme SARL, Montpellier / Frankreich		100,00	1.078	898
360	Ferme Éolienne de Saint Jean de Pourcharesse SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00	-14	-2
361	Grünwerke GmbH, Düsseldorf	1)3)	100,00	38.400
362	Grünwerke Verwaltungs GmbH, Düsseldorf	6)	100,00	39	3
363	Kemberg Windpark Management GmbH & Co. Betriebsgesellschaft KG, Düsseldorf	3)	100,00	1.324	38
364	Kraftwerk Lötschen AG, Steg / Schweiz	4)	100,00	26.579	0
365	La Société des Monts de Lacaune SAS, Montpellier / Frankreich		100,00	546	203
366	Langenburg Infrastruktur GmbH, Stuttgart		100,00	10.367	2
367	Le Val Energie SARL, Montpellier / Frankreich		100,00	362	314
368	Leipziger Biogasgesellschaft mbH, Leipzig		100,00	1.160	193
369	Natürlich Energie EMH GmbH, Platten	3)	100,00	692	-110
370	Natürlich Sonne Trogen GmbH & Co. KG, Monzelfeld	3)	100,00	311	27
371	Natürlich Sonne Trogen Verwaltungs GmbH, Ettlingen	6)	100,00	23	-1
372	Parc Éolien d'Amfreville-les-Champs SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00
373	Parc Éolien d'Argillières SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00	-12	-9
374	Parc Éolien de Barbezières-Lupsault SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00	-5	-3
375	Parc Éolien de Bornay 2 SARL, Montpellier / Frankreich	3)	100,00	-17	-17
376	Parc Éolien de Bornay SARL, Montpellier / Frankreich	3)	100,00	-18	-16
377	Parc Éolien de Boussais SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00
378	Parc Éolien de Breuillac SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00	-10	-6
379	Parc Éolien de Broquièrs SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00	-3	-3
380	Parc Éolien de Causses et Rivières SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00	-6	-2
381	Parc Éolien de Champ Serpette SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00	-5	-2
382	Parc Éolien de Champs Perdus 2 SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00	-3	-3
383	Parc Éolien de Chan des Planasses SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00	-3	-4
384	Parc Éolien de Combaynart SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00	0	0
385	Parc Éolien de Keranflech SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00	0	0
386	Parc Éolien de Kerimard SARL, Montpellier / Frankreich		100,00
387	Parc Éolien de la Bussière SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00	-6	-4
388	Parc Éolien de la Cressionnière SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00	0	0
389	Parc Éolien de la Fougère SARL, Montpellier / Frankreich	3)	100,00	-17	-15
390	Parc Éolien de la Haute Charmoie SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00	-6	-2
391	Parc Éolien de la Pezille SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00
392	Parc Éolien de la Roche SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00	0	0
393	Parc Éolien de la Vallée Berlure SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00	-2	-3
394	Parc Éolien de la Vallée de Belleuse SARL, Montpellier / Frankreich		100,00	-153	-132
395	Parc Éolien de la Vingeanne SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00	-6	-2
396	Parc Éolien de le Quesnel SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00	-6	-2
397	Parc Éolien de l'Epinette SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00	-3	-4
398	Parc Éolien de Lupsault SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00	0	0
399	Parc Éolien de Marendeuil SARL, Montpellier / Frankreich	3)	100,00	-25	-18
400	Parc Éolien de Monsures SARL, Montpellier / Frankreich	3)	100,00	-21	-14
401	Parc Éolien de Mouterre-Silly SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00
402	Parc Éolien de Nongée SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00	-5	-2
403	Parc Éolien de Noroy SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00	-6	-2
404	Parc Éolien de Picoud SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00
405	Parc Éolien de Pistole SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00	-4	-2
406	Parc Éolien de Ravery SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00	0	0
407	Parc Éolien de Revelles SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00	-25	-2
408	Parc Éolien de Ribemont SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00	-2	-3
409	Parc Éolien de Saint-Fraigne SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00	0	0
410	Parc Éolien de Saint-Ygeaux SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00	0	0
411	Parc Éolien de Sery-les-Mezières SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00	0	0
412	Parc Éolien de Severac d'Aveyron SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00	-3	-3
413	Parc Éolien de Thennes SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00	-2	-3
414	Parc Éolien de Vellexon SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00	-6	-2
415	Parc Éolien de Vervant et Lea SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00	-8	-9
416	Parc Éolien de Warlus SARL, Montpellier / Frankreich	3)	100,00	-33	-16
417	Parc Éolien des Bouiges SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00	-35	-5
418	Parc Éolien des Brandes de l'Ozon Sud SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00	-11	-2
419	Parc Éolien des Bruyères SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00
420	Parc Éolien des Ecoulottes SARL, Montpellier / Frankreich	3)	100,00	-59	-13
421	Parc Éolien des Gaudines SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00	-5	-2
422	Parc Éolien des Gours SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00	0	0
423	Parc Éolien des Moussières SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00	-6	-2
424	Parc Éolien des Navarros SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00	-8	-6
425	Parc Éolien des Quatre Chemins SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00	-6	-2
426	Parc Éolien des Rapailles SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00	-7	-2
427	Parc Éolien des Renouillères SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00	-5	-2
428	Parc Éolien des Rieux SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00
429	Parc Éolien des Saules SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00	-5	-2
430	Parc Éolien des Terres de Caumont SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00	-5	-2
431	Parc Éolien d'Hilvern SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00
432	Parc Éolien du Bel Essart SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00	-12	-2
433	Parc Éolien du Bois de la Motte SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00
434	Parc Éolien du Bois du Piné SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00
435	Parc Éolien du Commandeur SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00
436	Parc Éolien du Fresnay SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00	0	0
437	Parc Éolien du Frestoy SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00	-2	-2
438	Parc Éolien du Houarn SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00	-6	-2
439	Parc Éolien du Houssais SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00	0	0
440	Parc Éolien du Mercorbon SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00	-7	-2
441	Parc Éolien du Mont de l'Echelle SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00	-5	-3
442	Parc Éolien du Mont de Maisnil SARL, Montpellier / Frankreich		100,00	-296	-214
443	Parc Éolien du Puy Peret SARL, Montpellier / Frankreich	6)	100,00	-37	-8
444	PRE FVE Svetlik s.r.o., Leitnowitz / Tschechien	3)	100,00	8.046	1.040
445	PRE VTE Částkov, s.r.o., Prag / Tschechien	3)	100,00	712	234
446	Röbergsfjället Nät AB, Falkenberg / Schweden	6)	100,00	9	0
447	SCE Wind Zernitz GmbH & Co. KG, Stuttgart		100,00	5.537	3.511
448	Socpe de Champs Perdus SARL, Montpellier / Frankreich		100,00	-910	-232
449	SOLARINVEST-GREEN ENERGY, s.r.o., Prag / Tschechien	3)	100,00	30	-47
450	SP XIV GmbH & Co. KG, Cottbus	6)	100,00	4	-2
451	SP XV GmbH & Co. KG, Cottbus	6)	100,00	4	-2
452	Svenska Connected Wind Services AB, Falkenberg / Schweden	3)	100,00	628	-500
453	Valeco Energía México S.A. de C.V., Mexiko Stadt / Mexiko	6)	100,00	0	0
454	Valeco Énergie Québec Inc., Montréal / Kanada	3)	100,00	-886	-115
455	Valeco Engineering One Member Company Ltd., Ho Chi Minh City / Vietnam	6)	100,00
456	Valeco Ingénierie SAS, Montpellier / Frankreich		100,00	25.656	7.787
457	Valeco O&M SAS, Montpellier / Frankreich		100,00	593	317
458	Valeco SAS, Montpellier / Frankreich		100,00	71.233	-912
459	Valeco Sea Pte. Ltd., Singapur / Singapur	6)	100,00	-4	-4
460	Winding We North a. s., Prag / Tschechien	3)	100,00	235	-1
461	Windpark "Auf der Weißen Trisch" GmbH, Zweibrücken		100,00	426	263
462	Windpark Breitenbach GmbH, Düsseldorf		100,00	25	-167
463	Windpark Niederlinxweiler GmbH & Co. KG, Leinfelden-Echterdingen		100,00	65	-205
464	Windpark Rot am See GmbH, Ellwangen Jagst	1)	100,00	25
465	Windpark Rot am See Infrastruktur GmbH , Stuttgart	6)	100,00	28	0
466	ZEAG Erneuerbare Energien GmbH, Heilbronn	3)	100,00	43	18
467	EE Bürgerenergie Braunsbach GmbH & Co. KG, Braunsbach		99,99	7.600	93
468	EE BürgerEnergie Forchtenberg GmbH & Co. KG, Forchtenberg		99,99	1.500	23
469	JATROSELECT-Paraguay Sociedad de Responsabilidad Limitada, Volendam / Paraguay	3)	99,98	256	0
470	BürgerEnergie Königheim GmbH & Co. KG, Königheim		99,97	3.000	260
471	EE Bürgerenergie Bühlerzell GmbH & Co. KG, Bühlerzell	3)	99,00	71	-6
472	EE Bürgerenergie Frankenhardt GmbH & Co. KG, Frankenhardt	3)	99,00	78	-3
473	EE Bürgerenergie Hardheim GmbH & Co. KG, Hardheim	3)	99,00	72	-10
474	EE Bürgerenergie Höpfingen GmbH & Co. KG, Höpfingen	3)	99,00	75	-9
475	EE BürgerEnergie Krautheim GmbH & Co. KG, Krautheim	3)	99,00	18	-12
476	EE BürgerEnergie Neudenau GmbH & Co. KG, Neudenau	3)	99,00	72	-3
477	EE Bürgerenergie Sulzbach-Laufen GmbH & Co. KG, Sulzbach-Laufen	3)	99,00	80	-3
478	Valeco Solar SARL, Montpellier / Frankreich	3)	95,20	820	708
479	EE BürgerEnergie Möckmühl GmbH & Co. KG, Möckmühl		95,17	1.575	8
480	EE BürgerEnergie Jagsthausen GmbH & Co. KG, Jagsthausen		95,11	4.625	73
481	Bürgerenergie Widdern GmbH & Co. KG, Widdern		95,07	7.580	133
482	EE BürgerEnergie Boxberg GmbH & Co. KG, Boxberg		90,27	14.400	1.167
483	Holzkraft Plus GmbH, Düsseldorf	3)	90,00	146	-5
484	Parc Éolien de Brebières SAS, Montpellier / Frankreich	6)	87,86	-11	-2
485	EE Bürgerenergie Hardthausen GmbH & Co. KG, Hardthausen am Kocher		83,76	12.070	158
486	Neckar Aktiengesellschaft, Stuttgart		82,20	10.179	0
487	EE Bürgerenergie IlshofenGmbH & Co. KG, Ilshofen		77,52	3.070	202
488	JatroSolutions GmbH, Stuttgart		75,30	372	-1.199
489	Geothermie-Gesellschaft Bruchsal GmbH, Bruchsal		74,90	1.375	-772
490	EnPVG mbH, Karlsruhe	3)	71,30	229	-97
491	JatroGreen S.A.R.L., Antananarivo / Madagaskar	3)	70,00	108	-39
492	Powderis SARL, Montpellier / Frankreich	3)	70,00	-581	-106
493	Energiedienst Holding AG, Laufenburg / Schweiz	4)	66,67	949.904	24.037
494	Netzanschlussgesellschaft Windparks Ostercappeln / Bohmte mbH, Kirchdorf	3)	66,66	25	11
495	Centrale Solaire de la Durance SARL, Montpellier / Frankreich	3)	65,00	-99	198
496	Parc Éolien de Bel Air SAS, Montpellier / Frankreich		63,40	-271	-234
497	EnBW Windpark Aalen-Waldhausen GmbH, Stuttgart (vormals EnBW Omega 109. Verwaltungsgesellschaft mbH, Stuttgart)		59,00	29.208	184
498	Hydro Léman SARL, Montpellier / Frankreich	6)	57,00	-5	-2
499	Rheinkraftwerk Neuhausen AG, Neuhausen / Schweiz	4)	56,00	1.137	47
500	Erneuerbare Energien Neckarwestheim GmbH & Co. KG, Neckarwestheim	3)	52,80	700	28
501	Alb-Windkraft Verwaltungs GmbH, Geislingen an der Steige	3)	51,00	58	33
502	Centrale Solaire de Saint Mamet SARL, Montpellier / Frankreich	3)	51,00	-491	-150
503	Solarpark Berghülen GmbH, Stuttgart		51,00	2.903	20
504	Solarpark Leutkirch GmbH & Co. KG, Leutkirch im Allgäu	3)	51,00	9.507	655
505	Solarpark Leutkirch Verwaltungsgesellschaft mbH, Leutkirch im Allgäu	6)	51,00	26	1
506	Solarpark Riedlingen-ZwiefaltendorfGmbH, Stuttgart		51,00	5.377	84
507	Valeco Ren SAS, Montpellier / Frankreich		51,00	-2.469	-761
508	EnBW Baltic 1 GmbH & Co. KG, Stuttgart		50,32	43.958	11.733
509	EnBW Albatros GmbH & Co. KG, Hamburg	3)	50,11	149.758	100
510	EnBW Hohe See GmbH & Co. KG, Hamburg		50,11	1.667.460	88.002
511	EnBW Baltic 2 GmbH & Co. KG, Biberach an der Riß		50,10	1.219.724	96.174
512	EnBW Windpark Buchholz III GmbH, Stuttgart		50,10	23.079	49
513	Windenergie Tautschbuch GmbH, Riedlingen		50,10	623	-1
514	EnBW Onshore Portfoli-GmbH, Stuttgart		50,02	100.823	5.489
515	biogas NRW GmbH i.I., Düsseldorf	6)	50,00	0	0
516	Borusan EnBW Enerji yatırımları ve Üretim Anonim Şirketi, Istanbul / Türkei	3)	50,00	208.555	-12.323
517	Centrale Electrique Rhénane de Gambsheim SA, Gambsheim / Frankreich	3)	50,00	9.648	0
518	Elektrizitätswerk Rheinau AG, Rheinau / Schweiz	3)5)	50,00	20.934	732
519	Energie Renouvelable du Languedoc SARL, Montpellier / Frankreich		50,00	-483	-712
520	Holding de la Montagne Noire SARL, Montpellier / Frankreich	3)	50,00	-146	-138
521	Joncels Energie SARL, Montpellier / Frankreich		50,00	-881	116
522	Kraftwerk Aegina A.G., Obergoms / Schweiz	3)5)	50,00	12.167	0
523	Kraftwerk Reckingen AG, Reckingen	3)	50,00	3.203	72
524	Parc Éolien des Quintefeuilles SAS, Montpellier / Frankreich	6)	50,00	1	0
525	Parc Éolien Vallée de l'Escrebieux SAS, Montpellier / Frankreich	6)	50,00	0	0
526	Rheinkraftwerk Iffezheim GmbH, Iffezheim		50,00	96.813	3.185
527	Rheinkraftwerk Säckingen AG, Bad Säckingen	3)	50,00	7.804	300
528	SwissAlpin SolarTech AG i.L., Visp / Schweiz	6)	50,00
529	Wasserkraftwerk Hausen GbR, Hausen im Wiesental	3)	50,00	487	-103
530	WKM Wasserkraftwerke Maulburg GmbH, Maulburg	3)	50,00	485	13
531	KW Jungbach AG, St. Niklaus / Schweiz	3)	49,00	3.897	303
532	Projektentwicklung Waldeck-Frankenberg GmbH & Co. KG, Korbach	3)	49,00	393	-7
533	Projektentwicklung Waldeck-Frankenberg VerwaltungsGmbH, Korbach	6)	49,00	25	0
534	Centrale Solaire de la Petite Vicomté SAS, Montpellier / Frankreich	3)	44,00	-12	-12
535	Obere Donau Kraftwerke AG, München	3)	40,00	3.180	0
536	Segalasses Énergie SARL, Toulouse / Frankreich	6)	40,00	0	0
537	TWKW Trinkwasserkraftwerke Niedergesteln AG, Niedergesteln / Schweiz	3)	40,00	1.681	144
538	Kraftwerk Ryburg-Schwörstadt AG, Rheinfelden / Schweiz	3)5)	38,00	34.608	1.584
539	Bayerische-Schwäbische Wasserkraftwerke Beteiligungsgesellschaft mbH, Gundremmingen	3)	37,80	57.581	3.128
540	Haiding One International Investment Co., Ltd., Taipeh / Taiwan	3)	37,50	1.438	-362
541	Haiding Three International Investment Co., Ldt., Taipeh / Taiwan	3)	37,50	1.438	-383
542	Haiding Two International Investment Co., Ltd., Taipeh / Taiwan	3)	37,50	1.438	-363
543	Parc Éolien de Montelu SAS, Montpellier / Frankreich	6)	34,00	0	0
544	Parc Éolien des Gassouillis SAS, Montpellier / Frankreich	6)	34,00	0	0
545	GEIE Exploitation Miniere de la Chaleur, Kutzenhausen / Frankreich	3)	33,33	0	-134
546	Windpark Prützke II GmbH & Co. KG, Düsseldorf	3)	33,33	1.465	-35
547	KWT Kraftwerke Törbel-Moosalp AG, Törbel / Schweiz	3)	30,00	893	42
548	Rhonewerke AG, Ernen / Schweiz	3)	30,00	25.557	0
549	Baltic Windpark Beteiligungen GmbH & Co. KG, Stuttgart	3)	29,17	24.656	6.438
550	Kraftwerke Gougra AG, Sierre / Schweiz	3)	27,50	51.650	1.367
551	EE Bürgerenergie Heilbronn GmbH & Co. KG, Heilbronn	3)	26,00	1.000	86
552	Parc Éolien de Lavacquerié SAS, Montpellier / Frankreich	6)	26,00	0	0
553	Windpark Lindtorf GmbH, Rheine	3)	26,00	4.200	16
554	Alb-Windkraft GmbH & Co. KG, Geislingen an der Steige	3)	25,50	582	447
555	KW Ackersand I AG, Stalden / Schweiz	3)	25,00	1.859	0
556	ANOG Anergienetz Obergoms AG, Obergoms / Schweiz	3)	24,50	193	11
557	KWOG Kraftwerke Obergoms AG, Obergoms / Schweiz	3)	24,50	12.098	441
558	Éolienne de Murasson SARL, Montpellier / Frankreich	3)	20,00	110	86
559	Erneuerbare Energien Zollern Alb GmbH i.L., Balingen	6)	20,00
560	Ferme Éolienne de Muratel SAS, Montpellier / Frankreich	3)	20,00	-325	384
561	Ferme Éolienne de Plo d'Amoures SAS, Montpellier / Frankreich	3)	20,00	-300	-27
562	Ferme Éolienne de Thalis SAS, Montpellier / Frankreich	3)	20,00	-96	-14
563	Kooperation Erneuerbare Energien im Landkreis Rottweil GmbH, Schramberg	3)	20,00	86	-7
564	Mélagues Energie SAS, Montpellier / Frankreich	3)	20,00	-186	-21
565	Montagnol Energie SAS, Montpellier / Frankreich	3)	20,00	-2.144	-1.547
566	Parc Éolien de Chasseneuil SARL, Montpellier / Frankreich	3)	20,00	-20	-13
567	Parc Éolien de Prinquies SARL, Montpellier / Frankreich	3)	20,00	-42	-16
568	Parc Éolien du Vallon de Sancey SARL, Montpellier / Frankreich	3)	20,00	-20	-10
569	Sepe de la Gare SAS, Montpellier / Frankreich	3)	20,00	-183	142
570	Tauriac Energie SAS, Montpellier / Frankreich	3)	20,00	-3.099	-2.105
571	Wasserkraftwerk Pfinztal GmbH & Co. KG, Pfinztal	3)	20,00	234	-4
	Geschäftsfeld Vertriebe
572	010052 Telecom GmbH, Köln	1)3)	100,00	25
573	010088 Telecom GmbH, Köln	1)3)	100,00	25
574	010090 GmbH, Köln	1)3)	100,00	156
575	01012 Telecom GmbH, Köln	1)3)	100,00	27
576	01052 Communication GmbH, Köln	1)3)	100,00	25
577	01098 Telecom GmbH, Köln	1)3)	100,00	25
578	bmp greengas GmbH, München	1)	100,00	5.697
579	BroadNet Deutschlan dGmbH, Köln	1)	100,00	3.757
580	Broadnet Services GmbH, Köln	1)3)	100,00	25
581	ED GrünSelect GmbH, Rheinfelden	4)	100,00	498	1
582	EnBW Energy Factory GmbH, Stuttgart (vormals Watt Synergia GmbH, Frankfurt am Main)	1)	100,00	250
583	EnBW Mainfrankenpark GmbH, Dettelbach	1)	100,00	3.759
584	EnBW Telekommunikation GmbH, Karlsruhe (vormals EnBW Omega Zweiundfünfzigste Verwaltungsgesellschaft mbH, Karlsruhe)	1)	100,00	273.334
585	EnBW Vertriebsbeteiligungen GmbH, Stuttgart		100,00	13.707	-2
586	energieNRW GmbH, Düsseldorf	3)	100,00	272	-4
587	ESD Energie Service Deutschland GmbH, Offenburg		100,00	4.745	1.485
588	eYello CZ k.s., Prag / Tschechien	3)	100,00	267	1
589	F&Q NetzbetriebsGmbH & Co. KG, Köln	6)	100,00	36	2
590	G.EN. Gaz Energia Sp. z o.o., Tarnowo Podgórne / Republik Polen		100,00	47.535	4.055
591	GasVersorgung Süddeutschland GmbH, Stuttgart	1)	100,00	65.000
592	Gasversorgung Unterland GmbH, Heilbronn	1)	100,00	15.764
593	goldgas GmbH, Eschborn		100,00	28.721	5.531
594	goldgas GmbH, Wien / Österreich		100,00	1.429	986
595	NaturEnergie+ Deutschland GmbH, Mühlacker		100,00	0	2.089
596	NatürlichEnergie Swiss NESG mbH, Laufenburg / Schweiz	3)	100,00	-283	-85
597	Plusnet GmbH, Köln	1)	100,00	186.930
598	Plusnet Infrastruktur GmbH & Co. KG, Köln		100,00	3.779	0
599	Plusnet Verwaltungs GmbH, Köln	6)	100,00	27	1
600	PREservisní, s.r.o., Prag / Tschechien (vormals KORMAK nemovitosti s.r.o., Prag (Tschechien))	3)	100,00	865	42
601	PREzakaznicka a.s., Prag / Tschechien	3)	100,00	1.186	799
602	Q-DSL home GmbH, Köln	1)3)	100,00	1.293
603	Sales & Solutions GmbH, Stuttgart	1)	100,00	75.618
604	SENEC Cloud s.r.l., Rom / Italien	3)	100,00	50	-49
605	SENEC GmbH, Leipzig		100,00	7.211	-4.979
606	SENEC Italia s.r.l., Rom / Italien	3)	100,00	10	-564
607	T & Q Netzbetriebs GmbH & Co. KG, Köln	3)	100,00	25	619
608	Ventel-GmbH, Köln	1)	100,00	142.238
609	VNG Vierte lEnergie GmbH, Leipzig	1)3)	100,00	98
610	VNG-Erdgascommerz GmbH, Leipzig	1)	100,00	162.101
611	VNG-Erdgastankstellen GmbH, Leipzig	1)3)	100,00	25
612	VOLTCOM spol. s r.o., Prag / Tschechien	3)	100,00	1.546	423
613	winpoint AG, Steg-Hohtenn / Schweiz	4)	100,00	83	40
614	Yello Solar GmbH, Karlsruhe	3)	100,00	-3.980	-2.827
615	Yello Strom GmbH, Köln	1)	100,00	1.100
616	ZEAG Immobilien GmbH & Co. KG, Heilbronn		100,00	3.153	1.212
617	ZEAG Immobilien Verwaltungsgesellschaft mbH, Heilbronn	6)	100,00	36	2
618	WTT Campus ONE GmbH, Ludwigsburg	3)	80,00	-1.423	-937
619	Erdgas Südwest GmbH, Karlsruhe		79,00	73.933	6.633
620	effizienzcloud GmbH, Leipzig	3)	74,99	469	-352
621	fonial GmbH, Köln	3)	74,90	-3.108	-962
622	NetCom BW GmbH, Ellwangen		74,90	24.449	-336
623	LIV-T GmbH, München	3)	72,00	2.873	-2.739
624	Senec Australia PTY Ltd., Mount Claremount / Australien (vormals Thinking Beyond Pty Ltd, Mount Claremount)	3)	70,00	614	-211
625	BEN Fleet Services GmbH, Karlsruhe	6)	65,40	25	0
626	AutenSys GmbH, Karlsruhe	3)	65,00	89	-147
627	Messerschmid Energiesysteme GmbH, Bonndorf	3)	60,00	856	325
628	TRITECAG, Aarberg / Schweiz	4)	60,00	-785	-1.686
629	Energieversum GmbH & Co. KG, Gütersloh	6)	51,41	2	0
630	backnangstrom GmbH & Co. KG, Backnang	6)	51,00	0	7
631	grünES GmbH, Esslingen am Neckar	3)	51,00	306	148
632	Stromvertrieb Backnang Verwaltungs GmbH, Backnang	6)	51,00	28	1
633	winsunAG, Steg-Hohtenn / Schweiz	4)	51,00	646	-1.399
634	Energie- und Medienversorgung Sandhofer Straße Verwaltungs GmbH, Mannheim i.L.	6)	50,00
635	my-e-car GmbH, Lörrach	3)	50,00	41	35
636	Regionah Energie GmbH, Munderkingen	3)	50,00	51	-73
637	Tender365 GmbH, Leipzig	3)	50,00	1.239	-284
638	Energie- und Medienversorgung Sandhofer Straße GmbH & Co. KG, Mannheim i.L.	6)	49,91
639	Einhorn Energie GmbH & Co. KG, Giengen an der Brenz	3)	49,90	733	315
640	Einhorn Energie Verwaltungsgesellschaft mbH, Giengen an der Brenz	6)	49,90	33	1
641	Stadtwerke Freiberg a.N. GmbH, Freiberg am Neckar	3)	49,90	6.703	203
642	Gasversorgung Pforzheim Land GmbH, Pforzheim	3)	49,00	14.976	1.314
643	Sautter PE GmbH, Ellhofen	3)	49,00	0	-326
644	Pražská energetika a.s., Prag / Tschechien	3)	41,40	463.849	91.080
645	Silphienergie GmbH, Ostrach	3)	40,00	149	8
646	caplog-x GmbH, Leipzig	3)	37,34	2.046	921
647	api-AG i.L., Wallisellen / Schweiz	6)	33,33
648	espot GmbH, Stuttgart	3)	32,60	539	9
649	Tempus s.r.l., Torri di Quartesolo / Italien	6)	30,43	15	9
650	Korbacher Energiezentrum GmbH & Co. KG, Korbach	3)	30,00	4	314
651	Gemeinschaft für Energieeffizienz GmbH, Düsseldorf	3)	26,40	-134	-425
652	Energieagentur Heilbronn GmbH, Heilbronn	3)	25,00	51	-101
653	MITGAS Mitteldeutsche Gasversorgung GmbH, Halle (Saale)	3)	24,60	129.988	38.032
654	Stadt- und Überlandwerke GmbH Luckau-Lübbenau, Luckau	3)	23,38	29.672	2.083
655	EDSR Energiedienste Staldenried AG, Staldenried / Schweiz	3)	20,00	200	11
	Sonstige
656	ED Immobilien GmbH & Co. KG, Rheinfelden	4)	100,00	0	153
657	ED Immobilien Verwaltungsgesellschaft mbH, Rheinfelden	6)	100,00	32	0
658	ED Kommunal GmbH, Rheinfelden	4)	100,00	37.526	1.332
659	EnBWB etriebs- und Servicegesellschaft mbH, Karlsruhe	1)	100,00	25
660	EnBW Bürgerbeteiligung Solar 1 GmbH , Stuttgart (vormals EnBW Omega 106. Verwaltungsgesellschaft mbH, Stuttgart)	1)3)	100,00	25
661	EnBW City GmbH & Co. KG, Obrigheim		100,00	8.885	8.394
662	EnBW Immobilienbeteiligungen GmbH, Karlsruhe		100,00	487.235	4.324
663	EnBW International Finance B.V., Amsterdam / Niederlande		100,00	1.164.210	32.496
664	EnBW New VenturesGmbH, Karlsruhe	1)3)	100,00	15.199
665	EnBW Omega 103. Verwaltungsgesellschaft mbH, Karlsruhe	1)3)	100,00	25
666	EnBW Omega 104. Verwaltungsgesellschaft mbH, Karlsruhe	1)3)	100,00	25
667	EnBW Omega 105. Verwaltungsgesellschaft mbH, Karlsruhe	1)3)	100,00	25
668	EnBW Omega 107. Verwaltungsgesellschaft mbH, Stuttgart	1)3)	100,00	25
669	EnBW Omega 108. Verwaltungsgesellschaft mbH, Stuttgart	1)3)	100,00	25
670	EnBW Omega 110. Verwaltungsgesellschaft mbH, Stuttgart	6)	100,00	25	0
671	EnBW Omega 111. Verwaltungsgesellschaft mbH, Karlsruhe	6)	100,00	0	0
672	EnBW Omega 112. Verwaltungsgesellschaft mbH, Karlsruhe	6)	100,00	0	0
673	EnBW Omega 113. Verwaltungsgesellschaft mbH, Karlsruhe	6)	100,00	0	0
674	EnBW Omega 114. Verwaltungsgesellschaft mbH, Karlsruhe	6)	100,00	0	0
675	EnBW Omega 115. Verwaltungsgesellschaft mbH, Karlsruhe	6)	100,00	0	0
676	EnBW Omega 116. Verwaltungsgesellschaft mbH, Karlsruhe	6)	100,00	0	0
677	EnBW Omega 117. Verwaltungsgesellschaft mbH, Karlsruhe	6)	100,00	0	0
678	EnBW Omega 118. Verwaltungsgesellschaft mbH, Karlsruhe	6)	100,00	0	0
679	EnBW Omega 119. Verwaltungsgesellschaft mbH, Karlsruhe	6)	100,00	0	0
680	EnBW Omega 120. Verwaltungsgesellschaft mbH, Karlsruhe	6)	100,00	0	0
681	EnBW Omega Achtundachtzigste Verwaltungsgesellschaft mbH, Karlsruhe	1)3)	100,00	25
682	EnBW Omega Achtundsiebzigste Verwaltungsgesellschaft mbH, Karlsruhe	6)	100,00	24	0
683	EnBW Omega Achtzigste GmbH, Mühlacker (vormals EnBW Omega Achtzigste Verwaltungsgesellschaft mbH, Karlsruhe)	6)	100,00	24	0
684	EnBW Omega Dreiundneunzigste Verwaltungsgesellschaft mbH, Karlsruhe	1)3)	100,00	25
685	EnBW Omega Dreiundsiebzigste Verwaltungsgesellschaft mbH, Karlsruhe	6)	100,00	24	0
686	EnBW Omega Fünfundfünfzigste Verwaltungsgesellschaft mbH, Stuttgart	1)3)	100,00	25
687	EnBW Omega Fünfundneunzigste Verwaltungsgesellschaft mbH, Karlsruhe	1)3)	100,00	25
688	EnBW Omega Hundertste Verwaltungsgesellschaft mbH, Stuttgart	6)	100,00	25	0
689	EnBW Omega Neunundachtzigste Verwaltungsgesellschaft mbH, Karlsruhe	1)3)	100,00	25
690	EnBW Omega Sechsundachtzigste Verwaltungsgesellschaft mbH, Karlsruhe	1)3)	100,00	25
691	EnBW Omega Siebenundneunzigste Verwaltungsgesellschaft mbH, Stuttgart	1)3)	100,00	25
692	EnBW Omega Vierundneunzigste Verwaltungsgesellschaft mbH, Karlsruhe	1)3)	100,00	25
693	EnBW Omega Zweiundneunzigste Verwaltungsgesellschaft mbH, Karlsruhe	6)	100,00	25	0
694	EnBW Perspektiven GmbH, Karlsruhe	1)	100,00	1.500
695	EnBW Real Estate GmbH, Obrigheim	3)	100,00	107	9
696	EnBW Senergi Immobilien GmbH, Karlsruhe	3)	100,00	74	0
697	Facilma Grundbesitzmanagement und -serviceGmbH & Co. Besitz KG, Obrigheim		100,00	199.595	5.549
698	Interconnector GmbH, Karlsruhe	1)3)	100,00	25
699	KMS Verwaltungsgesellschaft mbH, Stuttgart	6)	100,00	44	-1
700	MGMTree GmbH, Leipzig	3)	100,00	107	20
701	Neckarwerke Stuttgart GmbH, Stuttgart	1)	100,00	1.880.237
702	NWS Finanzierung GmbH, Karlsruhe	1)	100,00	1.237.605
703	Rheintal PE GmbH & Co. KG, Bad Homburg v. d. Höhe	3)	100,00	19.278	-466
704	SSG Verwaltungsgesellschaft mbH i.L., Kornwestheim	6)	100,00
705	symbiotic services GmbH, Karlsruhe	1)	100,00	25
706	Unigestion FLEX SCS SICAV RAIF, Luxemburg / Luxemburg	3)	100,00	262.701	-82
707	VNG Innovation Consult GmbH, Leipzig	6)	100,00	24	-1
708	VNG Innovation GmbH, Leipzig	1)3)	100,00	2.304
709	WP Global Germany Private Equity L.P., Wilmington, Delaware / USA	3)	100,00	185.730	42.400
710	MURVA Grundstücks-Verwaltungsgesellschaft mbH & Co. KG, Grünwald	3)	95,00	-8.797	745
711	Sirius EcoTech Fonds Düsseldorf GmbH & Co. KG., Düsseldorf	3)	78,15	5.670	-385
712	EnBW VersicherungsVermittlung GmbH, Stuttgart		51,00	51	3.863
713	regiodata GmbH, Lörrach	3)	35,00	980	416
714	MVV EnergieA G, Mannheim	3)5)	28,76	1.121.574	113.985
715	EFR Europäische Funk-RundsteuerungGmbH, München	3)	25,10	3.609	2.860
716	GasLINE Telekommunikationsnetz-Geschäftsführungsgesellschaft deutscher Gasversorgungsunternehmen mbH, Straelen	3)	23,39	69	2

1) Ergebnisabführungs- bzw. Beherrschungsvertrag bzw. Verlustübernahmeerklärung.

2) Ergebnisabführungsvertrag zu Dritten.

3) Vorjahreswerte.

4) Vorläufige Werte.

5) Abweichendes Geschäftsjahr.

6) Ausnahmeregelung § 286 (3) Satz 1 Nr. 1 beziehungsweise Satz 2 HGB.

7) Persönlich haftender Gesellschafter EnBW AG.

8) Beherrschung aufgrund vertraglicher Regelung.

9) Angaben entsprechend des Stichtags, mit dem der Abschluss im Jahresabschluss des EnBW-Konzerns einbezogen wurde.

Anlage 2

Der Vorstand

- Dr. Frank Mastiaux

geboren 1964 in Essen

Vorsitzender des Vorstands

Chief Executive Officer

seit 1. Oktober 2012

Bestellung bis 30. September 2022

Stuttgart

-- Dr. Bernhard Beck

geboren 1954 in Tuttlingen

Mitglied des Vorstands und Arbeitsdirektor

Chief Personnel Officer

seit 1. Oktober 2002

Bestellung bis 30. Juni 2019

Stuttgart

- Thomas Kusterer

geboren 1968 in Pforzheim

Mitglied des Vorstands

Chief Financial Officer

seit 1. April 2011

Bestellung bis 31. März 2024

Ettlingen

- Colette Rückert-Hennen

geboren 1961 in Leverkusen-Opladen

Mitglied des Vorstands

Chief Human Resources Officer

seit 1. März 2019

Bestellung bis 28. Februar 2022

Bonn

- Dr. Hans-Josef Zimmer

geboren 1958 in Merzig

Mitglied des Vorstands

Chief Technical Officer

seit 1. Januar 2012

Bestellung bis 31. Mai 2021

Steinfeld (Pfalz)

Status

- Aktives Mitglied

-- Inaktives Mitglied

Weitere Informationen unter: www.enbw.com/vorstand

Stand: 4. März 2020

Der Aufsichtsrat

Mitglieder

- Lutz Feldmann, Bochum

Selbstständiger Unternehmensberater

Vorsitzender

- Dietrich Herd, Philippsburg

Vorsitzender des Konzernbetriebsrats des EnBW-Konzerns sowie Vorsitzender des Spartengesamtbetriebsrats Erzeugung und Vorsitzender des Betriebsrats des Betriebs Kernkraftwerk Philippsburg der Sparte Erzeugung der EnBW Energie Baden-Württemberg AG, Karlsruhe

Stellvertretender Vorsitzender

- Achim Binder, Stuttgart

Stellvertretender Vorsitzender des Konzernbetriebsrats des EnBW-Konzerns sowie Vorsitzender des Spartengesamtbetriebsrats Netze der EnBW Energie Baden-Württemberg AG und Vorsitzender des Betriebsrats Regionalservice der Netze BW GmbH, Stuttgart

- Dr. Dietrich Birk, Göppingen

Geschäftsführer des Verbands Deutscher Maschinen- und Anlagenbau e. V. (VDMA), Landesverband Baden-Württemberg

- Stefanie Bürkle, Sigmaringen

Landrätin des Landkreises Sigmaringen

- Stefan Paul Hamm, Gerlingen

Gewerkschaftssekretär / Landesfachbereichsleiter

Ver- und Entsorgung, ver.di Landesbezirk Baden-Württemberg

- Volker Hüsgen, Essen

Bis 31. Dezember 2019 Vorsitzender des Betriebsrats der Stadtwerke DüsseldorfAG

Seit 1. Januar 2020 freigestellter Betriebsrat.

Mitglied des Konzernbetriebsrats des EnBW-Konzerns und erster stellvertretender Vorsitzender des Aufsichtsrats der Stadtwerke Düsseldorf AG

- Michaela Kräutter, Stutensee

Gewerkschaftssekretärin Fachbereich Ver- und Entsorgung sowie Landesbereich Arbeiter ^* innen, ver.di Bezirk Mittelbaden-Nordschwarzwald

- Marianne Kugler-Wendt, Heilbronn

Geschäftsführerin ver.di Bezirke Heilbronn-Neckar-Franken (bis 30. September 2019) und Rhein-Neckar (bis 30. Mai 2019)

- Thomas Landsbek, Wangen im Allgäu

Mitglied des Konzernbetriebsrats des EnBW-Konzerns sowie Vorsitzender des Spartengesamtbetriebsrats Markt und Vorsitzender des Betriebsrats des Betriebs Stuttgart der Sparte Markt der EnBW Energie Baden-Württemberg AG, Karlsruhe

- Dr. Hubert Lienhard, Heidenheim an der Brenz

Aufsichtsrat

- Marika Lulay, Heppenheim

Vorsitzende der geschäftsführenden Direktoren (CEO) und Mitglied des Verwaltungsrats der GFT Technologies SE, Stuttgart

- Dr. Wolf-Rüdiger Michel, Rottweil

Landrat des Landkreises Rottweil

- Gunda Röstel, Flöha

Kaufmännische Geschäftsführerin der Stadtentwässerung Dresden GmbH und Prokuristin der Gelsenwasser AG

- Jürgen Schäfer, Bissingen

Mitglied des Konzernbetriebsrats des EnBW-Konzerns sowie stellvertretender Vorsitzender des Betriebsrats der Transnet BW GmbH, Stuttgart

- Harald Sievers, Ravensburg

Landrat des Landkreises Ravensburg

- Edith Sitzmann MdL, Freiburg

Ministerin für Finanzen des Landes Baden-Württemberg und Mitglied des Landtags von Baden-Württemberg

- Ulrike Weindel, Karlsruhe

Mitglied des Konzernbetriebsrats des EnBW-Konzerns sowie Vorsitzende des Spartengesamtbetriebsrats Funktionaleinheiten und Vorsitzende des Betriebs Karlsruhe der Sparte Funktionaleinheiten der EnBW Energie Baden-Württemberg AG, Karlsruhe

- Lothar Wölfle, Friedrichshafen

Landrat des Bodenseekreises

- Dr. Bernd-Michael Zinow, Karlsruhe

Leiter der Funktionaleinheit Recht, Revision, Compliance und Regulierung (General Counsel) bei der EnBW Energie Baden-Württemberg AG, Karlsruhe

Status

- Aktives Mitglied

-- Inaktives Mitglied

Weitere Informationen unter: www.enbw.com/aufsichtsrat

Stand: 4. März 2020

Ausschüsse

Personalausschuss

- Lutz Feldmann

Vorsitzender

- Achim Binder

- Stefan Paul Hamm

- Dietrich Herd

- Edith Sitzmann

- Lothar Wölfle

Prüfungsausschuss

- Gunda Röstel

Vorsitzende

- Stefanie Bürkle

- Volker Hüsgen

- Marianne Kugler-Wendt

- Thomas Landsbek

- Dr. Hubert Lienhard

- Dr. Wolf-Rüdiger Michel

- Ulrike Weindel

Ad-hoc-Ausschuss (seit 7. Juni 2010

- Dr. Bernd-Michael Zinow

Vorsitzender

- Dietrich Herd

- Gunda Röstel

- Harald Sievers

Finanz- und Investitionsausschuss

- Lutz Feldmann

Vorsitzender

- Achim Binder

- Dr. Dietrich Birk

- Stefan Paul Hamm

- Dietrich Herd

- Edith Sitzmann

- Lothar Wölfle

- Dr. Bernd-Michael Zinow

Nominierungsausschuss

- Lutz Feldmann

Vorsitzender

- Dr. Dietrich Birk

- Dr. Wolf-Rüdiger Michel

- Gunda Röstel

- Edith Sitzmann

- Lothar Wölfle

Vermittlungsausschuss (Ausschuss gemäß § 27 Abs. 3 MitbestG)

- Lutz Feldmann

Vorsitzender

- Dietrich Herd

- Thomas Landsbek

- Edith Sitzmann

Digitalisierungsausschuss (seit 1. Januar 2019)

- Dr. Hubert Lienhard

Vorsitzender

- Michaela Kräutter

- Marika Lulay

- Jürgen Schäfer

- Harald Sievers

- Ulrike Weindel

Status

- Aktives Mitglied

-- Inaktives Mitglied

Weitere Informationen unter: www.enbw.com/aufsichtsrat

Stand: 4. März 2020

Mandate der Vorstandsmitglieder

- Dr. Frank Mastiaux

Vorsitzender

- Thomas Kusterer

= Netze BW GmbH

= VNG AG (Vorsitzender)

- Colette Rückert-Hennen

= EnBW Kernkraft GmbH (Vorsitzende) (seit 1. Juli 2019)

- Dr. Hans-Josef Zimmer

= Stadtwerke Düsseldorf AG(Vorsitzender) (seit 1. Januar 2020)

= EnBW Kernkraf tGmbH

= Netze BW GmbH (Vorsitzender)

= terranets bw GmbH (Vorsitzender)

= TransnetBW GmbH (Vorsitzender)

== Vorarlberger Illwerke AG

-- Dr. Bernhard Beck

(bis 30. Juni 2019)

= EnBW Kernkraft GmbH (Vorsitzender) (bis 30. Juni 2019)

= Energiedienst AG

= Stadtwerke Düsseldorf AG(Vorsitzender) (bis 31. Dezember 2019)

== BKK Verbund Plus, Körperschaft des öffentlichen Rechts (alternierender Vorsitzender)

== Energiedienst Holding AG

== Pražská energetika a.s.

Status

- Aktives Mitglied

-- Inaktives Mitglied

Angaben der Mandatsinhaber gemäß § 285 Nr. 10 HGB

= Mitgliedschaft in anderen gesetzlich zu bildenden Aufsichtsräten

== Mitgliedschaft in vergleichbaren in- und ausländischen Kontrollgremien von Wirtschaftsunternehmen

Weitere Informationen unter: www.enbw.com/vorstand

Stand: 4. März 2020

Zusätzliche Mandate der Aufsichtsratsmitglieder

- Lutz Feldmann

Vorsitzender

== Villa Claudius g GmbH (Vorsitzender)

== Thyssen'sche Handelsgesellschaft mbH

- Dietrich Herd

Stellvertretender Vorsitzender

= EnBW Kernkraft GmbH

- Achim Binder

= Netze BW GmbH

- Dr. Dietrich Birk

== SRH Holding (SdbR)

- Stefanie Bürkle

= SWEG Südwestdeutsche Landesverkehrs-AG

== Hohenzollerische Landesbank Kreissparkasse Sigmaringen, Anstalt des öffentlichen Rechts (Vorsitzende)

== Flugplatz Mengen Hohentengen GmbH (Vorsitzende)

== SRH Kliniken Landkreis Sigmaringen GmbH (Vorsitzende)

== Sparkassenverband Baden-Württemberg, Anstalt des öffentlichen Rechts

== Verkehrsverbund Neckar-Alb-Donau GmbH (naldo) (Vorsitzende)

== Wirtschaftsförderungs- und Standortmarketinggesellschaft Landkreis Sigmaringen mbH (Vorsitzende)

== Zweckverband Oberschwäbische Elektrizitätswerke (stellvertretende Vorsitzende)

== Zweckverband Thermische Abfallverwertung Donautal (TAD) (stellvertretende Vorsitzende)

- Stefan Paul Hamm

= Netze BW GmbH

- Volker Hüsgen

= AWISTA GmbH

= Netzgesellschaft Düsseldorf mbH

= Stadtwerke Düsseldorf AG

== RheinWerke GmbH

- Michaela Kräutter

= Netze BW GmbH

- Marianne Kugler-Wendt

= Bausparkasse Schwäbisch-Hall AG (bis 31. Mai 2019)

= EnBW Kernkraft GmbH

= SLK-Kliniken Heilbronn GmbH (bis 30. September 2019)

== Heilbronner Versorgungs GmbH

== Stadtwerke Heilbronn GmbH

== Heilbronn Marketing GmbH(seit 1. Oktober 2019)

- Thomas Landsbek

= Bürger Energiegenossenschaft Region Wangen im Allgäu eG

== Gemeindewerke Bodanrück GmbH & Co. KG

- Dr. Hubert Lienhard

= Heraeus Holdin gGmbH

= SMS Group GmbH

= Voith GmbH & Co. KGaA

= Voith Management GmbH

== Broetje-Automation GmbH (Vorsitzender) (bis 31. November 2019)

== Heitkamp & Thumann KG

- Marika Lulay

= Wüstenrot & Württembergische AG

= GFT Technologies SE

- Dr. Wolf-Rüdiger Michel

= Kreisbaugenossenschaft Rottweil e. G. (Vorsitzender)

== ITEOS, Anstalt des öffentlichen Rechts

== Kreissparkasse Rottweil, Anstalt des öffentlichen Rechts (Vorsitzender)

== Schwarzwald Tourismus GmbH

== SMF Schwarzwald Musikfestival GmbH

== Sparkassen-Beteiligungen Baden-Württemberg GmbH

== Sparkassenverband Baden-Württemberg, Körperschaft des öffentlichen Rechts

== Wirtschaftsförderungsgesellschaft Schwarzwald-Baar-Heuberg mbH

== Zweckverband BauernmuseumHorb / Sulz

== Zweckverband Oberschwäbische Elektrizitätswerke (stellvertretender Vorsitzender)

== Zweckverband Ringzug Schwarzwald-Baar-Heuberg

== Zweckverband RBB Restmüllheizkraftwerk Böblingen (stellvertretender Vorsitzender)

== ZTN-Süd Warthausen

- Gunda Röstel

= Universitätsklinikum Carl Gustav Carus Dresden an der Technischen Universität Dresden, Anstalt des öffentlichen Rechts (stellvertretende Vorsitzende)

= VNG AG

= Netze BW GmbH

== Hochschulrat der Technischen Universität Dresden, Körperschaft des öffentlichen Rechts (Vorsitzende)

== Stadtwerke Burg GmbH

- Jürgen Schäfer

- Harald Sievers

= Oberschwabenklinik GmbH (Vorsitzender)

= SV Sparkassen Versicherung Lebensversicherung AG

== Gesellschaft für Wirtschafts- und Innovationsförderung Landkreis Ravensburg mbH (WiR) (Vorsitzender)

== Ravensburger Entsorgungsanlagengesellschaft mbH (REAG) (Vorsitzender)

== Bodensee-Oberschwaben Verkehrsverbund GmbH (stellvertretender Vorsitzender)

== Bodensee-Oberschwaben-Bahn Verwaltungs GmbH

== Kreissparkasse Ravensburg (Vorsitzender des Verwaltungsrats)

== Zweckverband Oberschwäbische Elektrizitätswerke

- Edith Sitzmann

= Landesbank Baden-Württemberg, Anstalt des öffentlichen Rechts (stellvertretende Vorsitzende)

= Landeskreditbank Baden-Württemberg, Förderbank, Anstalt des öffentlichen Rechts (Vorsitzende des Verwaltungsrats)

= Kreditanstalt für Wiederaufbau, Anstalt des öffentlichen Rechts

== Baden-Württemberg Stiftung gGmbH

- Ulrike Weindel

- Lothar Wölfle

== Abfallwirtschaftsgesellschaft der Landkreise Bodenseekreis und Konstanz (Vorsitzender)

== Bodensee-Oberschwaben Verkehrsverbund GmbH

== Bodensee-Oberschwaben-Bahn Verkehrsgesellschaft mbH (seit 1. Januar 2020 Vorsitzender)

== Sparkasse Bodensee (seit 1. Januar 2020 stellvertretender Vorsitzender)

== Zweckverband Oberschwäbische Elektrizitätswerke (Vorsitzender)

== Zweckverband Breitband Bodensee (stellvertretender Vorsitzender) (seit 24. September 2019)

== Wirtschaftsförderungsgesellschaft Bodenseekreis GmbH (Vorsitzender)

== Regionales Innovations- und Technologietransfer Zentrum GmbH (RITZ) (stellvertretender Vorsitzender)

- Dr. Bernd-Michael Zinow

= Transnet BW GmbH

= VNG AG

Status

- Aktives Mitglied

-- Inaktives Mitglied

Angaben der Mandatsinhaber gemäß § 285 Nr. 10 HGB

= Mitgliedschaft in anderen gesetzlich zu bildenden Aufsichtsräten

== Mitgliedschaft in vergleichbaren in- und ausländischen Kontrollgremien von Wirtschaftsunternehmen

Weitere Informationen unter: www.enbw.com/aufsichtsrat

Stand: 4. März 2020

Bestätigungsvermerk des unabhängigen Abschlussprüfers

An die EnBW Energie Baden-Württemberg AG

Vermerk über die Prüfung des Jahresabschlusses und des Lageberichts

Prüfungsurteile

Wir haben den Jahresabschluss der EnBW Energie Baden-Württemberg AG, Karlsruhe- bestehend aus der Bilanz zum 31. Dezember 2019 und der Gewinn- und Verlustrechnung für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis zum 31. Dezember 2019 sowie dem Anhang, einschließlich der Darstellung der Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden- geprüft. Darüber hinaus haben wir den Lagebericht der EnBW Energie Baden-WürttembergAG, der mit dem Konzernlagebericht der EnBW Energie Baden-Württemberg AG zusammengefasst wurde, für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis zum 31. Dezember 2019 geprüft. Die in der Anlage zum Bestätigungsvermerk genannten Bestandteile des Lageberichts sowie die dort bezeichneten Informationen des Unternehmens außerhalb des Geschäftsberichts, auf die im Lagebericht verwiesen wird, haben wir nicht in die inhaltliche Prüfung einbezogen.

Nach unserer Beurteilung aufgrund der bei der Prüfung gewonnenen Erkenntnisse

› entspricht der beigefügte Jahresabschluss in allen wesentlichen Belangen den deutschen, für Kapitalgesellschaften geltenden handelsrechtlichen Vorschriften und vermittelt unter Beachtung der deutschen Grundsätze ordnungsmäßiger Buchführung ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild der Vermögens- und Finanzlage der Gesellschaft zum 31. Dezember 2019 sowie ihrer Ertragslage für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis zum 31. Dezember 2019 und vermittelt der beigefügte Lagebericht insgesamt ein zutreffendes Bild von der Lage der Gesellschaft. In allen wesentlichen Belangen steht dieser Lagebericht in Einklang mit dem Jahresabschluss, entspricht den deutschen gesetzlichen Vorschriften und stellt die Chancen und Risiken der zukünftigen Entwicklung zutreffend dar. Unser Prüfungsurteil zum Lagebericht erstreckt sich nicht auf den in der Anlage zum Bestätigungsvermerk genannten, nicht in die inhaltliche Prüfung einbezogenen Bestandteil des Lageberichts.

Gemäß § 322 Abs. 3 Satz 1 HGB erklären wir, dass unsere Prüfung zu keinen Einwendungen gegen die Ordnungsmäßigkeit des Jahresabschlusses und des Lageberichts geführt hat.

Grundlage für die Prüfungsurteile

Wir haben unsere Prüfung des Jahresabschlusses und des Lageberichts in Übereinstimmung mit § 317 HGB und der EU-Abschlussprüferverordnung (Nr. 537 / 2014; im Folgenden "EU-APrVO") unter Beachtung der vom Institut der Wirtschaftsprüfer (IDW) festgestellten deutschen Grundsätze ordnungsmäßiger Abschlussprüfung durchgeführt. Unsere Verantwortung nach diesen Vorschriften und Grundsätzen ist im Abschnitt "Verantwortung des Abschlussprüfers für die Prüfung des Jahresabschlusses und des Lageberichts" unseres Bestätigungsvermerks weitergehend beschrieben. Wir sind von dem Unternehmen unabhängig in Übereinstimmung mit den europarechtlichen sowie den deutschen handelsrechtlichen und berufsrechtlichen Vorschriften und haben unsere sonstigen deutschen Berufspflichten in Übereinstimmung mit diesen Anforderungen erfüllt. Darüber hinaus erklären wir gemäß Artikel 10 Abs. 2 Buchst. f) EU-APrVO, dass wir keine verbotenen Nichtprüfungsleistungen nach Artikel 5 Abs. 1 EU-APrVO erbracht haben. Wir sind der Auffassung, dass die von uns erlangten Prüfungsnachweise ausreichend und geeignet sind, um als Grundlage für unsere Prüfungsurteile zum Jahresabschluss und zum Lagebericht zu dienen.

Besonders wichtige Prüfungssachverhalte in der Prüfung des

Jahresabschlusses

Besonders wichtige Prüfungssachverhalte sind solche Sachverhalte, die nach unserem pflichtgemäßen Ermessen am bedeutsamsten in unserer Prüfung des Jahresabschlusses für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis zum 31. Dezember 2019 waren. Diese Sachverhalte wurden im Zusammenhang mit unserer Prüfung des Jahresabschlusses als Ganzem und bei der Bildung unseres Prüfungsurteils hierzu berücksichtigt; wir geben kein gesondertes Prüfungsurteil zu diesen Sachverhalten ab.

Nachfolgend beschreiben wir die aus unserer Sicht besonders wichtigen Prüfungssachverhalte:

1. Bewertung der Erzeugungsanlagen im Sachanlagevermögen

Gründe für die Bestimmung als besonders wichtiger Prüfungssachverhalt

Die Bewertung der Erzeugungsanlagen im Sachanlagevermögen zur Beurteilung der Werthaltigkeit haben wir als einen besonders wichtigen Prüfungssachverhalt eingestuft, da die Ermittlung der beizulegenden Werte in hohem Maße abhängig von der Einschätzung der zukünftigen Zahlungsströme ist und insbesondere in Bezug auf die Anpassung der Prämissen der kurz-, mittel- und langfristigen Planungsrechnung aus unserer Sicht ein erhöhtes Risiko einer fehlerhaften Bilanzierung besteht. Zu den ermessensabhängigen Annahmen zählen dabei insbesondere die ausgehend von Preisannahmen für Brennstoffe, CO ₂-Zertifikate und Strom prognostizierten Zahlungsströme, die verwendeten Diskontierungszinssätze und die Bestimmung der Restlaufzeiten für die Kohlekraftwerke, die insbesondere durch die Empfehlungen der Kommission "Wachstum, Strukturwandel und Beschäftigung" (Kohlekommission), dem Regierungsentwurf zur Reduzierung und zur Beendigung der Kohleverstromung (Kohleausstiegsgesetz) sowie die aktuellen energiepolitischen Rahmenbedingungen beeinflusst sind. Die Einschätzungen der gesetzlichen Vertreter in Bezug auf den Ausstiegspfad für Kohlekraftwerke haben einen wesentlichen Einfluss auf die Bewertung.

Prüferisches Vorgehen

Im Rahmen unserer Prüfung haben wir den Bewertungsprozess, das Bewertungsmodell mit den entsprechenden Parametern sowie die handelsrechtlichen Bilanzierungsvorgaben zur Ermittlung der beizulegenden Werte der Erzeugungsanalagen im Sachanlagevermögen analysiert.

Die kurz- und mittelfristigen Preisannahmen werden aus liquiden Märkten, kontrahierten Termingeschäften und aktuellen Marktdaten abgeleitet. Wir haben diese Preisprognosen auf Basis des vom Vorstand erstellten und vom Aufsichtsrat genehmigten Budgets sowie der vom Vorstand erstellten und vom Aufsichtsrat zur Kenntnis genommenen Mittelfristplanung beurteilt. Zudem haben wir die abgeleiteten Preisannahmen anhand eigener Bewertungsanalysen mit Marktdaten plausibilisiert.

Die Ableitung der langfristigen Preisannahmen berücksichtigt unterschiedliche Szenarien, wobei die Erreichung bestimmter Klimaschutzziele und die Entwicklung der Gas-, Kohle-, Öl- und CO ₂-Zertifikate-Preise wesentliche Einflussparameter sind. Die Annahmen haben einen wesentlichen Einfluss auf die relative Vorteilhaftigkeit einzelner Erzeugungskapazitäten in den Szenarien. Zur Modellierung der Strompreisannahmen wird eine ökonomisches Marktmodell verwendet. Wir haben die wesentlichen Annahmen, die Szenarien und deren Gewichtung mit den Planungsverantwortlichen erörtert und anhand von externen Markteinschätzungen und einem Vergleich zu früheren Geschäftsjahren analysiert und Änderungen nachvollzogen. Zur Beurteilung des Marktmodells und der Preisannahmen haben wir auch eigene Energiemarktspezialisten eingebunden. Weitere Einflussfaktoren sind die geplanten Kosten für die Erzeugungsanlagen, die wir im Rahmen der Prüfung unter anderem durch Befragungen der Planungsverantwortlichen und einen Vergleich mit den Revisionsplänen beurteilt haben.

Ein besonderer Prüfungsschwerpunkt lag auf der Beurteilung der bei der Bewertung der Kohlekraftwerke berücksichtigten Auswirkungen aus den Empfehlungen der Kommission "Wachstum, Strukturwandel und Beschäftigung" (Kohlekommission) und den Regierungsentwurf zur Reduzierung und zur Beendigung der Kohleverstromung (Kohleausstiegsgesetz). Zur Beurteilung der Restlaufzeiten für Kohlekraftwerke haben wir unter Berücksichtigung der aktuellen energiepolitischen Rahmenbedingungen die Vorgehensweise und Interpretation der gesetzlichen Vertreter zum Ausstiegspfad unter Berücksichtigung von öffentlich verfügbaren Informationen wie z. B. der Kraftwerksliste der Bundesnetzagentur nachvollzogen. Zudem haben wir den Einfluss der Restlaufzeiten auf die Bewertung beurteilt.

Die Herleitung der sonstigen wesentlichen Bewertungsannahmen, wie z. B. des Diskontierungszinssatzes und der Marktrisikoprämie, wurde mit Unterstützung von eigenen Bewertungsspezialisten auf Basis einer Analyse von Marktindikatoren untersucht. Ferner haben wir die rechnerische Richtigkeit der Bewertungsmodelle nachvollzogen.

Aus unseren Prüfungshandlungen haben sich hinsichtlich der Bewertung der Erzeugungsanlagen keine Einwendungen ergeben.

Verweis auf zugehörige Angaben

Zu den im Rahmen der Bewertung der Erzeugungsanlagen angewandten handelsrechtlichen Bilanzierungs- und Bewertungsgrundlagen verweisen wir auf die Angaben im Anhang zum Jahresabschluss, Abschnitt "Bilanzierung und Bewertung".

2. Bewertung der Rückstellungen im Kernenergiebereich

Gründe für die Bestimmung als besonders wichtiger Prüfungssachverhalt

Die Bewertung der Rückstellungen im Kernenergiebereich haben wir als einen besonders wichtigen Prüfungssachverhalt eingestuft, da der Ansatz und die Folgebewertung ebenso wie die Ermittlung der hierfür erforderlichen Annahmen die einschließlich der Kostensteigerungsraten und des verwendeten Diskontierungszinssatzes in einem hohen Ausmaß auf Einschätzungen und Annahmen der gesetzlichen Vertreter beruhen. Damit ist aus unserer Sicht ein erhöhtes Risiko einer fehlerhaften Bilanzierung verbunden. Zu den ermessensabhängigen Annahmen zählen dabei insbesondere die Stilllegungs- und Entsorgungskosten, die einschließlich von Kostensteigerungsraten im Wesentlichen aus branchenspezifischen Aufstellungen von externen Sachverständigen abgeleitet werden. Zudem hat die Bestimmung der laufzeitspezifischen Diskontierungszinssätze einen wesentlichen Einfluss auf die Bewertung.

Prüferisches Vorgehen

Im Rahmen unserer Prüfungshandlungen haben wir den implementierten Prozess sowie die Bilanzierungs- und Bewertungsvorgaben zur Bewertung der Rückstellungen im Kernenergiebereich analysiert und uns ein Verständnis über die von den gesetzlichen Vertretern eingerichteten Prozesse verschafft. Dabei haben wir auch die der Bewertung zugrunde liegenden wesentlichen Annahmen sowie die Bewertungsverfahren beurteilt. Zudem haben wir die rechnerische Richtigkeit des Modells nachvollzogen. Wir haben uns mit den bei der Bewertung zugrunde gelegten externen Gutachten auseinandergesetzt, aus denen wesentliche Annahmen abgeleitet werden. Dabei haben wir auch die Fachkompetenz und Objektivität der unabhängigen externen Sachverständigen für die Kostenschätzung beurteilt. Die im Bewertungsmodell angesetzten spezifischen Kosten für ausgewählte Stilllegungs- und Entsorgungstätigkeiten haben wir mit den Kostenschätzungen der externen Sachverständigen verglichen. Die rechnerische Richtigkeit des Bewertungsmodells haben wir nachvollzogen und die berücksichtigten Kostensteigerungen anhand der externen Gutachten und der Erfahrungen der Gesellschaft in vorherigen Geschäftsjahren beurteilt. Ferner haben wir die Ableitung der laufzeitadäquaten Zinssätze anhand von Marktdaten nachvollzogen.

Aus unseren Prüfungshandlungen haben sich hinsichtlich der Bewertung der Rückstellungen im Kernenergiebereich keine Einwendungen ergeben.

Verweis auf zugehörige Angaben

Zu den im Rahmen der Bewertung von Rückstellungen im Kernenergiebereich angewandten Bilanzierungs- und Bewertungsgrundlagen verweisen wir auf die Angaben im Anhang zum Jahresabschluss im Abschnitt "Bilanzierung und Bewertung".

Sonstige Informationen

Der Aufsichtsrat ist für den Bericht des Aufsichtsrats verantwortlich. Im Übrigen sind die gesetzlichen Vertreter für die sonstigen Informationen verantwortlich. Die sonstigen Informationen umfassen die in der Anlage genannten Bestandteile des Geschäftsberichts.

Unsere Prüfungsurteile zum Jahresabschluss und Lagebericht erstrecken sich nicht auf die sonstigen Informationen, und dementsprechend geben wir weder ein Prüfungsurteil noch irgendeine andere Form von Prüfungsschlussfolgerung hierzu ab.

Im Zusammenhang mit unserer Prüfung haben wir die Verantwortung, die sonstigen Informationen zu lesen und dabei zu würdigen, ob die sonstigen Informationen

- wesentliche Unstimmigkeiten zum Jahresabschluss, Lagebericht oder unseren bei der Prüfung erlangten Kenntnissen aufweisen oder

- anderweitig wesentlich falsch dargestellt erscheinen.

Verantwortung der gesetzlichen Vertreter und des Aufsichtsrats für den Jahresabschluss und den Lagebericht

Die gesetzlichen Vertreter sind verantwortlich für die Aufstellung des Jahresabschlusses, der den deutschen, für Kapitalgesellschaften geltenden handelsrechtlichen Vorschriften in allen wesentlichen Belangen entspricht, und dafür, dass der Jahresabschluss unter Beachtung der deutschen Grundsätze ordnungsmäßiger Buchführung ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage der Gesellschaft vermittelt. Ferner sind die gesetzlichen Vertreter verantwortlich für die internen Kontrollen, die sie in Übereinstimmung mit den deutschen Grundsätzen ordnungsmäßiger Buchführung als notwendig bestimmt haben, um die Aufstellung eines Jahresabschlusses zu ermöglichen, der frei von wesentlichen- beabsichtigten oder unbeabsichtigten- falschen Darstellungen ist.

Bei der Aufstellung des Jahresabschlusses sind die gesetzlichen Vertreter dafür verantwortlich, die Fähigkeit der Gesellschaft zur Fortführung der Unternehmenstätigkeit zu beurteilen. Des Weiteren haben sie die Verantwortung, Sachverhalte in Zusammenhang mit der Fortführung der Unternehmenstätigkeit, sofern einschlägig, anzugeben. Darüber hinaus sind sie dafür verantwortlich, auf der Grundlage des Rechnungslegungsgrundsatzes der Fortführung der Unternehmenstätigkeit zu bilanzieren, sofern dem nicht tatsächliche oder rechtliche Gegebenheiten entgegenstehen.

Außerdem sind die gesetzlichen Vertreter verantwortlich für die Aufstellung des Lageberichts, der insgesamt ein zutreffendes Bild von der Lage der Gesellschaft vermittelt sowie in allen wesentlichen Belangen mit dem Jahresabschluss in Einklang steht, den deutschen gesetzlichen Vorschriften entspricht und die Chancen und Risiken der zukünftigen Entwicklung zutreffend darstellt. Ferner sind die gesetzlichen Vertreter verantwortlich für die Vorkehrungen und Maßnahmen (Systeme), die sie als notwendig erachtet haben, um die Aufstellung eines Lageberichts in Übereinstimmung mit den anzuwendenden deutschen gesetzlichen Vorschriften zu ermöglichen und um ausreichende geeignete Nachweise für die Aussagen im Lagebericht erbringen zu können.

Der Aufsichtsrat ist verantwortlich für die Überwachung des Rechnungslegungsprozesses der Gesellschaft zur Aufstellung des Jahresabschlusses und des Lageberichts.

Verantwortung des Abschlussprüfers für die Prüfung des Jahresabschlusses und des Lageberichts

Unsere Zielsetzung ist, hinreichende Sicherheit darüber zu erlangen, ob der Jahresabschluss als Ganzes frei von wesentlichen beabsichtigten oder unbeabsichtigten- falschen Darstellungen ist, und ob der Lagebericht insgesamt ein zutreffendes Bild von der Lage der Gesellschaft vermittelt sowie in allen wesentlichen Belangen mit dem Jahresabschluss sowie mit den bei der Prüfung gewonnenen Erkenntnissen in Einklang steht, den deutschen gesetzlichen Vorschriften entspricht und die Chancen und Risiken der zukünftigen Entwicklung zutreffend darstellt, sowie einen Bestätigungsvermerk zu erteilen, der unsere Prüfungsurteile zum Jahresabschluss und zum Lagebericht beinhaltet.

Hinreichende Sicherheit ist ein hohes Maß an Sicherheit, aber keine Garantie dafür, dass eine in Übereinstimmung mit § 317 HGB und der EU-APrVO unter Beachtung der vom Institut der Wirtschaftsprüfer (IDW) festgestellten deutschen Grundsätze ordnungsmäßiger Abschlussprüfung durchgeführte Prüfung eine wesentliche falsche Darstellung stets aufdeckt. Falsche Darstellungen können aus Verstößen oder Unrichtigkeiten resultieren und werden als wesentlich angesehen, wenn vernünftigerweise erwartet werden könnte, dass sie einzeln oder insgesamt die auf der Grundlage dieses Jahresabschlusses und Lageberichts getroffenen wirtschaftlichen Entscheidungen von Adressaten beeinflussen.

Während der Prüfung üben wir pflichtgemäßes Ermessen aus und bewahren eine kritische Grundhaltung. Darüber hinaus

- identifizieren und beurteilen wir die Risiken wesentlicher beabsichtigter oder unbeabsichtigter falscher Darstellungen im Jahresabschluss und im Lagebericht, planen und führen Prüfungshandlungen als Reaktion auf diese Risiken durch sowie erlangen Prüfungsnachweise, die ausreichend und geeignet sind, um als Grundlage für unsere Prüfungsurteile zu dienen. Das Risiko, dass wesentliche falsche Darstellungen nicht aufgedeckt werden, ist bei Verstößen höher als bei Unrichtigkeiten, da Verstöße betrügerisches Zusammenwirken, Fälschungen, beabsichtigte Unvollständigkeiten, irreführende Darstellungen bzw. das Außerkraftsetzen interner Kontrollen beinhalten können;

- gewinnen wir ein Verständnis von dem für die Prüfung des Jahresabschlusses relevanten internen Kontrollsystem und den für die Prüfung des Lageberichts relevanten Vorkehrungen und Maßnahmen, um Prüfungshandlungen zu planen, die unter den gegebenen Umständen angemessen sind, jedoch nicht mit dem Ziel, ein Prüfungsurteil zur Wirksamkeit dieser Systeme der Gesellschaft abzugeben;

- beurteilen wir die Angemessenheit der von den gesetzlichen Vertretern angewandten Rechnungslegungsmethoden sowie die Vertretbarkeit der von den gesetzlichen Vertretern dargestellten geschätzten Werte und damit zusammenhängenden Angaben;

- ziehen wir Schlussfolgerungen über die Angemessenheit des von den gesetzlichen Vertretern 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 der Gesellschaft zur Fortführung der Unternehmenstätigkeit aufwerfen können. Falls wir zu dem Schluss kommen, dass eine wesentliche Unsicherheit besteht, sind wir verpflichtet, im Bestätigungsvermerk auf die dazugehörigen Angaben im Jahresabschluss und im Lagebericht aufmerksam zu machen oder, falls diese Angaben unangemessen sind, unser jeweiliges Prüfungsurteil zu modifizieren. Wir ziehen unsere Schlussfolgerungen auf der Grundlage der bis zum Datum unseres Bestätigungsvermerks erlangten Prüfungsnachweise. Zukünftige Ereignisse oder Gegebenheiten können jedoch dazu führen, dass die Gesellschaft ihre Unternehmenstätigkeit nicht mehr fortführen kann;

- beurteilen wir die Gesamtdarstellung, den Aufbau und den Inhalt des Jahresabschlusses einschließlich der Angaben sowie ob der Jahresabschluss die zugrunde liegenden Geschäftsvorfälle und Ereignisse so darstellt, dass der Jahresabschluss unter Beachtung der deutschen Grundsätze ordnungsmäßiger Buchführung ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage der Gesellschaft vermittelt;

- beurteilen wir den Einklang des Lageberichts mit dem Jahresabschluss, seine Gesetzesentsprechung und das von ihm vermittelte Bild von der Lage der Gesellschaft;

- führen wir Prüfungshandlungen zu den von den gesetzlichen Vertretern dargestellten zukunftsorientierten Angaben im Lagebericht durch. Auf Basis ausreichender geeigneter Prüfungsnachweise vollziehen wir dabei insbesondere die den zukunftsorientierten Angaben von den gesetzlichen Vertretern zugrunde gelegten bedeutsamen Annahmen nach und beurteilen die sachgerechte Ableitung der zukunftsorientierten Angaben aus diesen Annahmen. Ein eigenständiges Prüfungsurteil zu den zukunftsorientierten Angaben sowie zu den zugrunde liegenden Annahmen geben wir nicht ab. Es besteht ein erhebliches unvermeidbares Risiko, dass künftige Ereignisse wesentlich von den zukunftsorientierten Angaben abweichen.

Wir erörtern mit den für die Überwachung Verantwortlichen unter anderem den geplanten Umfang und die Zeitplanung der Prüfung sowie bedeutsame Prüfungsfeststellungen, einschließlich etwaiger Mängel im internen Kontrollsystem, die wir während unserer Prüfung feststellen.

Wir geben gegenüber den für die Überwachung Verantwortlichen eine Erklärung ab, dass wir die relevanten Unabhängigkeitsanforderungen eingehalten haben, und erörtern mit ihnen alle Beziehungen und sonstigen Sachverhalte, von denen vernünftigerweise angenommen werden kann, dass sie sich auf unsere Unabhängigkeit auswirken, und die hierzu getroffenen Schutzmaßnahmen.

Wir bestimmen von den Sachverhalten, die wir mit den für die Überwachung Verantwortlichen erörtert haben, diejenigen Sachverhalte, die in der Prüfung des Jahresabschlusses für den aktuellen Berichtszeitraum am bedeutsamsten waren und daher die besonders wichtigen Prüfungssachverhalte sind. Wir beschreiben diese Sachverhalte im Bestätigungsvermerk, es sei denn, Gesetze oder andere Rechtsvorschriften schließen die öffentliche Angabe des Sachverhalts aus.

Sonstige gesetzliche und andere rechtliche Anforderungen

Vermerk über die Prüfung der Einhaltung der Rechnungslegungspflichten nach § 6 b Abs. 3 EnWG

Prüfungsurteil

Wir haben geprüft, ob die Gesellschaft ihre Pflichten nach § 6 b Abs. 3 Sätze 1 bis 5 EnWG zur Führung getrennter Konten für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis zum 31. Dezember 2019 eingehalten hat. Nach unserer Beurteilung wurden die Pflichten nach § 6 b Abs. 3 Sätze 1 bis 5 EnWG zur Führung getrennter Konten in allen wesentlichen Belangen eingehalten.

Grundlage für das Prüfungsurteil

Wir haben unsere Prüfung der Einhaltung der Pflichten zur Führung getrennter Konten in Übereinstimmung mit § 6 b Abs. 5 EnWG unter Beachtung des Entwurfs einer Neufassung des IDW Prüfungsstandards: Prüfung nach § 6 b Abs. 5 Energiewirtschaftsgesetz (IDW EPS 610 n.F.) durchgeführt. Unsere Verantwortung nach diesen Vorschriften und Grundsätzen ist im Abschnitt "Verantwortung des Abschlussprüfers für die Prüfung der Einhaltung der Rechnungslegungspflichten nach § 6 b Abs. 3 EnWG" weitergehend beschrieben. Wir sind von dem Unternehmen unabhängig in Übereinstimmung mit den deutschen handelsrechtlichen und berufsrechtlichen Vorschriften und haben unsere sonstigen deutschen Berufspflichten in Übereinstimmung mit diesen Anforderungen erfüllt. Wir wenden als Wirtschaftsprüfungsgesellschaft die Anforderungen des IDW Qualitätssicherungsstandards: Anforderungen an die Qualitätssicherung in der Wirtschaftsprüferpraxis (IDW QS 1) an. Wir sind der Auffassung, dass die von uns erlangten Prüfungsnachweise ausreichend und geeignet sind, um als Grundlage für unser Prüfungsurteil zur Einhaltung der Rechnungslegungspflichten nach § 6 b Abs. 3 EnWG zu dienen.

Verantwortung der gesetzlichen Vertreter für die Einhaltung der Rechnungslegungspflichten nach § 6 b Abs. 3 EnWG

Die gesetzlichen Vertreter sind verantwortlich für die Einhaltung der Pflichten nach § 6 b Abs. 3 Sätze 1 bis 5 EnWG zur Führung getrennter Konten.

Außerdem sind die gesetzlichen Vertreter verantwortlich für die internen Kontrollen, die sie als notwendig erachtet haben, um die Pflichten zur Führung getrennter Konten einzuhalten.

Verantwortung des Abschlussprüfers für die Prüfung der Einhaltung der Rechnungslegungspflichten nach § 6 b Abs. 3 EnWG

Unsere Zielsetzung ist, hinreichende Sicherheit darüber zu erlangen, ob die gesetzlichen Vertreter ihre Pflichten nach § 6 b Abs.3 Sätze 1 bis 5 EnWG zur Führung getrennter Konten in allen wesentlichen Belangen eingehalten haben.

Ferner umfasst unsere Zielsetzung, einen Vermerk in den Bestätigungsvermerk aufzunehmen, der unser Prüfungsurteil zur Einhaltung der Rechnungslegungspflichten nach § 6 b Abs. 3 EnWG beinhaltet.

Die Prüfung der Einhaltung der Pflichten nach § 6 b Abs. 3 Sätze 1 bis 5 EnWG zur Führung getrennter Konten umfasst die Beurteilung, ob die Zuordnung der Konten zu den Tätigkeiten nach § 6 b Abs. 3 Sätze 1 bis 4 EnWG sachgerecht und nachvollziehbar erfolgt ist und der Grundsatz der Stetigkeit beachtet wurde.

Übrige Angaben gemäß Artikel 10 EU-APrVO

Wir wurden von der Hauptversammlung am 8. Mai 2019 als Abschlussprüfer gewählt. Wir wurden am 26. November 2019 vom Prüfungsausschuss des Aufsichtsrats beauftragt. Wir sind seit dem Geschäftsjahr 2019 als Abschlussprüfer der EnBW Energie Baden-Württemberg AG tätig. Wir erklären, dass die in diesem Bestätigungsvermerk enthaltenen Prüfungsurteile mit dem zusätzlichen Bericht an den Prüfungsausschuss nach Artikel 11 EU-APrVO (Prüfungsbericht) in Einklang stehen.

Verantwortlicher Wirtschaftsprüfer

Der für die Prüfung verantwortliche Wirtschaftsprüfer ist Prof. Dr. Steffen Kuhn.

Stuttgart,

4. März 2020

Ernst & Young GmbH
Wirtschaftsprüfungsgesellschaft

Prof. Dr. Wollmert, Wirtschaftsprüfer

Prof. Dr. Kuhn, Wirtschaftsprüfer

Anlage zum Bestätigungsvermerk:

1. Nicht in die inhaltliche Prüfung einbezogener Bestandteil des Lageberichts

Folgende Bestandteile des Lageberichts, die zu den "Sonstigen Informationen" zählen, haben wir nicht in die inhaltliche Prüfung einbezogen:

- die auf der im Lagebericht angegebenen Internetseite des Konzerns öffentlich zugänglich gemachte Erklärung zur Unternehmensführung.

- die im Lagebericht enthaltenen Versicherung der gesetzlichen Vertreter gemäß § 297 Abs. 2 Satz 4 HGB.

2. Weitere "Sonstige Informationen"

Zu den "Sonstigen Informationen" zählen ferner weitere, für den Geschäftsbericht vorgesehene Bestandteile, von denen wir eine Fassung bis zu Erteilung dieses Bestätigungsvermerks erlangt haben, insbesondere die Abschnitte:

- "EnBW auf einen Blick",

- "Die Energiewende aktiv mitgestalten",

- "Aktionärsbrief"

- "Bericht des Aufsichtsrats (Kurzfassung)"

- "Erklärung zur Unternehmensführung einschließlich Corporate Governance Bericht 2019",

aber nicht der Jahresabschluss, nicht die in die inhaltliche Prüfung einbezogenen Lageberichtsangaben und nicht unser dazugehöriger Bestätigungsvermerk.

3. Informationen des Unternehmens außerhalb des Geschäftsberichts, auf die im Lagebericht verwiesen wird

Neben dem unter 1. "Nicht in die inhaltliche Prüfung einbezogener Bestandteil des Lageberichts" genannten Querverweis enthält der Lagebericht weitere Querverweise auf Internetseiten des Konzerns. Die Informationen, auf die letztere Querverweise sich beziehen, zählen nicht zu dessen Geschäftsbericht.

Bericht des Aufsichtsrats

Der Aufsichtsrat hat die ihm nach Gesetz und Satzung obliegenden Aufgaben im Geschäftsjahr 2019 umfassend und pflichtgemäß wahrgenommen. Er hat den Vorstand bei der Leitung des Unternehmens regelmäßig beraten und für den Konzern wesentliche Geschäftsführungsmaßnahmen kontinuierlich begleitet und überwacht. Dabei war der Aufsichtsrat in sämtliche Entscheidungen von grundlegender Bedeutung für die Gesellschaft und den Konzern eingebunden.

Der Aufsichtsrat wurde vom Vorstand regelmäßig, zeitnah und umfassend über alle relevanten Fragen der beabsichtigten Geschäftspolitik und andere grundsätzliche Fragen der Unternehmensplanung unterrichtet und ist dabei unter Angabe von Gründen auch auf Abweichungen des tatsächlichen Geschäftsverlaufs von früher berichteten Plänen und Zielen eingegangen.

Zudem informierte er den Aufsichtsrat über die wirtschaftliche Lage der Gesellschaft und des Konzerns, unter anderem über die Rentabilität der Gesellschaft (insbesondere des Eigenkapitals), den Gang der Geschäfte (insbesondere den Umsatz, die Ergebnisentwicklung, die Vermögens-, Finanz- und Ertragslage und die Personalentwicklung der Gesellschaft) und über Geschäfte, die für die Rentabilität oder Liquidität der Gesellschaft von erheblicher Bedeutung sein können. Darüber hinaus informierte der Vorstand den Aufsichtsrat über die Risikosituation des Konzerns und einzelner Konzernbereiche, die Unternehmensstrategie und -planung, das Risikomanagement, das interne Kontrollsystem und die Compliance.

Schwerpunkte der Beratungen im Plenum

Der Aufsichtsrat hat sich im abgelaufenen Geschäftsjahr 2019 in sieben ordentlichen Sitzungen am 15. Februar 2019, 27. März 2019, 7. Mai 2019, 11. Juli 2019, 27. September 2019, 7. November 2019 und 4. Dezember 2019, einer außerordentlichen Sitzung am 7. März 2019 sowie im Rahmen von zwei schriftlichen Beschlussverfahren eingehend mit mündlichen und schriftlichen Berichten sowie Beschlussvorlagen des Vorstands beschäftigt. Er forderte darüber hinaus zu einzelnen Themen Berichte und Informationen des Vorstands an, die ihm jeweils rechtzeitig und vollständig erstattet wurden. Besondere Schwerpunkte der Beratungen und Beschlussfassungen im Plenum waren:

- Intensive Befassung und Diskussion mit dem Vorstand über die strategische Langfristplanung (mit den Schwerpunkten Wind offshore und onshore sowie kritische Infrastruktur)

- Befassung mit der Personalstrategie

- Befassung mit dem Stand der Umsetzung der Vertriebsstrategie

- Befassung mit den Ergebnissen aus den Verhandlungen der Kommission "Wachstum, Strukturwandel und Beschäftigung" des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie (sogenannte Kohlekommission)

- Befassung mit Fragen der nachhaltigen Beschaffung von Steinkohle aus Kolumbien und Russland

- Befassung mit Klimaschutzaktivitäten des Unternehmens

- Zustimmung zum Erwerb aller Anteile an der französischen Valeco-Gruppe (Entwicklung, Bau und Betrieb im Bereich Wind- und Solarenergie) durch die EnBW France GmbH

- Zustimmung zum Erwerb aller Anteile an der PlusnetGmbH und mittelbar ihrer Tochtergesellschaften durch die EnBW Telekommunikation GmbH

- Befassung mit dem Ausbau der Schnellladeinfrastruktur für Elektromobilität

- Zustimmung zur Abgabe von Angeboten im Rahmen des EU-Vergabeverfahrens "Besondere netztechnische Betriebsmittel" für den Standort Marbach und von Projektbudgets für den Fall des (zwischenzeitlich erfolgten) Zuschlags

- Zustimmung zur planmäßigen Veräußerung der noch verbliebenen 6 % der Aktien an der EWEAktiengesellschaft

- Zustimmung zum Abschluss eines LNG-Bezugsvertrags mit der Novatek Gas & Power Asia Pte. Ltd.

- Zustimmung zur Realisierung des Solarparks Weesow-Willmersdorf

- Befassung mit der Öffnung der Netze BW GmbH zur mittelbaren Beteiligung von Kommunen bis zu 24,9 % und Zustimmung zu den hierfür zuvor notwendigen gesellschaftsrechtlichen Maßnahmen

- Befassung mit der Finanzierungsstrategie, darunter insbesondere Zustimmung zur Begebung von zwei Grünen Hybridanleihen im Gegenwert von 1 Mrd. € im Jahr 2019

- Zustimmung zu Finanzierungsmaßnahmen der Pražská energetika a.s. (PRE)

- Regelmäßige Befassung mit der Entwicklung der Finanzratings der EnBW AG

- Zustimmung zu der vom Vorstand im Zuge des Ausscheidens von Dr. Bernhard Beck aus dem Vorstand sowie des Eintritts von Colette Rückert-Hennen in den Vorstand vorgeschlagenen Änderung des Geschäftsverteilungsplans

- Bestellung von Colette Rückert-Hennen zur Arbeitsdirektorin der EnBW AG

- Befassung mit der Reform des Deutschen Corporate Governance Kodex und den Auswirkungen des Gesetzes zur Umsetzung der zweiten Aktionärsrechterichtlinie ("ARUG II")

- Änderung der Geschäftsordnung des Aufsichtsrats

- Befassung mit der Corporate Governance und Abgabe der jährlichen Entsprechenserklärung

- Regelmäßige Berichterstattung über Betrieb, Sicherheit und gegebenenfalls Rückbau der nuklearen Erzeugungsanlagen

- Befassung mit dem Stand der Projekte zur Errichtung der Reststoffbearbeitungszentren und Standortabfalllager in Philippsburg und Neckarwestheim sowie Zustimmung zur Anpassung des Projektbudgets

- Zustimmung zu Maßnahmen der Unternehmensfinanzierung der TransnetBWGmbH durch die EnBWAG im Zusammenhang mit den Netzneubauprojekten SuedLink und ULTRANET

- Regelmäßige Berichterstattung über wesentliche Investitionsprojekte, unter anderem EnBW Hohe See und EnBW Albatros, sowie über weitere Vorhaben im Rahmen der Erzeugungsstrategie (erneuerbare und konventionelle Erzeugung)

- Befassung mit dem aktuellen Stand und strategischen Fragen des EnBW-Engagements in der Türkei im Rahmen des Joint Ventures Borusan EnBW Enerji yatirimlari ve Üretim A.S., unter anderem mit Blick auf die Auswirkungen der politischen Ereignisse und Entwicklungen in der Türkei

- Zustimmung zur Finanzierung des Windprojekts Saros der Borusan EnBW Enerji yatirimlari ve Üretim A.S. (JV)

- Zustimmung zum Budget für das Geschäftsjahr 2020 und Kenntnisnahme der Mittelfristplanung 2021 bis 2022, bestehend aus Konzernergebnis-, Finanz-, Investitions- und Personalplanung sowie der Ergebnis-(HGB-) und Liquiditätsplanung der EnBW AG

- Festlegung der Höhe der kurzfristigen variablen Vorstandsvergütung des Jahres 2018 und der langfristigen variablen Vorstandsvergütung des Jahres 2016 (Performance-Periode 2016 bis 2018)

- Festlegung der Ziele für die kurz- und langfristige variable Vorstandsvergütung 2020

- Befassung mit dem jährlichen Compliance- und Datenschutzbericht und der Agenda des Folgezeitraums

- Regelmäßige Berichterstattung über die Entwicklung der Marktpreise für Strom, Brennstoffe und CO ₂

- Regelmäßige Berichterstattung über Kennzahlen im Arbeits- und Gesundheitsschutz und außergewöhnliche Ereignisse im EnBW-Konzern

- Verabschiedung der Vorschläge an die Hauptversammlung, insbesondere zur Wahl des Abschlussprüfers für das Geschäftsjahr 2019 und zur (Nach-)Wahl von Aufsichtsratsmitgliedern

Außerhalb der Sitzungen unterrichtete der Vorstand den Aufsichtsrat schriftlich über sämtliche Geschäftsvorgänge, die für die Gesellschaft oder den Konzern von besonderer Bedeutung waren. Darüber hinaus fand zwischen dem Aufsichtsratsvorsitzenden und dem Vorstand, und hier insbesondere mit dessen Vorsitzendem, ein ständiger Austausch zu Fragen der strategischen Ausrichtung, der Planung, der Geschäftsentwicklung, der Risikolage, des Risikomanagements, der Compliance, wichtiger Einzelvorgänge sowie aktuell anstehender Entscheidungen statt.

Bei den einzelnen Aufsichtsratssitzungen war durchweg eine sehr hohe Anwesenheitsquote zu verzeichnen. Die überwiegende Mehrheit der Aufsichtsratsmitglieder war bei sämtlichen Aufsichtsratssitzungen anwesend. Kein Mitglied des Aufsichtsrats hat an weniger als der Hälfte der Sitzungen teilgenommen.

Arbeit der Ausschüsse

Die vom Aufsichtsrat eingerichteten Ausschüsse haben im Geschäftsjahr 2019 erneut regelmäßig getagt und auf diese Weise zu einer effizienten Wahrnehmung seiner Aufgaben beigetragen. Die personelle Zusammensetzung der Ausschüsse ist auf Seite 133 des Integrierten Geschäftsberichts 2019 dargestellt. Über die Arbeit der Ausschüsse haben die Ausschussvorsitzenden regelmäßig ausführlich in der jeweils folgenden Sitzung des Aufsichtsratsplenums berichtet.

Der Personalausschuss beschäftigte sich im abgelaufenen Geschäftsjahr in sechs Sitzungen und zwei schriftlichen Umlaufbeschlussverfahren insbesondere mit der jährlichen Festlegung und Erreichung der kurz- und langfristigen Ziele der variablen Vergütung der Vorstandsmitglieder, mit der Anpassung des Geschäftsverteilungsplans des Vorstands, mit der Bestellung von Colette Rückert-Hennen zur Arbeitsdirektorin, mit der Genehmigung von Nebentätigkeiten von Vorstandsmitgliedern, mit den Auswirkungen der Reform des Deutschen Corporate Governance Kodex und des Gesetzes zur Umsetzung der zweiten Aktionärsrechterichtlinie ("ARUG II") und mit der Überprüfung der Angemessenheit der Aufsichtsratsvergütung. Des Weiteren war der Ausschuss mit Fragen der Vorstandsstruktur und der mittel- und langfristigen Nachfolgeplanung für den Vorstand befasst. Er bereitete, sofern ihm nach der Geschäftsordnung des Aufsichtsrats keine eigene Beschlusszuständigkeit zugewiesen ist, zu den vorstehenden Themen die entsprechenden Beschlüsse des Aufsichtsrats durch Erarbeitung von Beschlussempfehlungen vor.

Der Finanz- und Investitionsausschuss befasste sich im abgelaufenen Geschäftsjahr in sechs Sitzungen eingehend mit der Finanz-, Liquiditäts- und Ergebnissituation der EnBW AG und des EnBW-Konzerns sowie dem Budget für das Geschäftsjahr 2020 und der Mittelfristplanung 2021 bis 2022. Weiterhin prüfte er aktuelle Investitions- beziehungsweise Desinvestitionsvorhaben und bereitete durch seine Beratungen die entsprechenden Entscheidungen des Aufsichtsrats vor. Darüber hinaus hat der Finanz- und Investitionsausschuss ihm nach der Geschäftsordnung des Aufsichtsrats zur Entscheidung anstelle des Gesamtaufsichtsrats übertragenen Projekten zugestimmt, insbesondere dem Verkauf von Geschäftsanteilen an der EMB Energie Mark BrandenburgGmbH durch die VNG AG, der Abgabe eines Angebots in einem vom Landkreis Rastatt und in einem vom Landkreis Biberach durchgeführten GU-Ausschreibungsverfahren zum Breitbandausbau, dem Erwerb eines Biogasportfolios durch eine Tochtergesellschaft der VNG AG, Finanzierungsmaßnahmen für das Joint Venture Borusan EnBW Enerji yatirimlari ve Üretim A.S., den mit der Neugestaltung netzwirtschaftlicher IT-Prozesse und -Systeme verbundenen Investitionen sowie dem für das Geschäftsjahr 2020 vorgesehenen Rahmen für die Prolongation oder den Neuabschluss von Banklinien für die EnBW AG.

Der Prüfungsausschuss kam im abgelaufenen Geschäftsjahr 2019 zu vier ordentlichen Sitzungen zusammen. Er befasste sich insbesondere mit Fragen der Rechnungslegung, des Risikomanagements, der Compliance und des Datenschutzes sowie der Überwachung des Rechnungslegungsprozesses. Der Ausschuss prüfte und analysierte zur Vorbereitung der Bilanzsitzung des Aufsichtsrats vom 27. März 2019 unter anderem den Jahres- und Konzernabschluss (IFRS), den zusammengefassten Lagebericht für die Gesellschaft und den Konzern für das Geschäftsjahr 2018 sowie die Prüfungsberichte der Abschlussprüfer. Des Weiteren befasste er sich mit dem Vorschlag des Aufsichtsrats an die Hauptversammlung zur Wahl des (Konzern-)Abschlussprüfers für das Geschäftsjahr 2019 und den vom Abschlussprüfer zusätzlich erbrachten Leistungen. Darüber hinaus erteilte er dem Abschlussprüfer nach Einholung der gemäß Ziffer 7.2.1 des Deutschen Corporate Governance Kodex (in der Fassung vom 7. Februar 2017) geforderten Unabhängigkeitserklärung den Prüfungsauftrag für das Geschäftsjahr 2019, traf mit ihm die Honorarvereinbarung und legte die Prüfungsschwerpunkte fest. Weiter hat sich der Ausschuss intensiv mit der Wirksamkeit des internen Kontrollsystems, des Risikomanagementsystems und des internen Revisionssystems auseinandergesetzt. Der Prüfungsausschuss befasste sich zudem mit der Quartalsmitteilung zum 31. März 2019, prüfte den Halbjahresfinanzbericht zum 30. Juni 2019 und beriet hierüber in Anwesenheit des Abschlussprüfers und erörterte darüber hinaus ebenso die Quartalsmitteilung zum 30. September 2019 eingehend mit dem Vorstand. Weitere wesentliche Themen waren das Ergebnis der Prüfung zum EMIR-Compliance-System für das Geschäftsjahr 2018, der Bericht zur Informationssicherheit 2019 sowie die Entwicklung eines Verfahrens zur Bewertung der Qualität der Abschlussprüfung.

Der Digitalisierungsausschuss ist im Geschäftsjahr 2019 in drei Sitzungen zusammengetreten und hat sich mit dem Stand der digitalen Transformation bei der EnBW, insbesondere in den Geschäftsbereichen der Erzeugung, der Netze und des Handels, befasst.

Der Nominierungsausschuss kam im abgelaufenen Geschäftsjahr 2019 zu einer Sitzung zusammen. Er fasste im Rahmen der ihm von den Anteilseignervertretern im Aufsichtsrat übertragenen Zuständigkeiten nach § 32 Mitbestimmungsgesetz (MitbestG) verschiedene Beschlüsse zur Ausübung von Beteiligungsrechten im EnBW-Konzern.

Der im Geschäftsjahr 2010 eingerichtete Ad-hoc-Ausschuss tagte einmal im abgelaufenen Geschäftsjahr. Er hat die Aufgabe, die Untersuchungen sowie die Geltendmachung von Schadensersatzansprüchen und die Befassung mit allen darüber hinausgehenden rechtlichen Aspekten hinsichtlich möglicher Unregelmäßigkeiten bei Geschäftsbeziehungen mit Unternehmen der Bykov-Gruppe zu überwachen.

Der Vermittlungsausschuss gemäß § 27 Abs.3 MitbestG trat im abgelaufenen Geschäftsjahr nicht zusammen.

Corporate Governance

Der Aufsichtsrat hat sich auch im Geschäftsjahr 2019 eingehend mit verschiedenen Fragen der Corporate Governance befasst. Diese sind im Corporate Governance Bericht ausführlich dargestellt. Der Corporate Governance Bericht ist Teil der (Konzern-)Erklärung zur Unternehmensführung, die die Gesellschaft entsprechend §§ 289 f Abs.1 Satz 2, 315 d Satz 2 HGB auf ihren Internetseiten (www.enbw.com/corporate-governance) veröffentlicht hat. Darüber hinaus hat sich der Aufsichtsrat im abgelaufenen Geschäftsjahr mit der Reform des Deutschen Corporate Governance Kodex ("Kodex") und den Auswirkungen des Gesetzes zur Umsetzung der zweiten Aktionärsrechterichtlinie ("ARUG II") beschäftigt und hierzu erste Umsetzungsmaßnahmen beschlossen.

In seiner Sitzung am 4.Dezember 2019 hat sich der Aufsichtsrat ausführlich mit den Empfehlungen und Anregungen des Kodex in der zu diesem Zeitpunkt aktuellen Fassung vom 7. Februar 2017 befasst, die an den Aufsichtsrat als Organ beziehungsweise seine Mitglieder sowie an das Unternehmen insgesamt gerichtet sind. Er nahm den Bericht des für die Corporate Governance zuständigen Vorstandsmitglieds Colette Rückert-Hennen entgegen und verabschiedete die gemeinsame Entsprechenserklärung des Vorstands und Aufsichtsrats zum Kodex nach § 161 AktG. Die aktuelle Entsprechenserklärung und die Erklärungen der Vorjahre stehen auf den Internetseiten der EnBW AG (www.enbw.com/corporate-governance) dauerhaft zur Verfügung. Außerdem ist die aktuelle Entsprechenserklärung in der ebenfalls online veröffentlichten Erklärung zur Unternehmensführung vollständig wiedergegeben.

Die vom Kodex empfohlene jährliche Effizienzprüfung des Aufsichtsrats fand in der Sitzung am 7. November 2019 statt.

Jahres- und Konzernabschlussprüfung

Die Ernst & Young GmbH Wirtschaftsprüfungsgesellschaft, Stuttgart, wurde von der Hauptversammlung am 8. Mai 2019 für das Geschäftsjahr 2019 zum Abschlussprüfer und Konzernabschlussprüfer sowie zum Prüfer für die prüferische Durchsicht des im Halbjahresfinanzbericht zum 30. Juni 2019 enthaltenen verkürzten Abschlusses und Zwischenlageberichts sowie für eine etwaige prüferische Durchsicht zusätzlicher unterjähriger Finanzinformationen im Sinne von § 115 Abs. 7 WpHG im Geschäftsjahr 2019 gewählt. In derselben Hauptversammlung wurde Ernst & Young ferner zum Prüfer für eine etwaige prüferische Durchsicht zusätzlicher unterjähriger Finanzinformationen im Sinne von § 115 Abs. 7 WpHG des Geschäftsjahres 2020 gewählt, sofern eine solche prüferische Durchsicht vor der nächsten Hauptversammlung erfolgt. Der Prüfungsausschuss erteilte Ernst & Young die jeweiligen Prüfungsaufträge und legte die Prüfungsschwerpunkte für die Jahres- und Konzernabschlussprüfung fest.

Entsprechend ihrer Beauftragung nahm Ernst & Young eine prüferische Durchsicht des im Halbjahresfinanzbericht zum 30. Juni 2019 enthaltenen verkürzten Abschlusses nebst Zwischenlagebericht vor und erteilte darüber anschließend eine uneingeschränkte Bescheinigung entsprechend § 115 Abs. 5 WpHG. In der Sitzung am 24. Juli 2019 berichtete der Prüfer den Mitgliedern des Prüfungsausschusses über seine Prüfungstätigkeit sowie die Prüfungsergebnisse und stand für Fragen der Ausschussmitglieder zur Verfügung. Die Ausschussmitglieder hatten nach ihrer eigenen Prüfung keine Einwendungen gegen den Halbjahresfinanzbericht.

Auf Grundlage der durch den Prüfungsausschuss festgelegten Prüfungsschwerpunkte und unter Einbeziehung der Buchführung prüfte Ernst & Young den vom Vorstand nach den Regeln des Handelsgesetzbuchs (HGB) aufgestellten Jahresabschluss der EnBW AG und den auf Grundlage der internationalen Rechnungslegungsstandards (IFRS), wie sie in der EU anzuwenden sind, aufgestellten Konzernabschluss jeweils zum 31. Dezember 2019 sowie den zusammengefassten Lagebericht für die Gesellschaft und den Konzern für das Geschäftsjahr 2019. Die Prüfungen ergaben keine Einwendungen, sodass jeweils ein uneingeschränkter Bestätigungsvermerk erteilt wurde. Darüber hinaus unterzog der Abschlussprüfer das vom Vorstand gemäß § 91 Abs. 2 AktG eingerichtete Risikofrüherkennungssystem der EnBW AG einer intensiven Prüfung und bestätigte, dass dieses seine Aufgaben erfüllt.

Die Entwürfe der Berichte des Abschlussprüfers über die Prüfung des Jahres- und Konzernabschlusses (einschließlich des zusammengefassten Lageberichts), die jeweils die Entwürfe der Abschlüsse enthielten, wurden den Mitgliedern des Prüfungsausschusses rechtzeitig am 25. Februar 2020 für die Ausschusssitzung am 4. März 2020 übersandt. Ebenfalls erhielten die Mitglieder des Prüfungsausschusses den Gewinnverwendungsvorschlag des Vorstands. In dieser Sitzung berichtete der Abschlussprüfer eingehend über die wesentlichen Ergebnisse seiner Prüfungen und stand für Fragen der Ausschussmitglieder zur Verfügung. Der Abschlussprüfer berichtete den Ausschussmitgliedern, dass keine wesentlichen Schwächen des internen Kontrollsystems bezogen auf den Rechnungslegungsprozess festgestellt worden sind, und informierte die Ausschussmitglieder über von ihm zusätzlich zur Abschlussprüfung erbrachte Leistungen (unter anderem die Prüfung der nichtfinanziellen Erklärung) sowie darüber, dass keine Umstände vorliegen, die seine Befangenheit besorgen lassen. Der Prüfungsausschuss befasste sich eingehend mit den übersandten Abschlussunterlagen und Entwürfen der Prüfungsberichte. Gegen den Jahres- und Konzernabschluss nebst zusammengefasstem Lagebericht und den Gewinnverwendungsvorschlag des Vorstands erhob der Prüfungsausschuss nach Abschluss seiner eigenen Prüfungen keine Einwendungen. Er empfahl dem Aufsichtsrat, die Abschlüsse nebst dem zusammengefassten Lagebericht zu billigen und dem Vorschlag des Vorstands zur Verwendung des Bilanzgewinns zuzustimmen.

Im Anschluss an die ausführliche Vorprüfung durch den Prüfungsausschuss wurden die ausgefertigten Prüfungsberichte des Abschlussprüfers nebst den vom Vorstand für das Geschäftsjahr 2019 aufgestellten Abschlüssen für die EnBW AG und den EnBW-Konzern sowie dem zusammengefassten Lagebericht sämtlichen Aufsichtsratsmitgliedern rechtzeitig am 6. März 2020 vor der Bilanzsitzung des Aufsichtsrats am 20. März 2020 übersandt. Ebenfalls erhielten die Mitglieder des Aufsichtsrats den Gewinnverwendungsvorschlag des Vorstands. Der Abschlussprüfer berichtete ferner in dieser Sitzung über die wesentlichen Ergebnisse seiner Prüfung sowie darüber, dass er im Rahmen seiner Prüfung keine wesentlichen Schwächen des internen Kontrollsystems bezogen auf den Rechnungslegungsprozess festgestellt hat, und stand für Fragen der Aufsichtsratsmitglieder zur Verfügung. Außerdem informierte er über von ihm zusätzlich zur Abschlussprüfung erbrachte Leistungen (unter anderem die Prüfung der nichtfinanziellen Erklärung) und darüber, dass keine Umstände vorliegen, die seine Befangenheit besorgen lassen. Darüber hinaus berichtete die Vorsitzende des Prüfungsausschusses ausführlich über die Beratungen und Ergebnisse der Sitzungen des Prüfungsausschusses. Auch sie stand für Fragen der übrigen Gremienmitglieder zur Verfügung. Der Aufsichtsrat bezog die Ergebnisse des Abschlussprüfers und des Prüfungsausschusses in seine weiteren Beratungen ein.

Der Aufsichtsrat prüfte sodann den Jahresabschluss und den Konzernabschluss jeweils zum 31. Dezember 2019 sowie den zusammengefassten Lagebericht einschließlich der nichtfinanziellen Erklärung über das Geschäftsjahr 2019 und den Vorschlag des Vorstands zur Verwendung des Bilanzgewinns des Geschäftsjahres 2019. Das abschließende Ergebnis seiner eigenen Prüfungen führte zu keinerlei Einwendungen des Aufsichtsrats. Dieser stimmte den Prüfungsergebnissen des Abschlussprüfers zu und billigte den vom Vorstand aufgestellten Jahresabschluss zum 31. Dezember 2019 - der damit festgestellt ist - sowie den Konzernabschluss zum 31. Dezember 2019 und den zusammengefassten Lagebericht einschließlich der nichtfinanziellen Erklärung für das Geschäftsjahr 2019 und schloss sich dem Vorschlag des Vorstands zur Verwendung des Bilanzgewinns des Geschäftsjahres 2019 an.

Infolge der Aufhebung der früheren Aktionärsvereinbarung zwischen den Hauptaktionären der EnBW AG am 22. Dezember 2015 wird die EnBW AG von keinem ihrer Aktionäre mehr beherrscht. Daher wird seit dem Geschäftsjahr 2016 kein Abhängigkeitsbericht gemäß § 312 AktG mehr erstellt und vom Aufsichtsrat geprüft.

Personelle Veränderungen in Vorstand und Aufsichtsrat

Vorstand

Im Geschäftsjahr 2019 haben sich in der Zusammensetzung des Vorstands folgende Änderungen ergeben:

Colette Rückert-Hennen wurde vom Aufsichtsrat auf Empfehlung des Personalausschusses in seiner Sitzung am 12. Juli 2018 zum Mitglied des Vorstands bestellt. Die Amtszeit hat zum 1. März 2019 begonnen und beträgt drei Jahre. Sie übernahm ab diesem Zeitpunkt das Personal- und Führungskräfte- sowie das Gesundheitsmanagement. Seit dem Ende der Bestellung von Dr. Bernhard Beck, der altersbedingt mit Wirkung zum Ablauf des 30. Juni 2019 aus dem Vorstand ausgeschieden ist, übt Colette Rückert-Hennen die Funktion der Arbeitsdirektorin aus und verantwortet zusätzlich die Aufgaben Recht, Revision, Compliance-Management/Datenschutz, Regulierungsmanagement und Gremien/Aktionärsbeziehungen. Das Beteiligungsmanagement wird seit diesem Zeitpunkt von Thomas Kusterer verantwortet.

Der Aufsichtsrat dankt Dr. Bernhard Beck für sein langjähriges hohes persönliches Engagement und die zum Wohl des Unternehmens geleistete erfolgreiche Arbeit.

Aufsichtsrat

Im Geschäftsjahr 2019 gab es im Aufsichtsrat folgende personelle Veränderungen:

Silke Krebs, Sebastian Maier, Arnold Messner und Heinz Seiffert haben jeweils ihr Amt als Mitglieder des Aufsichtsrats niedergelegt und sind mit Wirkung zum Ablauf des 31. Dezember 2018 aus dem Aufsichtsrat ausgeschieden.

Als gewähltes Ersatzmitglied für Arnold Messner ist Achim Binder mit Wirkung ab dem 1. Januar 2019 als Mitglied in den Aufsichtsrat der EnBW AG nachgerückt. Für Sebastian Maier ist Jürgen Schäfer als gewähltes Ersatzmitglied ebenfalls mit Wirkung ab dem 1. Januar 2019 als Mitglied in den Aufsichtsrat der EnBW AG nachgerückt.

Durch Beschluss des Amtsgerichts Mannheim vom 6. Dezember 2018 wurde Harald Sievers, Landrat des Landkreises Ravensburg, mit Wirkung ab dem 1. Januar 2019 zum Mitglied des Aufsichtsrats der EnBW AG bestellt. Durch weiteren Beschluss des Amtsgerichts Mannheim vom 14. Februar 2019 wurde Marika Lulay, Vorsitzende der geschäftsführenden Direktoren (CEO) und Mitglied des Verwaltungsrats der GFT Technologies SE mit Sitz in Stuttgart, mit sofortiger Wirkung zum Mitglied des Aufsichtsrats der EnBW AG bestellt.

Die Anträge für die vorgenannten gerichtlichen Bestellungen von Marika Lulay und Harald Sievers wurden gemäß Ziffer 5.4.3 Satz 2 DCGK (i. d. F. vom 7. Februar 2017) bis zur nächsten ordentlichen Hauptversammlung der EnBW AG am 8. Mai 2019 befristet. Diese Hauptversammlung hat beide Aufsichtsratsmitglieder bis zum Ende der ordentlichen Hauptversammlung des Jahres 2021 und somit für die verbleibende reguläre Bestellperiode der Anteilseignervertreter gewählt.

Der Aufsichtsrat dankt den ausgeschiedenen Mitgliedern für die langjährige vertrauensvolle und engagierte Zusammenarbeit und ihre Tätigkeit für das Unternehmen.

Bei den Mitgliedern des Vorstands bedankt sich der Aufsichtsrat für ihr persönliches Engagement und die für das Unternehmen und seine Kunden geleistete Arbeit. Ein besonderer Dank gilt allen Mitarbeiterinnen und Mitarbeitern im EnBW-Konzern für ihren engagierten Einsatz im Geschäftsjahr 2019.

Karlsruhe, den 20. März 2020

Der Aufsichtsrat

Lutz Feldmann, Vorsitzender