ENGIE Deutschland AG

Berlin

Befreiender Konzernabschluss gem. § 291 HGB
zum Geschäftsjahr vom 01.01.2019 bis zum 31.12.2019

ENGIE S.A.

Courbevoie/Frankreich

Jahres- und Konzernabschluss zum 31.12.2019

6 Finanzinformationen

6.1 Prüfung der Finanzlage

6.1.1. Lagebericht

6.1.1.1 ENGIE Ergebnisse 2019

Die im Folgenden präsentierten bereits veröffentlichten Angaben zu den Finanzen wurden neu berechnet, um Auswirkungen der Übergangsmethode zu berücksichtigen, die für die Anwendung von IFRS 16 - Leasingverhältnisse genutzt wurde. Eine Überleitung der berichteten Daten auf die neu berechneten Vergleichsdaten wird für die wichtigsten Finanzkennzahlen in Abschnitt 6 des Lageberichts und in Anhang 1 .Bilanzierungsrahmen und Grundlage für die Vorbereitung des Konzernabschlusses" dargestellt.

Finanzinformationen über ENGIE per 31. Dezember 2019

Die Zielvorgabe für den Konzernanteil am periodischen Jahresüberschuss 2019 wurde erreicht

Auf der Jahreshauptversammlung soll eine Dividende von 0,80 EUR je Aktie vorgeschlagen werden (+7 % gegenüber 2018)

―	ein Konzernanteil am periodischen Jahresüberschuss (NRIgs) von 2,7 Mrd. €, plus 9 % und 11 % auf organischer™ Basis.
―	Ein kurzfristiges Betriebsergebnis (COI) von 5,7 Mrd. €, plus 11 %, auf organischer Basis 14 %, hauptsächlich vorangebracht von Nuclear, Sonstigen (vor allem Energy Management), Thermal und Renewables, weniger erfolgreich waren Supply und Networks. Das EBITDA betrug 10,4 Mrd. €, plus 7 %, auf organischer Basis waren es 8%.
―	Die Nettofinanzverschuldung stieg um 2,7 Mrd. €, vor allem wegen der Investitionen in das Wachstum, insbesondere durch den Erwerb von TAG, der in H1 abgeschlossen war. Verhältnis Nettofinanzverschuldung/EBITDA von 2,5x.
―	Für das Geschäftsjahr 2019 wird der Jahreshauptversammlung eine Erhöhung der Dividende auf 0,80 € je Aktie vorgeschlagen, plus 7 % im Vergleich zur Stammdividende 2018.
―	Für 2020 wird ein Konzernanteil am periodischen Jahresüberschuss (NRIgs) von 2,7 Mrd. € - 2,9 Mrd. € erwartet®. Für 2022 sieht ENGIE eine NRIgs CAGR von 6 % - 8 % vor (erreicht werden sollen 3,2 Mrd. € bzw. 3,4 Mrd. €).

WICHTIGE FINANZKENNZAHLEN PER 31. DEZEMBER 2019

In Milliarden Euro	31. Dez. 2019	31. Dez. 2018 mit IFRS 16	% Veränderung (auf Basis der Berichterstattung)	% Veränderung (auf organischer Basis)
Erträge	60,1	57,0	+5,4%	+4,1%
Berichtigte Erträge ⁽¹⁾	64,1	60,6	+5,8%	+4,7%
EBITDA	10,4	9,7	+6,8%	+8,1%
KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS (COI)	5,7	5,2	+11,1%	+14,4%
Periodischer Jahresüberschuss aus fortgeführten Geschäftsbereichen, Konzernanteil ⁽¹⁾	2,7	2,5	+9,3%	+11,1%
Jahresüberschuss, Konzernanteil	1,0	1,0
Cashflow aus betrieblicher Tätigkeit (CFFO) ⁽²⁾	7,6	7,7	(0,2)
Nettofinanzverschuldung	25,9	23,3	2,7

⁽¹⁾ In Q4 2019 hat die Gruppe eine neue IFRS-Verlautbarung zu Commodity-Derivaten umgesetzt, die eine geänderte Darstellung der Erträge erfordert, ohne Auswirkung auf andere Leistungskennzahlen. Zur Vergleichbarkeit mit früheren Mitteilungen werden die berichtigten Erträge auch nach der zuvor gelte nden Definition wiedergegeben. Weitere Informationen finden Sie in Anhang 1 zum Konzernabschluss 2019.
⁽²⁾ Cashflow aus der betrieblichen Tätigkeit = freier Cashflow vor Erhaltungs-Capex.

2019 waren die treibenden Kräfte bei der Entwicklung des Brutto-COI:

―	Nuclear, dank der besseren Verfügbarkeit belgischer Produktionseinheiten und etwas günstigerer Preise, die erzielt werden konnten;
―	in der Unternehmenssparte Sonstige waren die Haupttriebkräfte für die gestiegenen Ergebnisse von Energy Management im Wesentlichen der Teilverkauf eines Gasliefervertrags, die Performance von Marktaktivitäten und neu verhandelte Gasverträge;
―	die Ergebnisse von Client Solutions profitierten von dem Beitrag von Akquisitionen und der Performance dezentraler Aktivitäten im Energiebereich, denen teilweise Investitionen in Kapazitäten zur Geschäftsentwicklung und einige betriebliche Umstrukturierungen entgegenstanden;
―	auf Networks wirkten sich mehrere negative Effekte außerhalb Frankreichs (hauptsächlich Einmaleffekte und Temperatur) sowie mehrere nachteilige Faktoren in Frankreich aus, die zu erwarten waren und größtenteils temporär sind (hauptsächlich eine Tarifglättung bei der Übertragung). Networks profitierte auch vom ersten Jahr des Beitrags der Gaspipeline von TAG in Brasilien, ein Erwerb von Mitte 2019;
―	Renewables profitierte von höheren Preisen für Strom aus Wasserkraft in Brasilien und zunehmender Inbetriebnahme von Kapazität bei erneuerbaren Energieträgern (3,0 GW 2019). Die Zielstellung von 9 GW, die von 2019 bis 2021 in Betrieb genommen werden sollen, ist jetzt vollständig gesichert;

⁽¹⁾ Abweichung auf organischer Basis: Bruttoschwankung ohne Auswirkung von Konsolidierungskreis und Währungsumrechnung.
⁽²⁾ Diese Ziele und diese Angabe unterstellen durchschnittliche Witterungsbedingungen in Frankreich, die vollständige Weitergabe der Lieferkosten bei den regulierten französischen Gastarifen, keine wesentlich veränderte Bilanzierung, keine größeren regulatorischen oder makroökonomischen Änderungen, Annahmen für Rohstoffpreise gemäß den Marktbedingungen per 31. Dezember 2019 für den nicht abgesicherten Teil der Produktion, keine Änderung der rechtlichen und regulatorischen Rahmenbedingungen für die Rückstellung für Kernenergie und mittlere Wechselkurse für 2020 wie folgt: €/USD: 1,13; €/BRL: 4,57 und Verwässerung aus dem Veräußerungsplan von 4 Mrd. € für 2020 - 2022.

―	Supply ist weiterhin in einem schwierigen Marktkontext tätig, hauptsächlich aufgrund geschrumpfter Gewinnspannen im französischen Privatkundengeschäft, positiver Einmaleffekte in Benelux 2018 und nachteiliger Temperatureffekte in Australien und Frankreich;
―	bei Thermal wirkte sich die Veräußerung von Glow aus, die teilweise durch die Performance von Strombezugsvereinbarungen (PPA) und positiven Marktpreisbedingungen in Chile wie auch die Wiedereinführung des Mechanismus der Kapazitätsvergütung in Großbritannien aufgefangen wurde.

ENGIE setzte auch 2019 den strategischen Fokus auf die Energiewende.

Für Client Solutions waren ENGIE und seine Partner mit Verträgen für die University of Iowa (Vereinigte Staaten), für Regierungsgebäude in Ottawa (Kanada), eine "smarte Region" bei Angers (Frankreich) und für Industriegebäude in Singapur erfolgreich. Außerdem gelangen ENGIE verschiedene Akquisitionen, wie Conti in Nordamerika, Otto Industries in Deutschland und Powerlines in Österreich. ENGIE Impact wurde gegründet, um Großkunden Lösungen anzubieten, mit denen sie ihren Weg in die Nachhaltigkeit gestalten und ihre Energiewende beschleunigen.

Für Networks verkündete ENGIE am 13. Juni 2019, dass das Konsortium, an dem es mehrheitlich beteiligt ist, den Erwerb der 90%igen Beteiligung an TAG, dem Besitzer des größten Gasfernleitungsnetzes in Brasilien, abgeschlossen hat. TAG hat ein Portfolio langfristiger Verträge mit attraktiven Ertragszuflüssen. Das verbessert die Diversifizierung des geographischen Fußabdrucks der Netzgeschäfte von ENGIE. Im Januar 2020 stärkte ENGIE seine Position in Brasilien mit der Ankündigung weiter, ein Projekt für eine 1.800 km lange Fernleitung zu akquirieren. Schließlich machte ENGIE mit dem finanziellen Ausblick für seine französischen Gasnetzgeschäfte auf sich aufmerksam, als die regulatorischen Überprüfungen von Ende 2019 bis Anfang 2020 beendet waren.

Bei Renewables wurden 3,0 GW an Kapazität für erneuerbare Energien in Betrieb genommen. Das Ziel der Inbetriebnahme von 9 GW von 2019 - 2021 ist nun gänzlich gesichert. Das neue Joint-Venture mit Tokyo Gas in Mexiko und die mit Edelweiss Infrastructures Yield in Indien Anfang 2020 unterzeichnete strategische Partnerschaft sind ein Beweis für die Fähigkeit von ENGIE, das DBSO ⁽¹⁾ -Modell umzusetzen und Partner für die Erweiterung seines Portfolios zu gewinnen. Außerdem konnte ENGIE mit Finanzierungspartnern den Zuschlag für den Erwerb eines Portfolios aus Wasserkraftwerken mit 1,7 GW von EDP in Portugal für sich entscheiden. Schließlich verständigte sich ENGIE im Januar 2020 mit EDPR über ein 50/50-Joint-Venture für Offshore-Windanlagen, um so zu einem globalen Player für Offshore-Windparks zu werden.

Bei Thermal verfolgte ENGIE die Strategie zur Verringerung des CO ₂-Fußabdrucks weiter, so dass Kohle inzwischen etwa 4 % der weltweiten Stromerzeugung ausmacht. Das ist das Ergebnis der Veräußerung der Beteiligung von 69,1 % an Glow in Thailand und Laos (eine Kapazität zur Energieerzeugung von 3,2 GW, davon 1,0 GW aus Kohle). Damit endet die Beteiligung an der Verstromung von Kohle im Asien-Pazifik-Raum. Veräußert wurden auch mit Kohle betriebene Anlagen in Deutschland und den Niederlanden (Kapazität 2,3 GW).

Bei Nuclear gelang in Belgien eine Absprache, die die Unsicherheit hinsichtlich der Höhe der Rückstellungen für Kernenergie und ihrer Finanzierung für alle Seiten beendete.

6.1.1.1.1 Analyse der Finanzergebnisse zum 31. Dezember 2019

6.1.1.1.1.1 Erträge von 60,1 Mrd. €

Die Erträge erreichten 60,1 Mrd. €, ein Plus von 5,4 % auf Bruttobasis und von 4,1 % auf organischer Basis.

Das berichtete Ertragswachstum wurde durch Effekte des Konsolidierungskreises gefördert, einschließlich mehrerer Erwerbe bei Client Solutions (hauptsächlich in den Vereinigten Staaten mit Conti, in Frankreich und Lateinamerika mit CAM) und im Bereich der B2B-Belieferung in den USA. Dem standen teilweise die Veräußerungen des Anteils von ENGIE an Glow in Thailand im März 2019 und von B2B-Liefergeschäften in Deutschland Ende 2018 gegenüber. Bei diesem Wachstum spielte auch eine leicht positive Wirkung der Wechselkurse eine Rolle, vor allem durch die Aufwertung des US-Dollars, dem aber die Abwertung des argentinischen Peso und des brasilianischen Real gegenüber dem Euro teilweise entgegenstand.

Das organische Ertragswachstum gewann vor allem durch die Erlöse von Supply in Nordamerika, Frankreich und Europa, das Wachstum bei Client Solutions in Europa, die Energiemanagementleistungen und günstige Marktbedingungen für die Geschäfte von Global Energy Management (GEM) und die starken Impulse in Lateinamerika (das gewachsene PPA-Portfolio in Chile wie auch die Inbetriebnahme neuer Wind- und Solarparks in Brasilien). Diesem Wachstum standen teilweise geringere Erlöse aus den Geschäften von Supply in Großbritannien und Australien und denen von Thermal in Europa gegenüber.

Die Erlöse bei Client Solutions stiegen auf Bruttobasis um 11 %, auf organischer Basis waren es 3 %. Sie profitierten von einem positiven Effekt von Erwerben und einem günstigen Marktkontext für Industriekunden in Europa.

6.1.1.1.1.2 EBITDA von 10,4 Mrd. €

Das EBITDA betrug 0,4 Mrd. €, ein Plus von 6,8 % auf Bruttobasis und von 8,1 % auf organischer Basis.

Diese Abweichung zwischen organischer und Bruttobasis passen insgesamt zum Wachstum des kurzfristigen Betriebsergebnisses, abgesehen von der erhöhten Abschreibung vor allem aufgrund der Inbetriebnahme von Anlagen in Lateinamerika und Frankreich, insbesondere bei Networks, was beim EBITDA nicht berücksichtigt ist.

Hinzukommt, dass Lean 2021, das zum Wachstum auf organischer Basis beim EBITDA und COI beiträgt, die Ziele für 2019 übertroffen hat und nun die für 2021 festgelegten Vorgaben anstrebt.

6.1.1.1.1.3 Kurzfristiges Betriebsergebnis (COI) von 5,7 Mrd. €

Das kurzfristige Betriebsergebnis betrug 5,7 Mrd. €, ein Plus von 11,1 % auf Basis der Berichterstattung und von 14,4 % auf organischer Basis.

Das berichtete Wachstum des COI beinhaltet einen positiven Wechselkurseffekt, vor allem wegen der Aufwertung des US-Dollars, dem teilweise die Abwertung des argentinischen Peso und des brasilianischen Real gegenüber dem Euro entgegenstehen. Diese Positivwirkung wird teilweise durch den aggregierten negativen Konsolidierungseffekt gedämpft, zu dem die Veräußerung des Anteils von 69,1 % an Glow in Thailand und Laos gehört. Aufgefangen wird er zum Teil durch verschiedene Erwerbe zumeist bei Networks (TAG) und Client Solutions.

⁽¹⁾ Develop, Build, Share and Operate (planen, bauen, gemeinsam nutzen, betreiben)

Betrachtet man die Unternehmenssparten der Gruppe, stellt sich die COI-Performance auf organischer Basis unterschiedlich dar:

In Millionen Euro	31. Dez. 2019	31. Dez. 2018 mit IFRS 16	% Veränderung (auf Basis der Berichterstattung)	% Veränderung (auf organischer Basis)
Client Solutions	1.090	1.010	+7.9% ( ¹)	-0,9%
Netzwerke	2.327	2.401	-3,1%	-5,6%
Renewables	1.190	1.129	+5,4%	+7,5%
Thermal	1.260	1.423	-11,5%	+7,2%
Nuclear	(314)	(1.051)	+70,1%	+70,1%
Supply	345	539	-36,0%	-33,5%
Sonstige	(172)	(297)	+42,1%	+41,6%
SUMME	5.726	5.154	+11,1%	+14,4%

⁽¹⁾ Rechnet man die Einmaleffekte bei SUEZ 2019 heraus, läge diese Bruttoentwicklung bei ca. + 7 % (eine Nettopositivwirkung von ca. +10 Mio. €: das positive Ergebnis eines Gerichtsverfahrens in Argentinien, Restrukturierungskosten und außerplanmäßige Abschreibungen von Vermögenswerten).

―	Client Solutions berichtete einen Rückgang des COI auf organischer Basis um 1 % infolge von ungünstigen Einflüssen in bestimmten Segmenten und gestiegenen Entwicklungskosten vor allem für Geschäfte in neueren Wachstumsbereichen. Diese Auswirkungen wurden zum Teil durch einen gestiegenen Beitrag von SUEZ und dezentralisierten Energiegeschäften aufgefangen.
―	Networks berichtete einen Rückgang des COI auf organischer Basis um 6 % hauptsächlich bei der Gasverteilung mit negativen Einmaleffekten 20182019, die außerhalb von Frankreich zu verzeichnen waren, und negativen Auswirkungen der Temperaturen in Frankreich und in Europa, die nur teilweise durch die Auflösung der Rückstellung von Inbetriebnahmekosten und Tariferhöhungen in Frankreich ausgeglichen wurden. Das Gasübertragungsgeschäft in Frankreich litt auch unter einem negativen Volumeneffekt aufgrund der Fusion der nördlichen und südlichen Gasmarktzonen und unter einem negativen Preiseffekt durch die Tarifglättung.
―	Renewables berichtete eine Steigerung des COI auf organischer Basis um 8 %, hauptsächlich befördert durch höhere Preise für Strom aus Wasserkraftwerken in Brasilien und in Frankreich und die Inbetriebnahme neuer Kapazitäten von 3,0 GW seit dem 1. Januar 2019, insbesondere in Brasilien (0,5 GW), den Vereinigten Staaten (0,5 GW), Spanien (0,4 GW), Mexiko (0,3 GW), Indien (0,3 GW), Frankreich (0,3 GW) und Ägypten (0,3 GW). Auf der anderen Seite dieser positiven Wirkungen standen teilweise geringere DBSO-Margen, verglichen mit dem hohen Niveau der DBSO-Transaktionen 2018, und eine gesunkene Stromerzeugung aus Wasserkraftwerken in Frankreich.
―	Bei Thermal stieg das COI auf organischer Basis um 7 %, vor allem dank des gewachsenen PPA-Portfolios und der positiven Marktpreisbedingungen in Chile.

Außerdem waren die Wiedereinführung des Mechanismus der Kapazitätsvergütung in Großbritannien und der günstige Einfluss der GasSpreads in Europa positiv. Diesen Effekten schadete teilweise das Auslaufen einer PPA im April 2019 in der Türkei. Die Höhe des vereinnahmten pauschalisierten Schadenersatzes blieb 2019 gegenüber 2018 im Wesentlichen stabil.

―	Nuclear lieferte ein Wachstum des COI auf organischer Basis von 70 % ab. Es profitierte von höheren Verfügbarkeitsraten in Belgien nach den ungeplanten Ausfällen 2018 (+2.720 bps und erzeugte Volumen von +62 %) und von höheren Preisen (+2 €/MWh), die erzielt werden konnten.
―	Das COI ging bei Supply um 34 % auf organischer Basis zurück, und das hauptsächlich wegen des Drucks auf die Gewinnspannen bei den Gas- und Stromverträgen mit französischen Privatkunden, der Auflösung einer Abgrenzungsposition für Inbetriebnahmekosten (im Zusammenhang mit Kosten der Kundendienstleistungen von Energielieferanten während der Marktöffnung in Frankreich von 2007 bis 2016, die vollständig gegen eine symmetrische Rückstellungsauflösung für die Gasverteilung in Frankreich aufgerechnet wurden), positiven Einmaleffekten 2018 in Benelux und negativen Auswirkungen der Temperaturen in Australien und Frankreich. Diesen Wirkungen standen teilweise größere Margen bei Geschäften in Frankreich gegenüber.
―	Die Unternehmenssparte Sonstige erwirtschaftete ein organisches COI-Wachstum von 42 %. Hier zeigen sich die gute Performance von GEM durch den Teilverkauf eines Gaslieferkontrakts an Shell, positive Auswirkungen neu verhandelter Gaslieferverträge und insgesamt günstige Marktbedingungen sowie gesunkene Konzernaufwendungen.

Die COI-Performance auf organischer Basis sah für die jeweiligen Segmente unterschiedlich aus:

In Millionen Euro	31. Dez. 2019	31. Dez. 2018 mit IFRS 16	% Veränderung (auf Basis der Berichterstattung)	% Veränderung (auf organischer Basis)
Frankreich	2.861	3.057	-6,4%	-7,0%
davon Frankreich ohne Infrastructures	903	1.039	-13,1%	-15,2%
davon Frankreich Infrastructures	1.957	2.018	-3,0%	-2,8%
Resteuropa	684	46
Lateinamerika	1.694	1.359	+24,6%	+20,2%
USA & Kanada	159	153	+3,9%	-5,5%
Naher Osten, Asien und Afrika	559	896	-37,6%	-9,1%
Sonstige	(231)	(357)
SUMME	5.726	5.154	+11,1%	+14,4%

Betrachtet man die berichtspflichtigen Segmente, stand Resteuropa an der Spitze des organischen COI-Wachstums (hauptsächlich vorangebracht durch die Erholung der Kernenergiegeschäfte dank besserer Verfügbarkeit und höherer Preise, die Wiedereinführung des Mechanismus der Kapazitätsvergütung in Großbritannien, die günstige Auswirkung von Gas-Spreads in Europa; auf der anderen Seite standen teilweise positive Einmaleffekte im Jahr 2018, einschließlich des vereinnahmten pauschalierten Schadenersatzes, eine schwierige Geschäftslage bei Supply und Client Solutions in Benelux und Großbritannien, weil einige Verträge Verluste einbrachten), gefolgt vom Segment Sonstige (vor allem wegen der guten Performance von GEM auf dem Markt und des gestiegenen Beitrags von SUEZ) und von Lateinamerika (insbesondere wegen der günstigen Auswirkung des erhaltenen pauschalierten Schadenersatzes auf die Geschäfte von Thermal 2019, höherer Preise für Strom aus Wasserkraftwerken und der Inbetriebnahme neuer Windkraft- und Solaranlagen in Brasilien und Mexiko wie auch des gewachsenen PPA-Portfolios in Chile).

Auf der anderen Seite der Positivwirkungen stand ein Rückgang des COI auf organischer Basis im Nahen Osten, Asien und Afrika (vor allem wegen heftigen Gegenwinds bei Supply in Australien und Afrika, bei Networks in der Türkei, teilweise aufgefangen durch den positiven Beitrag der Stromerzeugung bei Thermal und den Geschäften bei Renewables), in Frankreich (bei Frankreich ohne Infrastructures, insbesondere wegen geringerer Margen bei DBSO in Anbetracht des hohen Niveaus 2018, des Drucks auf die Gewinnspanne bei den Geschäften von Supply und einer gesunkenen Wasserkraftstromproduktion, teilweise aufgefangen durch höhere Preise für Wasserkraftstrom, gestiegene Beiträge von Windkraft- und Solaranlagen und rentablere Geschäfte bei Client Solutions; bei Frankreich Infrastructures vor allem wegen des geringeren Beitrags der Übertragungs- und Verteilungsgeschäfte) und in den USA und Kanada (insbesondere bei Client Solutions, vor allem wegen negativer Einmaleffekte, die 2019 zu verbuchen waren, eines geringeren Beitrags von Thermal aufgrund gefallener Kapazitätspreise -denen teilweise größere DBSO-Margen und Beiträge aus der Inbetriebnahme von Anlagen bei Renewables entgegenstanden).

6.1.1.1.1.4 Periodischer Jahresüberschuss aus fortgeführten Geschäftsbereichen, Konzernanteil, von 2,7 Mrd. € und Konzernanteil am Jahresüberschuss von 1,0 Mrd. €

Der periodische Jahresüberschuss aus fortgeführten Geschäftsbereichen, Konzernanteil, belief sich auf 2,7 Mrd. € im Vergleich zu 2,5 Mrd. € 2018. Der Anstieg war vor allem der steten Verbesserung des kurzfristigen Betriebsergebnisses zu verdanken, dem teilweise höhere Steuern insbesondere aufgrund der positiven Wirkung des Ansatzes latenter Steueransprüche 2018 und etwas höhere laufende Finanzierungskosten gegenüberstanden, die einen veränderten Geschäftsmix widerspiegelten (höhere Verschuldung in Brasilien).

Der Konzernanteil am Jahresüberschuss betrug 2019 1,0 Mrd. €. Er blieb im Jahresvergleich infolge des gestiegenen periodischen Jahresüberschusses und der Veräußerungsgewinne stabil, die hauptsächlich auf die Glow-Transaktion zurückgingen und die die Auswirkung der dreijährlichen Überprüfung der Kernenergierückstellungen in Belgien und kleinerer negativer Abweichungen der Marktbewertung dämpften.

6.1.1.1.1.5 Nettofinanzverschuldung von 25,9 Mrd. €

Die Nettofinanzverschuldung betrug 25,9 Mrd. €. Das ist ein Anstieg um 2,7 Mrd. € im Vergleich zum 31. Dezember 2018. Dieser Differenzbetrag ging (i) auf Investitionsausgaben über die Periode zurück (10,0 Mrd. € ⁽¹⁾ einschließlich 1,5 Mrd. € Ausgaben für die TAG-Transaktion in Brasilien), (ii) auf an die Aktionäre von ENGIE SA (1,8 Mrd. €) und an Minderheitsbeteiligungen (0,7 Mrd. €) gezahlte Dividenden und (iii) auf sonstige Elemente (0,6 Mrd. €), die hauptsächlich mit Wechselkursen, neuen Vermögenswerten aus einem Nutzungsrecht und einer schwankenden Marktbewertung zusammenhingen. Diese Positionen wurden teilweise aufgerechnet gegen (i) Cashflow aus betrieblicher Tätigkeit (7,6 Mrd. €) und (ii) die Auswirkungen des Portfolio-Rotationsprogramms (2,8 Mrd. €, hauptsächlich im Zusammenhang mit der Veräußerung von Glow).

Der Cashflow aus der betrieblichen Tätigkeit® betrug 7,6 Mrd. €. Das ist ein Minus von 0,2 Mrd. €. Dieser Rückgang ist hauptsächlich Veränderungen des Working-Capital-Bedarfs geschuldet (Negativwirkung 1,3 Mrd. €), vor allem aufgrund von Margenausgleich bei Derivaten und Änderungen der Marktbewertung von Finanzderivaten, aufgefangen teilweise durch einen gestiegenen Cashflow aus der betrieblichen Tätigkeit (0,9 Mrd. €) und niedrigeren Steuer- und Zinszahlungen (0,2 Mrd. €).

Ende Dezember 2019 lag das Verhältnis von Nettofinanzverschuldung zu EBITDA bei 2,5x. Schließt man die Akquisition von TAG aus, die nicht in der Zielvorgabe für 2019 enthalten war und nur zum Teil zum EBITDA 2019 beitrug, liegt dieses Verhältnis bei 2,4x. Es ist damit im Vergleich zu Ende 2018 stabil und im angestrebten Bereich von kleiner oder gleich 2,5x geblieben. Die durchschnittlichen Kosten der Bruttoschuld lagen bei 2,70 %. Das ist etwas mehr als 2018, im Wesentlichen wegen neuer Darlehen in Brasilien.

Ende Dezember 2019 lag die wirtschaftliche Nettoschuld ⁽³⁾ im Verhältnis zum EBITDA bei 4,0x. Schließt man die Akquisition von TAG aus, beträgt das Verhältnis 3,8x, etwas mehr als im Dezember 2018.

6.1.1.1.2 Finanzzielstellungen

Die im Folgenden aufgeführten Ziele für die am 31. Dezember 2020 und 2022 endenden Wirtschaftsjahre basieren auf Daten, Annahmen und Schätzungen, die die Gruppe zum Zeitpunkt der Herausgabe dieses Dokuments für angemessen ansah.

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

Die hier aufgeführten Zielstellungen und die ihnen zugrunde liegenden Annahmen wurden auch gemäß den Bestimmungen der Delegierten Verordnung (EU) 2019/980 zur Ergänzung der Verordnung (EU) 2017/1129 und den Empfehlungen der ESMA zu Prognosen erarbeitet.

Die hier dargestellten Ziele sind aus dem Haushalt und dem mittelfristigen Planungsprozess abgeleitet, wie in Anhang 13 zum Konzernabschluss beschrieben. Sie wurden im Vergleich mit historischen Finanzinformationen und nach den Rechnungslegungsmethoden für den Konzernabschluss der Gruppe für das am 31. Dezember 2019 beendete Jahr aufgestellt (einschließlich IFRS 16 und IFRIC 23, die die Gruppe seit 1. Januar 2019 anwendet), wie im Konzernabschluss beschrieben.

⁽¹⁾ abzüglich von Teilverkäufen von DBSO-Projekten
⁽²⁾ Cashflow aus betrieblicher Tätigkeit = freier Cashflow vor Erhaltungs-CAPEX.
⁽³⁾ Die wirtschaftliche Nettoschuld belief sich Ende Dezember 2019 auf 41,1 Mrd. € (gegenüber 35,7 Mrd. € Ende Dezember 2018). Sie umfasst insbesondere Kernenergierückstellungen und Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses.

Annahmen

―

Strategie: Bekräftigung und Intensivierung der Anstrengungen der Gruppe, ENGIE als führende Kraft in der Energie- und Klimawende zu etablieren;

―

Erwerbe und Veräußerungen: keine signifikante Änderung des Konsolidierungskreises der Gruppe über die bereits angekündigten Erwerbe oder Veräußerungen oder speziell in den folgenden Zielen erwähnten Auswirkungen hinaus;

―

Wechselkurse:

―	2020: durchschnittliche jährliche Wechselkurse für €/US-Dollar und ©brasilianischen Real von 1,13 bzw. 4,57;
―	2021 und 2022: durchschnittliche jährliche Wechselkurse für €/US-Dollar und ©brasilianischen Real von 1,16 bzw. 4,57;

―

Verfügbarkeit belgischer Kernkraftwerke: 74 %, 93 % bzw. 94 % für 2020, 2021 bzw. 2022 (die Größenordnungen wurden aufgrund der installierten Kapazität berechnet, in der Annahme, dass Doel 3 im Oktober 2022 geschlossen wird);

―

regulierte Tarife für Frankreich Infrastructures:

―	Verteilung, Transport und Speicherung: Tarife, wie von der CRE im Januar 2020 veröffentlicht, INEY
―	Regasifizierung: geschätzte aktualisierte Tarife ab 2021; 2020 überprüft die CRE die Tarife;

―

regulierte Gas- und Stromtarife in Frankreich: vollständige Weitergabe der Lieferkosten;

―

Commodity-Preise: ausgehend von den Marktbedingungen am 31. Dezember 2019 (insbesondere bei europäischen Outright -Termingeschäften mit Strom zu 44 €/MWh, 47 €/MWh bzw. 48 ©MWh für 2020, 2021 bzw. 2022) für den nicht abgesicherten Teil der Produktion (20 %, 46 % bzw. 77 % für 2020, 2021 bzw. 2022);

―

Klima: normale Bedingungen in Frankreich (Gasverteilung und Energieversorgung + normale Wasserkraftstromproduktion), bis 2022 bessere hydrologische Bedingungen in Brasilien;

―

wiederkehrender Effektivsteuersatz: 2020 31 %, Senkung um ~300 bps bis 2022;

―

Abzinsungssätze für Rückstellungen für Arbeitnehmerleistungen: basierend auf den Marktbedingungen am 31. Dezember 2019, wie in Anhang 20 zum Konzernabschluss dargelegt;

―

keine wesentlich veränderte Bilanzierung gegenüber 2019;

―

keine größeren regulatorischen und makroökonomischen Änderungen im Vergleich zu 2019.

Finanzziele für 2020 und 2022

Für 2020 erwartet ENGIE einen Konzernanteil am periodischen Jahresüberschuss zwischen 2,7 Mrd. € und 2,9 Mrd. €. Diese Zielvorgabe beruht auf einem EBITDA-Richtwert von 10,5 Mrd. € bis 10,9 Mrd. € und einem COI zwischen 5,8 Mrd. € und 6,2 Mrd. €.

Erwartungen (Richtwerte) an das COI nach Unternehmenssparte für 2020:

In Millionen Euro	31. Dez. 2019	COI 2019-2020 W	Schlüsselfaktoren
Client Solutions	1.090	+	Erträge auf organischer Basis und wachsende Margen, Neuerwerbungen
Networks	2.327	-	Zuflüsse von TAG, auf der anderen Seite Verringerungen bei der neuen Vergütung.
Renewables	1.190	++	Wasservolumen und Preise in Frankreich und Entscheidung über einen Ausgleich für erlittene Verluste durch geringen Wasserkraftwerkseinsatz. Mehr Windenergie- und Solaranlagen durch DBSO-Projekte und den Beginn des regulären kommerziellen Betriebs von Anlagen.
Thermal	1.260		Auswirkung der Konsolidierungskreises und geringere Spreads.
Nuclear	(314)	+	höhere erzielte Preise, geringere Volumen
Supply	345	++	Positivwirkung durch negative Einmaleffekte 2020 und normale Temperaturen 2020.

⁽¹⁾ Ein einzelnes + oder -steht für ein einstelliges Wachstum oder einen einstelligen Rückgang; zwei++ oder --stehen für ein zweistelliges Wachstum oder einen zweistelligen Rückgang.

Für 2020 und langfristig erwartet ENGIE ein Verhältnis von wirtschaftlicher Nettoschuld zum EBITDA, das kleiner oder gleich 4,0x ist. Die Gruppe bekennt sich weiterhin zu einer Bewertung mit einem starken Investment-Grade.

Für 2022 strebt ENGIE einen wachsenden Konzernanteil am periodischen Jahresüberschuss mit einem CAGR ⁽¹⁾ in der Größenordnung von 6 % bis 8 % an (also 3,2 Mrd. € bis 3,4 Mrd. €). Diese Zielvorgabe beruht auf einem CAGR-Richtwert von 2 % - 4 % für das EBITDA und von 4 % - 6 % für das COI.

Für den Zeitraum 2020-2022 erwartet ENGIE eine Investition von 10 Mrd. € ⁽²⁾ in das Wachstum, von 8 Mrd. € in Erhaltung und 4 Mrd. € in das Finanz-Capex von Synatom zur vollständigen Finanzierung der Rückstellung für radioaktive Abfälle im Jahr 2025. Aus Veräußerungen werden 4 Mrd. € erwartet. Dabei geht es in erster Linie um die weitere Verringerung von CO ₂-Emissionen und die Vereinfachung des geografischen Fußabdrucks und der Struktur.

6.1.1.1.3 Dividendenpolitik

Für das Geschäftsjahr 2019 bestätigt ENGIE die Barauszahlung einer Dividende von 0,80 € je Aktie, was einer Ausschüttungsquote von 72 % entspricht.

Die jährliche Dividende wird nach Genehmigung der Jahresabschlüsse durch die Ordentliche Hauptversammlung (OGM) als Einmalzahlung gezahlt.

Für die Zukunft bestätigt ENGIE eine mittelfristige Dividendenpolitik mit einer Ausschüttungsquote von 65 % - 75 % des NRIgs.

⁽¹⁾ CAGR: durchschnittliches jährliches Wachstum
⁽²⁾ abzüglich von Teilverkäufen von DBSO-Projekten

6.1.1.2 Geschäftsentwicklung

In Millionen Euro	31. Dez. 2019	31. Dez. 2018 mit IFRS 16	% Veränderung (auf Basis der Berichterstattung)	% Veränderung (auf organischer Basis)
Erträge	60.058	56.967	+5,4%	+4,1%
EBITDA	10.366	9.702	+6,8%	+8,1%
Abschreibung/Sonstige	(4.640)	(4.548)
KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS (COI)	5.726	5.154	+11,1%	+14,4%

TRENDS BEI DEN ERTRÄGEN

In Millionen Euro

TRENDS FÜR DAS EBITDA

In Millionen Euro

Darstellung nach Geografie und Unternehmenssparte

In Millionen Euro	Client Solutions	Networks	Renewables	Thermal	Nuclear	Supply
Frankreich	959	3.537	421	-	-	294
Resteuropa	577	137	145	442	192	256
Lateinamerika	35	339	1.035	750		62
USA & Kanada	64	1	70	32		63
Naher Osten, Asien und Afrika	44	17	97	563		6
Sonstige	156	(8)	(43)	(23)		(42)
SUMME EBITDA	1.835	4.024	1.725	1.765	192	639

In Millionen Euro	Sonstige	SUMME per 31. Dez. 2019
Frankreich	-	5.211
Resteuropa		1.750
Lateinamerika		2.221
USA & Kanada	61	291
Naher Osten, Asien und Afrika		727
Sonstige	125	166
SUMME EBITDA	186	10.366

In Millionen Euro	Client Solutions	Networks	Renewables	Thermal	Nuclear	Supply
Frankreich	920	3.554	503	-	-	352
Resteuropa	552	151	125	515	(555)	294
Lateinamerika	11	280	901	554		43
USA & Kanada	70	1	5	64		37
Naher Osten, Asien und Afrika	40	57	82	898		57
Sonstige	137	(7)	(27)	9
SUMME EBITDA	1.730	4.035	1.589	2.040	(555)	783

In Millionen Euro	Sonstige	SUMME am 31. Dez. 2018 mit IFRS 16
Frankreich	-	5.329
Resteuropa		1.081
Lateinamerika		1.789
USA & Kanada	74	252
Naher Osten, Asien und Afrika		1.133
Sonstige	6	119
SUMME EBITDA	81	9.702

TRENDS BEIM KURZFRISTIGEN BETRIEBSERGEBNIS (COI)

In Millionen Euro

Darstellung nach Geografie und Unternehmenssparte

	Client Solutions	Networks	Renewables	Thermal	Nuclear	Supply
In Millionen Euro
Frankreich	574	1.957	181	-	-	149
Resteuropa	345	82	88	293	(314)	190
Lateinamerika		280	849	504		61
USA & Kanada	13	1	45	26		25
Naher Osten, Asien und Afrika	25	15	72	460		(13)
Sonstige	132	(8)	(45)	(23)		(65)
SUMME COI	1.090	2.327	1.190	1.260	(314)	345

	Sonstige	SUMME per 31. Dez. 2019
In Millionen Euro
Frankreich	-	2.861
Resteuropa		684
Lateinamerika		1.694
USA & Kanada	49	159
Naher Osten, Asien und Afrika		559
Sonstige	(222)	(231)
SUMME COI	(172)	5.726

	Client Solutions	Networks	Renewables	Thermal	Nuclear	Supply
In Millionen Euro
Frankreich	552	2.018	259	-	-	227
Resteuropa	341	108	70	342	(1.051)	235
Lateinamerika	(1)	227	749	342		42
USA & Kanada	24	1	(5)	59		13
Naher Osten, Asien und Afrika	32	54	63	708		40
Sonstige	44	(7)	(28)	9		(19)
SUMME COI	993	2.402	1.109	1.460	(1.051)	538

	Sonstige	SUMME am 31. Dez. 2018 mit IFRS 16
In Millionen Euro
Frankreich	-	3.057
Resteuropa		46
Lateinamerika		1.359
USA & Kanada	60	153
Naher Osten, Asien und Afrika		896
Sonstige	(356)	(357)
SUMME COI	(296)	5.154

6.1.1.2.1 Frankreich

In Millionen Euro	31. Dez. 2019	31. Dez. 2018 mit IFRS 16	% Veränderung (auf Basis der Berichterstattung)	% Veränderung (auf organischer Basis)
Erträge	21.423	20.448	+4,8%	+3,2%
Summe Erträge
(inkl. gruppeninterner Geschäfte)	22.736	21.760	+4,5%
EBITDA	5.211	5.329	-2,2%	-2,4%
Abschreibung/Sonstige	(2.351)	(2.272)
KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS (COI)	2.861	3.057	-6,4%	-7,0%

6.1.1.2.1.1 Frankreich ohne Infrastructures

In Millionen Euro	31. Dez. 2019	31. Dez. 2018 mit IFRS 16	% Veränderung (auf Basis der Berichterstattung)	% Veränderung (auf organischer Basis)
Erträge	15.854	14.998	+5,7%	+4,4%
EBITDA	1.672	1.775	-5,8%	-6,5%
Abschreibung/Sonstige	(769)	(736)
KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS (COI)	903	1.039	-13,1%	-15,2%

VERKAUFTE VOLUMEN

in TWh	31. Dez. 2019	31. Dez. 2018 mit IFRS 16	% Veränderung (auf Basis der Berichterstattung)
Gasverkäufe	83,2	88,3	-5,8%
Stromverkäufe	38,8	39,0	-0,5%

FRANKREICH, BEREINIGT UM WITTERUNGSVERHÄLTNISSE

in TWh	31. Dez. 2019	31. Dez. 2018 mit IFRS 16	Gesamtveränderung in TWh
Volumen der witterungsbedingten Anpassung
(negative Zahl = warme Witterung, positive Zahl = kalte Witterung)	(3,6)	(2,9)	(0,7)

Die Erträge für das Segment Frankreich ohne Infrastructures beliefen sich auf 15.854 Mio. €, ein Plus von 5,7 % auf Basis der Berichterstattung und von 4,4 % auf organischer Basis. Das Wachstum auf organischer Basis lässt sich durch höhere Erträge im Segment Strom für B2C und bei den Dienstleistungen im B2B-Geschäft erklären. Akquisitionen bei den B2B-Dienstleistungen haben ebenfalls deutlich zum Wachstum auf Basis der Berichterstattung beigetragen (insbesondere Powerlines, Pierre Guerin, Endel SRA und Sodelem).

Das Absatzvolumen bei Gas sank im Segment B2C um 5,1 TWh gegenüber 2018, von denen 0,7 TWh einem negativen Temperatureffekt zuzuschreiben sind, vor allem bedingt durch das Ende der regulierten Gastarife. Das Strom-Portfolio im B2C-Bereich verzeichnete einen signifikanten Zuwachs von 1,6 TWh, während die Volumen aus der Stromerzeugung und bei Frankreich Networks um 1,8 TWh abnahmen.

Das kurzfristige Betriebsergebnis betrug 903 Mio. €, ein Minus von 13,1 % auf Basis der Berichterstattung und von 15,2 % auf organischer Basis. Dieser Einbruch war vor allem geringeren Margen 2019 bei DBSO-Projekten (erschließen, bauen, gemeinsam nutzen, betreiben) und höheren betrieblichen Aufwendungen (OPEX) im Segment B2C geschuldet, um den Ausbau von Gas- und Strommarktangeboten zu unterstützen. Die Ergebnisse für 2019 waren auch von der Auswirkung einer gesunkenen Stromerzeugung aus Wasserkraftwerken beeinflusst. Diese schwache Performance wurde teilweise durch höhere Preise für Wasserkraftstrom, mehr Strom aus Windkraft- und Solaranlagen und eine gute Performance bei B2B-Geschäften auf organischer Basis dank neuer Verträge und mehr Rentabilität aufgefangen.

6.1.1.2.1.2 Frankreich Infrastructures

In Millionen Euro	31. Dez. 2019	31. Dez. 2018 mit IFRS 16	% Veränderung (auf Basis der Berichterstattung)	% Veränderung (auf organischer Basis)
Erträge	5.569	5.450	+2,2%	+0,1%
Summe Erträge	6.548	6.575	-0,4%
(inkl. gruppeninterner Geschäfte)
EBITDA	3.539	3.554	-0,4%	-0,4%
Abschreibung/Sonstige	(1.582)	(1.536)
KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS (COI)	1.957	2.018	-3,0%	-2,8%

Die Erträge für das Segment Frankreich Infrastructures beliefen sich auf 5.569 Mio. €, 119 Mio. € mehr als 2018. Der Anstieg ist den Terminalgeschäften zu verdanken, die vom Outsourcing der LNG-Aktivitäten profitierten wie auch von Tariferhöhungen für die Verteilung, und den Übertragungsgeschäften, wenngleich das Wachstum durch die Tarifglättung und eine geringere gebuchte Kapazität begrenzt wurde. Diesen günstigen Auswirkungen stand teilweise ein Rückgang im Speichergeschäft mit weniger Käufen/Verkäufen in Frankreich nach der Einführung neuer Regelungen 2018 gegenüber, der durch internationale Aktivitäten aufgefangen wurde.

Das kurzfristige Betriebsergebnis für die Periode betrug 1.957 Mio. €, auf organischer Basis ist das ein Minus von 2,8 %. Der Rückgang im Übertragungsgeschäft war negativen Preiseffekten in Frankreich -vor allem der Tarifglättung - und Deutschland geschuldet. In geringerem Ausmaß spielten bei den Speichergeschäften Kundenstrafen in Frankreich wegen der zeitweise schlechteren betrieblichen Leistungsfähigkeit ebenso eine Rolle wie negative Preiseffekte in Deutschland, während die Terminalgeschäfte durch Tarifwechsel belastet wurden. Das Wachstum im Verteilungsgeschäft fing diese Wirkungen teilweise mit Tariferhöhungen auf, die das milde Wetter und andere OPEX-Änderungen mehr als nur ausglichen.

6.1.1.2.2 Resteuropa

In Millionen Euro	31. Dez. 2019	31. Dez. 2018 mit IFRS 16	% Veränderung (auf Basis der Berichterstattung)	% Veränderung (auf organischer Basis)
Erträge	17.270	16.946	+1,9%	+2,4%
EBITDA	1.750	1.081	+61,9%	+59,4%
Abschreibung/Sonstige	(1.066)	(1.036)
KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS (COI)	684	46

Die Erträge im Segment Resteuropa beliefen sich auf 17.270 Mio. €, ein Plus von 2,4 % auf organischer Basis. Triebfeder des Wachstums waren Supply und Client Solutions, während die Erträge bei Thermal zurückgingen.

Die Supply-Aktivitäten profitierten von positiven Preiseffekten in Belgien, den Niederlanden und Rumänien, die teilweise von Supply-Geschäften in Großbritannien und Deutschland aufgrund der Veräußerungen aus dem deutschen B2B-Retail-Portfolio 2018 aufgezehrt wurden.

Der Zuwachs bei Client Solutions entstand hauptsächlich in den Segmenten Installation und Energieeffizienz in Belgien, in Zentraleuropa als Nutznießer der positiven Konsolidierungskreiseffekte in Deutschland insbesondere im Ergebnis der Akquisition von OTTO (Januar 2019) und durch das Wachstum auf organischer Basis in Spanien, vor allem im Installationsgeschäft.

Das kurzfristige Betriebsergebnis betrug 684 Mio. €. Das berichtete Wachstum von 639 Mio. € entstand vor allem durch die Geschäfte von Nuclear und durch einen leichten Zuwachs bei Renewables. Client Solutions blieb im Vergleich zum Vorjahr unverändert, während Supply, Networks und Thermal einen Rückgang zu verzeichnen hatten.

Nuclear profitierte von einer verbesserten Verfügbarkeit in Belgien (2018 gab es eine Vielzahl ungeplanter Ausfalltage) und besseren Preisen, die erzielt werden konnten. Den Renewable-Geschäften nutzte die gute Performance der Onshore-Windanlagen in Benelux.

Client Solutions berichtete einen gesunkenen Beitrag der Asset-Light-Aktivitäten infolge eines drastischen Einbruchs vor allem in Großbritannien und Benelux wegen neu verhandelter Verträge und Verluste einbringender Altverträge, erzielte aber eine bessere Performance bei den Asset-basierten Geschäften vor allem in der BU Generation Europe mit ihren Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen wie auch in der BU Nord-, Süd- und Osteuropa in Italien und Deutschland.

Der Rückgang bei den Thermal-Geschäften war vor allem durch höhere positive Einmaleffekte im Jahr 2018 bedingt, durch geringere Kohle-Spreads, denen teilweise bessere Gas-Spreads gegenüberstanden, und durch die Wiedereinführung des Kapazitätsmarkts in Großbritannien. Die Supply-Geschäfte gingen in Benelux und Großbritannien zurück, in Deutschland waren es die Networks-Aktivitäten.

6.1.1.2.3 Lateinamerika

In Millionen Euro	31. Dez. 2019	31. Dez. 2018 mit IFRS 16	% Veränderung (auf Basis der Berichterstattung)	% Veränderung (auf organischer Basis)
Erträge	5.341	4.639	+15,1%	+10,9%
EBITDA	2.221	1.789	+24,2%	+19,1%
Abschreibung/Sonstige	(527)	(430)
KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS (COI)	1.694	1.359	+24,6%	+20,2%

Die Erträge für das Segment Lateinamerika betrugen 5.341 Mio. €. Das ist ein Plus von 15,1 % auf Basis der Berichterstattung und von 10,9 % auf organischer Basis. Das berichtete Wachstum ist der positiven Auswirkung eines Client-Solutions-Unternehmens zu verdanken, das Ende letzten Jahres erworben wurde (CAM). Dem stand der negative Einfluss von Wechselkursen gegenüber. Dazu gehörten die Abwertung des brasilianischen Real (-2,4 %) und des argentinischen Peso (-36,0 %). Sie wurde teilweise durch die Aufwertung des US-Dollars (+5,5 %), des mexikanischen Peso (+5,3 %) und der peruanischen Sol (+3,9 %) ausgeglichen. Auf das Geschäft in Chile wirkten sich neue Strombezugsvereinbarungen mit Verteilungsunternehmen positiv aus. In Brasilien ging das organische Wachstum hauptsächlich auf die Inbetriebnahme von Wind- und Solarparks und eines neuen Wärmekraftwerks und die Auswirkung der Inflation auf PPA-Verträge zurück.

Das kurzfristige Betriebsergebnis betrug 1.694 Mio. €, ein Plus von 24,6% auf Basis der Berichterstattung und von 20,2% auf organischer Basis. Das berichtete Wachstum profitierte von der positiven Wirkung der Akquisition eines Gasleitungsunternehmens in Brasilien (TAG) im Juni 2019. Das Wachstum auf organischer Basis ist der günstigen Auswirkung des 2019 in Chile und Brasilien erlangten pauschalierten Schadenersatzes zu verdanken. Hinzu kommen die gleichen positiven organischen Effekte wie bei den Erträgen. Dem stand zum Teil eine positive Einmalzahlung gegenüber, die 2018 in Mexiko verbucht wurde.

6.1.1.2.4 USA & Kanada

In Millionen Euro	31. Dez. 2019	31. Dez. 2018 mit IFRS 16	% Veränderung (auf Basis der Berichterstattung)	% Veränderung (auf organischer Basis)
Erträge	4.545	3.355	+35,5%	+10,1%
EBITDA	291	252	+15,6%	+4,5%
Abschreibung/Sonstige	(132)	(99)
KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS (COI)	159	153	+3,9%	-5,5%

Die Erträge im Segment USA und Kanada erreichten 4.545 Mio. €. Das ist ein Plus von 35,5 % auf Basis der Berichterstattung. Die Erträge profitierten nicht nur von positiven Auswirkungen der Wechselkurse, sondern auch von Zugängen zum Konsolidierungskreis durch neuere Erwerbe bei Client Solutions und im Retail-B2B-Bereich (Plymouth Rock) in den Vereinigten Staaten. Das Wachstum auf organischer Basis von 10,1 % geht vor allem auf positive Preiseffekte beim B2B-Stromverkauf in den Verkauf in den Vereinigten Staaten zurück, wirkt sich aber nicht auf das kurzfristige Betriebsergebnis aus.

Das kurzfristige Betriebsergebnis belief sich auf 159 Mio. €. Im Vergleich zu 2018 ist das ein Minus von 5,5 % auf organischer Basis. Die Hauptgründe für den Rückgang waren eine schwächere betriebliche Performance bei Client Solutions aufgrund von verlustbringenden Verträgen, Anlaufkosten für ENGIE Impact und niedrigeren Kapazitätspreisen bei Thermal. Diese Effekte wurden teilweise dadurch aufgefangen, dass die Tätigkeit von Renewables in den Vereinigten Staaten an Fahrt aufnahm. Dazu gehören auch der Weiterverkauf eines DBSO-Windparkprojekts (Live Oak) und Beiträge von zwei Windkraftprojekten, die 2019 in Betrieb gingen.

6.1.1.2.5 Naher Osten, Asien und Afrika

In Millionen Euro	31. Dez. 2019	31. Dez. 2018 mit IFRS 16	% Veränderung (auf Basis der Berichterstattung)	% Veränderung (auf organischer Basis)
Erträge	2.914	4.014	-27,4%	-6,7%
EBITDA	727	1.133	-35,9%	-12,5%
Abschreibung/Sonstige	(168)	(237)
KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS (COI)	559	896	-37,6%	-9,1%

Die Erträge für das Segment Naher Osten, Asien und Afrika betrugen 2.914 Mio. €. Das ist ein Minus von 27,4 % auf Basis der Berichterstattung und von 6,7 % auf organischer Basis. Der berichtete Rückgang war vor allem der Veräußerung von Glow (Thailand) im März 2019 geschuldet, einer schwächeren Performance bei Supply (insbesondere Simply Energy in Australien) und geringeren Erträgen bei Client Solutions in Afrika und Australien. Dem Rückgang standen teilweise Akquisitionen im Nahen Osten (Cofely Besix) und Asien (RCS Engineering) und positive Wechselkursbewegungen gegenüber.

Der Absatz von Strom sank um 27 TWh auf 16,8 TWh, wobei die geringeren Volumen hauptsächlich auf den Verkauf von Glow und Loy Yang B zurückgingen.

Das kurzfristige Betriebsergebnis belief sich auf 559 Mio. €, ein Minus von 37,6 % auf Basis der Berichterstattung und von 9,1 % auf organischer Basis. Der drastische berichtete Einbruch war der Negativwirkung der Veräußerung von Glow und Loy Yang B geschuldet. Dem standen teilweise positive Wechselkurseffekte gegenüber. Der Rückgang auf organischer Basis spiegelt vor allem Schwierigkeiten (i) bei Supply in Australien und Afrika, (ii) bei Networks teilweise im Zusammenhang mit einer positiven Rückstellungsauflösung 2018 in der Türkei und in geringerem Umfang (iii) bei den Geschäften von Services wider. Dem Rückgang stand teilweise der positive Beitrag von Thermal Generation und die positive Auswirkung der Aktivitäten von Renewables gegenüber, eingeschlossen der pauschalierte Schadenersatz für den Windpark Willogoleche in Australien.

6.1.1.2.6 Sonstige

In Millionen Euro	31. Dez. 2019	31. Dez. 2018 mit IFRS 16	% Veränderung (auf Basis der Berichterstattung)	% Veränderung (auf organischer Basis)
Erträge	8.565	7.565	+13,2%	+7,5%
EBITDA	166	119	+39,7%	-9,9%
Abschreibung/Sonstige	(397)	(476)
KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS (COI)	(231)	(357)	+35,4%	+23,5%

Zum berichtspflichtigen Segment Sonstige gehören (i) GEM, (ii) Tractebel, (iii) GTT, (iv) Hydrogen wie auch (v) die Holding- und Konzerngeschäfte der Gruppe mit Unternehmen, bei denen der Finanzbedarf der Gruppe zentralisiert ist, Entreprises & Collectives (E&C) und der Beitrag von SUEZ (assoziiertes Unternehmen).

Die Erträge des berichtspflichtigen Segments Sonstige beliefen sich auf 8.565 Mio. €. Das um 13,2 % gestiegene Wachstum auf Basis der Berichterstattung im Vergleich zu 2018 machte 1.000 Mio. € aus. Haupttriebkraft waren GEM mit einem günstigen Marktkontext und E&C mit einem Zuwachs bei den Stromvolumen und Durchschnittspreisen (ein Plus von 910 Mio. € brutto sowohl bei GEM als auch bei E&C).

Der kurzfristige Jahresfehlbetrag belief sich auf 231 Mio. €. Er bedeutet im Vergleich zu 2018 eine Verbesserung um 126 Mio. €. Diese Verbesserung war weitgehend einer starken Performance von GEM bei den Marktaktivitäten zu verdanken, der teilweisen Übertragung eines Gasliefervertrags, neu verhandelten Gaslieferverträgen und der Akquisition von Certinergy im Februar 2019. Auf der Gegenseite stand teilweise ein schleppendes Speichergeschäft in einem flauen Markt. Das kurzfristige Betriebsergebnis gewann auch durch positive Einmaleffekte bei SUEZ und in Verbindung mit dem Plan zur Mitarbeiterbeteiligung Link 2018. Diesen günstigen Einflüssen standen teilweise geringere Margen bei Tractebel Engineering gegenüber.

6.1.1.3 Andere Posten der Gewinn- und Verlustrechnung

In Millionen Euro	31. Dez. 2019	31. Dez. 2018 mit IFRS 16	% Veränderung (auf Basis der Berichterstattung)
KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS (COI)	5.726	5.154	+11,1%
(+) Marktbewertung von Commodity-Kontrakten, die keine Handelsinstrumente sind	(426)	(223)
Kurzfristiges Betriebsergebnis einschließlich operativer Marktbewertung und Anteil am Jahresüberschuss von Unternehmen, die nach der Equity-Methode bewertet werden	5.300	4.932	+7,5%
Wertminderungsaufwand	(1.770)	(1.798)
Restrukturierungskosten	(218)	(162)
Änderungen des Konsolidierungskreises	1.604	(150)
Sonstige Einmalposten	(1.240)	(147)
ERGEBNIS DER BETRIEBLICHEN TÄTIGKEIT	3.676	2.674	+37,5%
Nettofinanzerträge/(-aufwendungen)	(1.387)	(1.414)
Ertragsteuerertrag/(-aufwand)	(640)	(702)
JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG) AUS FORTGEFÜHRTEN GESCHÄFTSBEREICHEN	1.649	558
JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG) AUS AUFGEGEBENEN GESCHÄFTSBEREICHEN		1.067
JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG)	1.649	1.624	+1,5%
Jahresüberschuss/(-fehlbetrag), Konzernanteil	984	1.029
davon Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) aus fortgeführten Geschäftsbereichen, Konzernanteil	984
davon Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) aus aufgegebenen Geschäftsbereichen, Konzernanteil	-	1.043
Nicht beherrschende Anteile	664	595
davon nicht beherrschende Beteiligungen an fortgeführten Geschäftsbereichen	664	572
davon nicht beherrschende Beteiligungen an aufgegebenen Geschäftsbereichen	-	24

Der Ertrag der betrieblichen Tätigkeit belief sich 2019 auf 3.676 Mio. €. Das ist eine Steigerung gegenüber 2018 vor allem dank (i) Gewinnen aus der Veräußerung von Vermögenswerten (insbesondere des Anteils von ENGIE an Glow), (ii) der Verbesserung des kurzfristigen Betriebsergebnisses, (iii) der teilweise der Ansatz zusätzlicher Kosten für die dreijährliche Überprüfung der Kernenergierückstellungen in Belgien gegenüberstand.

Das Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit wurde auch beeinflusst durch:

―	einen Nettowertminderungsaufwand von 1.770 Mio. € 2019, verglichen mit 1.798 Mio. € für 2018, die sich hauptsächlich auf belgische Kernkraftwerke (einschließlich 638 Mio. € für den Abbruch von Kernkraftwerken, deren Betriebsdauer nicht verlängert werden könnte, angesetzt gegen die Rückstellung, als Teil der dreijährlichen Überprüfung von Kernenergierückstellungen) und auf Wärmekraftwerke in Lateinamerika und im Nahen Osten bezogen (vgl. Anhang 9.1.);
―	Restrukturierungskosten von 218 Mio. € (gegenüber 162 Mio. € 2018) (vgl. Anhang 9.2);
―	positive Konsolidierungseffekte von 1.604 Mio. € vor allem durch die Veräußerung der Beteiligung von ENGIE an Glow;
―	sonstige Einmaleffekte in Höhe von negativen 1.240 Mio. €, die im Wesentlichen den Nettoaufwand von 1.166 Mio. € als Zufluss zu Rückstellungen für die Back-End-Kosten des Kernbrennstoffkreislaufs als Teil der dreijährlichen Überprüfung von Kernenergierückstellungen in Belgien enthalten.

Der Nettofinanzaufwand betrug 2019 1.387 Mio. € im Vergleich zu 1.414 Mio. € im Vorjahr (vgl. Anhang 10).

Der Ertragsteueraufwand 2019 betrug 640 Mio. € (2018 waren es 702 Mio. €). Er beinhaltet einen Ertragsteuerertrag von 471 Mio. € aus einmaligen steuerbaren Positionen (2018 waren es 147 Mio. €), die ENGIE SA hauptsächlich für Verluste bei der Marktbewertung angesetzt hat. Der Effektivsteuersatz sank 2019 deutlich (35,8 % gegenüber 78,1 % 2018), vor allem wegen nicht besteuerter Erlöse aus der Veräußerung von Glow. Bereinigt um diese Einmalpositionen lag der tatsächliche laufende Steuersatz bei 28,2% und damit über dem von 2018 mit 23,7%, vor allem weil sich 2018 mehr positive Einmaleffekte als 2019 auswirkten.

Der Jahresüberschuss aus fortgeführten Geschäftsbereichen bei nicht beherrschenden Beteiligungen betrug 664 Mio. € im Vergleich zu 595 Mio. € 2018. Der Anstieg war vor allem geringeren Wertminderungsaufwendungen für Kohlekraftwerke in Deutschland als im Vorjahr zu verdanken. Er wurde teilweise von der Entkonsolidierung der Beteiligung von ENGIE an Glow ab 14. März 2019 nach der Veräußerung aufgezehrt.

6.1.1.4 Änderung der Nettofinanzverschuldung

Die Nettofinanzverschuldung betrug 25,9 Mrd. €. Das ist ein Plus von 2,7 Mrd. € im Vergleich zum 31. Dezember 2018. Dieser Anstieg ist im Wesentlichen (i) Investitionsausgaben über die Periode (10,0 Mrd. € ⁽¹ \ einschließlich 1,5 Mrd. € als Ausgabe für die TAG-Transaktion in Brasilien), (ii) an die Aktionäre von ENGIE SA (1,8 Mrd. €) und an Minderheitsbeteiligungen (0,7 Mrd. €) gezahlten Dividenden und (iii) sonstigen Posten (0,6 Mrd. €) geschuldet, die hauptsächlich mit Wechselkursen, neu geleasten Vermögenswerten aus einem Nutzungsrecht und einer schwankenden Marktbewertung zusammenhingen. Diese Positionen wurden teilweise aufgerechnet gegen (i) Cashflow aus betrieblicher Tätigkeit (7,6 Mrd. €) und (ii) die Auswirkungen des Portfolio-Rotationsprogramms (3,0 Mrd. €, hauptsächlich im Zusammenhang mit dem Abschluss der Veräußerung der Beteiligung an Glow).

Änderungen der Nettofinanzverschuldung gliedern sich wie folgt:

In Millionen Euro

⁽¹⁾ Investitionsausgaben, abzüglich der Erlöse aus DBSO-Projekten
⁽²⁾ Ohne Erlöse aus DBSO-Projekten
⁽³⁾ Vgl. Anhang 18.2.1 "Emission tief nachrangiger, ewig laufender Anleihen"

⁽¹⁾ Abzüglich der Erlöse aus DBSO-Projekten.

Die Kennzahl Nettofinanzschuld zu EBITDA betrug per 31. Dezember 2019 2,50.

In Millionen Euro	31. Dez. 2019	1. Jan. 2019 mit IFRS 16
Nettofinanzschulden	25.919	23.268
EBITDA	10.366	9.702
NETTOVERSCHULDUNGSQUOTE	2,50	2,40

Die wirtschaftliche Nettoverschuldungsquote betrug per 31. Dezember 2019 3,96.

In Millionen Euro	31. Dez. 2019	1. Jan. 2019 mit IFRS 16
Wirtschaftliche Nettoschuld	41.078	35.669
EBITDA	10.366	9.702
WIRTSCHAFTLICHE NETTOVERSCHULDUNGSQUOTE	3,96	3,68

6.1.1.4.1 Cashflow aus betrieblicher Tätigkeit (CFFO)

Der Cashflow aus der betrieblichen Tätigkeit (CFFO) betrug 7,6 Mrd. €. Das ist ein Minus von 0,2 Mrd. €. Dieser Rückgang ist hauptsächlich Veränderungen des Working-Capital-Bedarfs geschuldet (Negativwirkung 1,2 Mrd. €), vor allem aufgrund von Margenausgleich bei Derivaten und Änderungen der Marktbewertung von Finanzderivaten, aufgefangen teilweise durch einen gestiegenen Cashflow aus der betrieblichen Tätigkeit (0,9 Mrd. €) und geringeren gezahlten Steuern und Zinsen (0,2 Mrd. €).

6.1.1.4.2 Nettoinvestitionen

Die Investitionsausgaben (CAPEX) beliefen sich auf 10.042 Mio. €. Sie gliedern sich nach Segmenten wie folgt:

In Millionen Euro

Die Investitionsausgaben für Wachstum betrugen 7.117 Mio. €. Sie gliedern sich nach Unternehmenssparten wie folgt:

DIE WICHTIGSTEN VORHABEN (in Mrd. €)

Client Solutions	1,3
Frankreich - Erwerb von Powerlines und Pierre Guerin	0,3
Nordamerika - Erwerb von CONTI	0,2
Erwerb von NECST - OTTO Luft- und Klimatechnik GmbH & Co	0,2
Nordamerika - Erwerb von Genbright & Systecon	0,1
GEM & E&C - Erwerb von Certinergy	0,1
Networks	2,4
Erwerb von TAG	1,5
GRDF (Gazpar & Ausbau von Netzen)	0,5
Renewables	2,4
Nordamerika - Erschließung von Onshore-Windkraft	0,8
Frankreich Renewables mit Erwerb von Vol-V	0,4
Brasilien - Umburanas. Campo Largo & Jirau	0,3
Nordamerika - Erschließung von Solarenergie	0,2
Lateinamerika -mexikanische Solarenergie	0,2
MESCAT mit Kadapa	0,2

⁽¹⁾ abzüglich Veräußerungen aus DBSO-Projekten, ohne Ausgaben für den Konzern, und abzüglich Synatom, dessen Gelder den Erhaltungsausgaben zugeschlagen wurden.

Hier die Darstellung nach Geografie und Unternehmenssparte:

In Millionen Euro	Client Solutions	Networks	Renewables	Thermal	Nuclear	Supply
Frankreich	423	1.709	481	-	-	151
Resteuropa	416	77	42	174	636	95
Lateinamerika	47	1.651	541	254		6
USA & Kanada	330	1	968	8		73
Naher Osten, Asien und Afrika	80	9	271			93
Sonstige	325		186	81		38
SUMME CAPEX	1.621	3.446	2.488	517	636	457

In Millionen Euro	Sonstige	SUMME per 31. Dez. 2019
Frankreich	-	2.764
Resteuropa		1.440
Lateinamerika		2.499
USA & Kanada		1.380
Naher Osten, Asien und Afrika		453
Sonstige	876	1.506
SUMME CAPEX	876	10.042

In Millionen Euro	Client Solutions	Networks	Renewables	Thermal	Nuclear	Supply
Frankreich	469	1.617	237	-	-	148
Resteuropa	357	58	18	143	750	104
Lateinamerika	145	129	1.024	456		4
USA & Kanada	350		461	1		100
Naher Osten, Asien und Afrika	84	10	239	214		69
Sonstige	131		6			28
SUMME CAPEX	1.537	1.814	1.986	813	750	454

In Millionen Euro	Sonstige	SUMME per 31. Dez. 2018
Frankreich	-	2.471
Resteuropa		1.430
Lateinamerika		1.758
USA & Kanada	5	918
Naher Osten, Asien und Afrika		616
Sonstige	284	449
SUMME CAPEX	289	7.643

Die Nettoinvestitionen beliefen sich auf 7.586 Mio. € und beinhalten:

―	Wachstumsinvestitionen für 7.117 Mio. €. Dabei geht es im Wesentlichen um (i) den Erwerb einer Beteiligung von 90 % an Transportadora Associada de Gas S.A. (TAG) in Brasilien als Konsortium mit Caisse de Depot et Placement du Quebec (CDPQ) (1.557 Mio. €, einschließlich Abschlusskosten) und des Energiedienstleisters Conti in Nordamerika (178 Mio. €) für Infrastructures und des Technik- und Serviceunternehmens OTTO Luft- und Klimatechnik GmbH & Co in Deutschland (149 Mio. €) für Client Solutions, (ii) den Ausbau von Misch- und Entwicklungsprojekten für das Erdgasverteilungs- und -transportnetz in Frankreich (685 Mio. €) für Infrastructures, (iii) Investitionen in Renewables für die Erschließung von Windkraft- und Photovoltaikanlagen in den Vereinigten Staaten (etwa 1 Mrd. €), Mexiko (345 Mio. €), Brasilien (307 Mio. €) und Indien (139 Mio. €) und (iv) die Finanzierung des Pipeline-Projekts Nord Stream 2 (433 Mio. €);
―	Bruttoinvestitionsausgaben für Erhaltung von 2.627 Mio. €;
―	die Erhöhung der Investitionen in Synatom um 227 Mio. €;
―	neu geleaste Vermögenswerte aus einem Nutzungsrecht, die über die Periode angesetzt wurden (539 Mio. €);
―	Änderungen des Konsolidierungskreises für die Periode im Zusammenhang mit Erwerben und Veräußerungen von Tochtergesellschaften für 138 Mio. € und
―	Erlöse aus Veräußerungen, die einen Zufluss von 3.132 Mio. € darstellen, vor allem im Zusammenhang mit der Veräußerung der Beteiligung von ENGIE an Glow in Thailand.

6.1.1.4.3 Dividenden und Bewegungen der eigenen Anteile

Die Dividenden und Bewegungen der eigenen Anteile über die Periode beliefen sich auf 2.522 Mio. € und umfassten:

―	1.833 Mio. € für Dividenden, die ENGIE SA den Aktionären zahlte und die dem Saldo der Dividenden von 2018 (0,75 €/Aktie für Aktien mit Anrechten auf eine ordentliche und eine außerordentliche Dividende und 0,86 €/Aktie für Aktien mit Anrechten auf einen Aufschlag auf die Dividende) entsprechen, der im Mai 2019 gezahlt wurde;
―	Dividenden von 538 Mio. €, die verschiedene Tochtergesellschaften ihren Minderheitsaktionären zahlten, Zinszahlungen auf Hybrid-Schulden von 150 Mio. € und Bewegungen der eigenen Anteile.

6.1.1.4.4 Nettofinanzverschuldung per 31. Dezember 2019

Nimmt man die fortgeführten Anschaffungskosten heraus, schließt aber die Auswirkung von Devisenderivaten ein, waren per 31. Dezember 2019 insgesamt 74 % der Nettofinanzschuld in Euro, 15 % in US-Dollar und 10 % in brasilianischem Real denominiert.

Mit dem Beitrag von Finanzinstrumenten sind 79 % der Nettofinanzschuld festverzinslich.

Die durchschnittliche Fälligkeit der Nettofinanzschuld der Gruppe liegt bei 11,2 Jahren.

Per 31. Dezember 2019 besaß die Gruppe nicht in Anspruch genommene bestätigte Kreditlinien von insgesamt 13,0 Mrd. €.

6.1.1.5 Sonstige Posten der Bilanz

In Millionen Euro	31. Dez. 2019	1. Jan.2019 mit IFRS 16 und IFRIC 23	Nettoveränderung
Langfristige Vermögenswerte	99.297	93.818	5.479
davon Goodwill	18.665	17.809	856
davon Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte, zu Buchwerten	58.996	57.776	1.220
davon Investitionen in Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden	9.216	7.846	1.370
Kurzfristige Vermögenswerte	60.496	61.994	(1.498)
davon Vermögenswerte, die als zum Verkauf gehalten klassifiziert sind	468	3.809	(3.340)
Summe Eigenkapital	38.037	40.930	(2.893)
Rückstellungen	25.115	21.512	3.603
Fremdkapital	38.544	34.345	4.199
Sonstige Verbindlichkeiten	58.097	59.024	(928)
davon Verbindlichkeiten, die direkt mit veräußerungsfähigen Vermögenswerten verbunden sind	92	2.141	(2.049)

Der Buchwert von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten lag bei 59,0 Mrd. €, ein Plus von 1,2 Mrd. € gegenüber dem 31. Dezember 2018. Dieser Zuwachs war im Wesentlichen das Ergebnis von Erwerben und Investitionsausgaben für Entwicklung über die Periode (Positivwirkung von 7,4 Mrd. €) und Anpassungen von Währungsumrechnungen (Positivwirkung von 0,1 Mrd. €). Er wurde teilweise aufgezehrt durch Abschreibungsbelastung (Negativwirkung 4,3 Mrd. €), Wertminderungsaufwand (Negativwirkung 1,7 Mrd. €), Änderungen des Konsolidierungskreises (Negativwirkung 0,8 Mrd. €), Klassifizierung von Anlagen für erneuerbare Energieträger in Mexiko und von in Frankreich arbeitenden Anlagen zur Erzeugung von grünem Gas als "zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte" (Negativwirkung 0,4 Mrd. €) und Veräußerungen (Negativwirkung 0,2 Mrd. €).

Der Geschäfts- oder Firmenwert erhöhte sich um 0,9 Mrd. € auf 18,7 Mrd. € insbesondere durch Akquisitionen durch folgende BUs: Frankreich B2B, Frankreich Renewables, Nord-, Süd- und Osteuropa und Lateinamerika. Dem stand teilweise der Ansatz von Wertminderungsaufwendungen bei der Veräußerung der Kohlekraftwerke in Deutschland und den Niederlanden gegenüber (vgl. Anhang 4.1.2).

Das Gesamteigenkapital betrug 38,0 Mrd. €. Das sind 2,9 Mrd. € weniger als am 31. Dezember 2018. Der Rückgang rührt im Wesentlichen von der Zahlung der Bardividende (Negativwirkung 2,3 Mrd. €, einschließlich 1,8 Mrd. € Dividenden, die ENGIE SA den Aktionären zahlte, und 0,5 Mrd. €, die Minderheitsbeteiligungen gezahlt wurden), sonstigen Posten des Gesamtergebnisses (Negativwirkung 1,8 Mrd. €) und dem Effekt der Entkonsolidierung von Glow nach der Veräußerung (Negativwirkung 0,5 Mrd. €). Er wurde teilweise durch den Jahresüberschuss für die Periode aufgefangen (Positivwirkung 1,6 Mrd. €).

Die Rückstellungen stiegen im Vergleich zum 31. Dezember 2018 um 3,6 Mrd. € auf 25,1 Mrd. €. Diese Erhöhung ging hauptsächlich auf die Auswirkungen der dreijährlichen Überprüfung der Kernenergierückstellungen in Belgien zurück (die mit 2,1 Mrd. € zur Gesamtsumme beitrugen) (vgl. Anhang 19) und auf versicherungsmathematische Verluste bei Rückstellungen für Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstige langfristige Leistungen (die mit 1,1 Mrd. € zur Gesamtsumme beitrugen). Grund dafür waren gesunkene Abzinsungssätze über die Periode (vgl. Anhang 20).

Am 31. Dezember 2019 gehörten Anlagen für erneuerbare Energieträger in Mexiko und in Frankreich arbeitende Grüngasanlagen zu den "zum Verkauf gehaltenen Vermögenswerten" und zu "Verbindlichkeiten im direkten Zusammenhang mit zur Veräußerung gehaltenen Vermögenswerten".

6.1.1.6 Anpassung der vergleichenden Informationen

Die für 2018 genannten Zahlen wurden wie folgt korrigiert:

―

die Anwendung der IFRIC-Position auf die Bilanzierung von Commodity-Derivaten, die die Gruppe veranlasste, die Darstellung einiger Posten der Gewinn- und Verlustrechnung zu überprüfen (ohne Auswirkung auf den Jahresüberschuss, das Eigenkapital oder die Kennzahl "kurzfristiges Betriebsergebnis", die im Managementdialog und in Finanzmitteilungen benutzt wird) (vgl. die in Anhang 1 zum Konzernabschluss aufgeführten Anpassungen);

―

die für die Anwendung von IFRS 16 - Leasingverhältnisse genutzte Übergangsmethode (vgl. im Folgenden), um eine Vergleichbarkeit mit den Zahlen für 2019 herzustellen.

Die Anpassungen im Hinblick auf die Anwendung von IFRS 16 auf die Gewinn- und Verlustrechnung und bestimmte Schlüsselkennzahlen der Gruppe sehen wie folgt aus:

In Millionen Euro	31.Dez. 2018 neue Darstellung ⁽¹⁾	IFRS 16	31. Dez. 2018 neue Darstellung mit IFRS 16
Gewinn- und Verlustrechnung
ERTRÄGE	56.967		56.967
Käufe und Derivate für die betriebliche Tätigkeit	(38.660)	466	(38.194)
Personalkosten	(10.624)		(10.624)
Abschreibung und Rückstellungen	(3.586)	(438)	(4.024)
Steuern	(1.069)	1	(1.068)
Sonstige betriebliche Erträge	1.514	-	1.514
Kurzfristiges Betriebsergebnis mit operativer Marktbewertung	4.542	29	4.571
Anteil am Jahresüberschuss von Unternehmen, die nach der Equity-Methode bewertet werden	361	-	360
Kurzfristiges Betriebsergebnis einschließlich operativer Marktbewertung und Anteil am Jahresüberschuss von Unternehmen, die nach der Equity-Methode bewertet werden	4.903	29	4.932
Wertminderungsaufwand	(1.798)		(1.798)
Restrukturierungskosten	(162)		(162)
Änderungen des Konsolidierungskreises	(150)		(150)
Sonstige Einmalposten	(147)		(147)
ERGEBNIS DER BETRIEBLICHEN TÄTIGKEIT	2.645	29	2.674
NETTOFINANZERTRÄGE/(-AUFWENDUNGEN)	(1.381)	(33)	(1.414)
Ertragsteueraufwand	(704)	2	(702)
JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG) AUS FORTGEFÜHRTEN GESCHÄFTSBEREICHEN	560	(2)	558
JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG) AUS AUFGEGEBENEN GESCHÄFTSBEREICHEN	1.069	(2)	1.067
JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG)	1.629	(4)	1.624
Jahresüberschuss/(-fehlbetrag), Konzernanteil	1.033	(4)	1.029
davon Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) aus fortgeführten Geschäftsbereichen, Konzernanteil		(2)	(14)
davon Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) aus aufgegebenen Geschäftsbereichen, Konzernanteil	1.045	(2)	1.043
Nicht beherrschende Anteile	595		595
davon nicht beherrschende Beteiligungen an fortgeführten Geschäftsbereichen	572		572
davon nicht beherrschende Beteiligungen an aufgegebenen Geschäftsbereichen	24		24
UNVERWÄSSERTES ERGEBNIS JE AKTIE (EURO)	0,37	(0,00)	0,37
davon unverwässertes Ergebnis aus fortgeführten Geschäftsbereichen je Aktie	(0,07)	(0,00)	(0,07)
davon unverwässertes Ergebnis aus aufgegebenen Geschäftsbereichen je Aktie	0,44	(0,00)	0,44
VERWÄSSERTES ERGEBNIS JE AKTIE (EURO)	0,37	(0,00)	0,37
davon verwässertes Ergebnis aus fortgeführten Geschäftsbereichen je Aktie	(0,07)	(0,00)	(0,07)
davon verwässertes Ergebnis aus aufgegebenen Geschäftsbereichen je Aktie	0,43	(0,00)	0,43
EBITDA	9.236	467	9.702
KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS (COI)	5.126	29	5.154
PERIODISCHER JAHRESÜBERSCHUSS	3.238	(4)	3.234
KONZERNANTEIL AM PERIODISCHEN JAHRESÜBERSCHUSS	2.425	(4)	2.421
PERIODISCHER JAHRESÜBERSCHUSS AUS FORTGEFÜHRTEN GESCHÄFTSBEREICHEN, KONZERNANTEIL	2.458	(2)	2.455

⁽¹⁾ Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2018 wurden gemäß der neuen Darstellung der Gewinn- und Verlustrechnung umklassifiziert, die die Gruppe nach Anwendung der IFRIC-Position zu Commodity-Derivaten angenommen hat.

In Millionen Euro	veröffentlicht per 31. Dez. 2018	IFRS 16	31. Dez. 2018 mit IFRS 16
Cashflow
CASHFLOW AUS BETRIEBLICHER TÄTIGKEIT (CFFO)	7.300	437	7.736

In Millionen Euro	veröffentlicht per 31. Dez. 2018	IFRS 16 und IFRIC 23	1. Jan.2019 mit IFRS 16 und IFRIC 23
Bilanz
NETTOSCHULD	21.102	2.167	23.268
WIRTSCHAFTLICHE NETTOSCHULD	35.590	79	35.669
EINGESETZTES INDUSTRIEKAPITAL	51.412	2.156	53.568

Die Anwendung von IFRS 16 und ihre Auswirkung auf die Bilanz per 1. Januar 2019 wird in Anhang 1 "Bilanzierungsrahmen und Grundlage für die Vorbereitung des Konzernabschlusses" dargestellt.

6.1.1.7 Jahresabschluss der Muttergesellschaft

Die nachstehend genannten Zahlen beziehen sich auf den Jahresabschluss der ENGIE SA, erstellt nach dem French GAAP und den dafür geltenden Bestimmungen.

Die Erträge der ENGIE SA 2019 beliefen sich auf 17.282 Mio. €. Im Vergleich zu 2018 (27.833 Mio. €) ist das ein Rückgang, der im Wesentlichen einem geringeren Absatz von Gas an andere Gasversorger geschuldet ist.

Der Verlust aus betrieblicher Tätigkeit lag am 31. Dezember 2019 bei 931 Mio. €. Das bedeutet eine Verbesserung um 127 Mio. € gegenüber 2018 mit einem Verlust von 1.058 Mio. €. Die Gewinnspanne bei Energie erhöhte sich dank geringerer Lieferkosten und des steten Wachstums im Stromgeschäft um 143 Mio. €.

Die Nettofinanzerträge machten 1.192 Mio. € aus. Das sind 2.525 Mio. € weniger als 2018, als die Dividendenzahlungen und die Einnahmen aus Forderungen 2.449 Mio. € höher waren.

Die Einmalpositionen brachten einen Verlust von 835 Mio. €, vorwiegend aus Wertminderung von Kapitalbeteiligung.

Der Ertragsteuerertrag betrug 377 Mio. € gegenüber 549 Mio. € für 2018, einschließlich einer Entlastung aus Steuerkonsolidierung von 294 Mio. €.

Der Jahresfehlbetrag machte 196 Mio. € aus.

Das Aktienkapital belief sich Ende 2019 auf 34.594 Mio. €. Ende 2018 waren es 36.616 Mio. €. Der Rückgang von 2.022 Mio. € war vor allem dem Nettoverlust von 196 Mio. € im Jahr 2019 und der Dividendenzahlung von 1.833 Mio. € geschuldet.

Per 31. Dezember 2019 machten Fremdkapital und Nettoschuld 39.234 Mio. € aus, Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente beliefen sich auf 9.891 Mio. € (von denen sich 7.753 Mio. € auf Kontokorrentkredite von Tochtergesellschaften bezogen).

Information über Zahlungsfristen

In Anwendung von Artikel D. 441-4 des französischen Handelsgesetzbuches müssen Unternehmen, deren Jahresabschlüsse von einem Wirtschaftsprüfer geprüft werden, Informationen zu Zahlungsfristen für Lieferanten und Kunden veröffentlichen. Damit soll verdeutlicht werden, dass es keine erheblichen Versäumnisse bei der Einhaltung dieser Fristen gibt.

INFORMATION ÜBER ZAHLUNGSFRISTEN FÜR LIEFERANTEN UND KUNDEN GEMÄSS ARTIKEL D. 441-4 DES FRANZÖSISCHEN HANDELSGESETZBUCHES

	Artikel D. 441 I.- 1: Am Ende der Berichtsperiode eingegangene, unbezahlte und überfällige Rechnungen
In Millionen Euro	0 Tage (Richtwert)	1 bis 30 Tage	31 bis 60 Tage	61 bis 90 Tage	91 Tage oder mehr	Gesamt (1 Tag oder mehr)
(A) nach Fälligkeitsalter
Zahl der Rechnungen	-					34.346
Aggregierter Rechnungsbetrag (mit MwSt.)	-	132,8	11,4	0,6	86,8	231,5
Anteil am Gesamtbetrag der Einkäufe (mit MwSt.) für die Periode		0,67%	0,06%	0,00%	0,43%	1,16%
Anteil an den Gesamterlösen (mit MwSt.) für die Periode
(B) Aus (A) ausgenommene Rechnungen aufgrund strittiger oder nicht erfasster Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen
Zahl der ausgeschlossenen Rechnungen						325
Aggregierter Betrag der ausgeschlossenen Rechnungen						6,7
(C) Angewandte Standardzahlungsfristen (vertraglich vereinbart oder gesetzlich vorgeschrieben - Artikel L. 441- 6 oder Artikel L. 443- 1 des französischen Handelsgesetzbuches)
Angewandte Zahlungsfristen,						-
um Zahlungsverzug zu berechnen	Gesetzliche Zahlungsfristen: 30 Tage

	Artikel D. 441 I.- 2: Am Ende der Berichtsperiode ausgestellte, unbezahlte und überfällige Rechnungen
In Millionen Euro	0 Tage (Richtwert)	1 bis 30 Tage	31 bis 60 Tage	61 bis 90 Tage	91 Tage oder mehr	Summe (1 Tag oder mehr)
(A) nach Fälligkeitsalter
Zahl der Rechnungen	-					5.532.869
Aggregierter Rechnungsbetrag (mit MwSt.)	-	109,9	80,7	42,3	533,8	766,8
Anteil am Gesamtbetrag der Einkäufe (mit MwSt.) für die Periode
Anteil an den Gesamterlösen (mit MwSt.) für die Periode		0,54%	0,40%	0,21%	2,62%	3,76%
(B) Aus (A) ausgenommene Rechnungen aufgrund strittiger oder nicht erfasster Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen
Zahl der ausgeschlossenen Rechnungen						1.203
Aggregierter Betrag der ausgeschlossenen Rechnungen						57,1
(C) Angewandte Standardzahlungsfristen (vertraglich vereinbart oder gesetzlich vorgeschrieben - Artikel L. 441- 6 oder Artikel L. 443- 1 des französischen Handelsgesetzbuches)
Angewandte Zahlungsfristen,	Vertraglich vereinbarte Zahlungsfristen: 14 Tage
um Zahlungsverzug zu berechnen	Gesetzliche Zahlungsfristen: 30 Tage

6.1.2. Zahlungsmittel und Eigenkapital

6.1.2.1 Darlehenskonditionen und Finanzstruktur für den Darlehensgeber

Schuldenstruktur

Die Bruttoschuld (ohne Kontokorrentkredite, fortgeführte Anschaffungskosten und derivative Finanzinstrumente) betrug Ende 2019 34,8 Mrd. €. Das ist mehr als Ende 2018. Sie bestand hauptsächlich aus 26,0 Mrd. € in Anleihen und 5,3 Mrd. € in Bankdarlehen. Sonstige Darlehen und Inanspruchnahmen von Kreditlinien summierten sich zu 0,3 Mrd. €. Kurzfristige Darlehen (Commercial Paper/kurzfristige Wertpapiere) hatten Ende 2019 einen Anteil von 9 % an den Gesamtbruttoschuld.

Insgesamt 84% der Bruttoschuld wurden auf Finanzmärkten emittiert (Anleiheemissionen und Commercial Paper/kurzfristig vermarktbare Wertpapiere).

Die Nettoschulden ohne fortgeführte Anschaffungskosten, ohne den Effekt von derivativen Finanzinstrumenten und Barsicherheiten, beliefen sich Ende 2019 auf 24,0 Mrd. €.

Ende 2019 war die Nettoschuld zu 74 % in Euro, zu 15 % in US-Dollar und zu 10 % in brasilianischen Real denominiert, ohne fortgeführte Anschaffungskosten, aber nach Auswirkung der Wechselkurse für Derivate.

Nach der Auswirkung von Derivaten waren 79 % der Nettoschuld festverzinslich. Die durchschnittlichen Kosten der Bruttoschuld lagen bei 2,70 %. Die durchschnittliche Fälligkeit der Nettoschuld lag Ende 2019 bei 11,2 Jahren.

Die wichtigsten Verträge sind bei ENGIE SA angesiedelt. Sie werden in den Anhängen 11 - 11.2.1 und 11.2.2 zu Abschnitt 6.4 "Jahresabschluss der Muttergesellschaft" beschrieben.

Wichtige Transaktionen 2019

Die wichtigsten Transaktionen 2019 mit Einfluss auf die Finanzschuld sind in Anhang 17.3.3 von Abschnitt 6.2 "Konzernabschluss" beschrieben. Die Gruppe übte auch die erste Option aus, die Fälligkeit der zentralisierten Konsortialkreditlinie über 5,0 Mrd. € bis Dezember 2024 zu verlängern. Die jährliche Aktualisierung des Prospekts für das EMTN-Programm von ENGIE über 25 Mrd. € erhielt am 23. Dezember 2019 die AMF-Genehmigung Nr. 19-590.

Ratings

ENGIE wird von Standard & Poor's, Moody's und Fitch bewertet.

Im April 2019 bestätigte S&P die Bewertung mit A- und erhöhte die kurzfristige Bewertung von A-2 auf A-1. Hier spiegelt sich die außergewöhnliche Liquidität der Gruppe wider, mit stabilem Ausblick.

Fitch aktualisierte seine Analyse im Juni 2019 und blieb bei dem Rating mit A/F1 mit stabilem Ausblick.

Im Juni korrigierte Moody's nach der Verabschiedung des PACTE-Gesetzes in Frankreich die Langzeitbewertung von A2 zu A3 nach unten. Wegen der Unterstützung durch den französischen Staat ging es eine Stufe tiefer. Moody's aktualisierte seine Analyse im Dezember 2019 und blieb bei dem Rating mit A3/P-2 mit stabilem Ausblick.

6.1.2.2 Einschränkungen bei der Verwendung von Kapital

Per 31. Dezember 2019 besaß die Gruppe nicht in Anspruch genommene bestätigte Kreditlinien (die unter anderem zur Deckung von Commercial-Paper-/kurzfristig vermarktbaren Wertpapierprogrammen verwendet werden können) von 13,0 Mrd. €. Insgesamt 96 % dieser Linien werden zentral verwaltet, sie unterliegen keinen Financial Covenants und sind mit keinem Kreditrisiko-Rating verknüpft. Die Gegenparteien dieser Linien sind weit diversifiziert, keine einzelne hält mehr als 5% der Gesamtsumme dieser zentralisierten Linien. Ende 2019 wurde keine zentralisierte Kreditfazilität genutzt.

Zudem hat die Gruppe Kreditlinien in einigen Tochtergesellschaften eingerichtet, für die die Dokumentation Kennzahlen zu deren Finanzlage enthält. Für diese Kreditlinien bürgen weder ENGIE SA noch GIE ENGIE Alliance.

Die Definition wie auch die Kennzahlgröße, die auch als Financial Covenants bezeichnet werden, sind mit den Kreditgebern vertraglich vereinbart und können während der Laufzeit des Darlehens überprüft werden.

Die häufigsten Kennzahlen sind:

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

Per 31. Dezember 2019 erfüllten alle Unternehmen der Gruppe, deren Schulden konsolidiert sind, die bindenden Verpflichtungen und Zusicherungen aus ihrer Finanzdokumentation, mit Ausnahme weniger nicht maßgeblicher Unternehmen, für die Maßnahmen zur Durchsetzung der Unternehmensrichtlinien umgesetzt werden.

6.1.2.3 Erwartete Finanzierungsquellen zur Erfüllung von Verpflichtungen aus Investitionsentscheidungen

Die Gruppe geht davon aus, dass ihr Finanzbedarf durch verfügbare Zahlungsmittel und die mögliche Nutzung ihrer vorhandenen Kreditfazilitäten gedeckt wird. Möglicherweise wird sie jedoch ad hoc auf die Kapitalmärkte zurückgreifen.

Nötigenfalls könnte eine Sonderfinanzierung für bestimmte Projekte aufgelegt werden.

Aus den Finanzen der Gruppe werden 2020 insgesamt 3,9 Mrd. € fällig (mit Ausnahme der Fälligkeit von 3,2 Mrd. € für Commercial Paper/kurzfristige marktgängige Wertpapiere). Zusätzlich besaß sie per 31. Dezember 2019 Zahlungsmittel von 10,8 Mrd. € (abzüglich Kontokorrentkredite) und insgesamt 13,0 Mrd. € aus verfügbaren Kreditlinien (nicht abzüglich des Betrags der Commercial Paper/kurzfristigen Wertpapiere), einschließlich 1,2 Mrd. €, die 2020 auslaufen.

6.2 Konzernabschluss

6.2.1. Konzernabschluss

Gewinn- und Verlustrechnung

In Millionen Euro	Anhänge	31. Dez. 2019 ⁽¹⁾	31. Dez. 2018 ⁽¹⁾⁽²⁾
ERTRÄGE	6.2 und 7	60.058	56.967
Käufe und Derivate für die betriebliche Tätigkeit	8.1	(39.950)	(38.660)
Personalkosten	8.2	(11.478)	(10.624)
Abschreibung und Rückstellungen	8.3	(4.393)	(3.586)
Steuern		(1.108)	(1.069)
Sonstige betriebliche Erträge		1.670	1.514
Kurzfristiges Betriebsergebnis mit operativer Marktbewertung		4.800	4.542
Anteil am Jahresüberschuss von Unternehmen, die nach der Equity-Methode bewertet werden	6.2	500	361
Kurzfristiges Betriebsergebnis einschließlich operativer Marktbewertung und Anteil am Jahresüberschuss von Unternehmen, die nach der Equity-Methode bewertet werden	6.2	5.300	4.903
Wertminderungsaufwand	9.1	(1.770)	(1.798)
Restrukturierungskosten	9.2	(218)	(162)
Änderungen des Konsolidierungskreises	9.3	1.604	(150)
Sonstige Einmalposten	9.4	(1.240)	(147)
ERGEBNIS DER BETRIEBLICHEN TÄTIGKEIT	9	3.676	2.645
Finanzaufwand		(2.300)	(1.981)
Finanzertrag		913	600
NETTOFINANZERTRÄGE/(-AUFWENDUNGEN)	10	(1.387)	(1.381)
Ertragsteuerertrag/(-aufwand)	11	(640)	(704)
JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG) AUS FORTGEFÜHRTEN GESCHÄFTSBEREICHEN		1.649	560
JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG) AUS AUFGEGEBENEN GESCHÄFTSBEREICHEN			1.069
JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG)		1.649	1.629
Jahresüberschuss/(-fehlbetrag), Konzernanteil		984	1.033
davon Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) aus fortgeführten Geschäftsbereichen, Konzernanteil		984
davon Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) aus aufgegebenen Geschäftsbereichen, Konzernanteil		-	1.045
Nicht beherrschende Anteile		664	595
davon nicht beherrschende Beteiligungen an fortgeführten Geschäftsbereichen		664	572
davon nicht beherrschende Beteiligungen an aufgegebenen Geschäftsbereichen			24
UNVERWÄSSERTES ERGEBNIS JE AKTIE (EURO)	12	0,34	0,37
davon unverwässertes Ergebnis aus fortgeführten Geschäftsbereichen je Aktie		0,34	(0,07)
davon unverwässertes Ergebnis aus aufgegebenen Geschäftsbereichen je Aktie			0,44
VERWÄSSERTES ERGEBNIS JE AKTIE (EURO)	12	0,34	0,37
davon verwässertes Ergebnis aus fortgeführten Geschäftsbereichen je Aktie		0,34	(0,07)
davon verwässertes Ergebnis aus aufgegebenen Geschäftsbereichen je Aktie		-	0,43

⁽¹⁾ Die für den 31. Dezember 2019 ausgewiesenen Daten wurden gemäß der neuen von der Gruppe übernommenen Darstellung der Gewinn- und Verlustrechnung erarbeitet. Die Vergleichsdaten per 31. Dezember 2018 wurden ausgehend von dieser neuen Darstellung umklassifiziert (vgl. Anhang 1 "Bilanzierungsrahmen und Grundlage für die Vorbereitung des Konzernabschlusses").

Gesamtergebnisrechnung

In Millionen Euro	Anhänge	31. Dez. 2019	31. Dez. 2019 Eigentümer Mutterunternehmen	31. Dez. 2019 Nicht beherrschende Anteile	31. Dez. 2018 ⁽¹⁾	31. Dez. 2018 Eigentümer Mutter unternehmen ⁽¹⁾
JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG)		1.649	984	664	1.629	1.033
Schuldinstrumente	16.1	48	48	-	29	29
Sicherungen von Nettoinvestitionen	17	29	29		7	7
Cashflow-Sicherungen (ohne Commodity-Instrumente)	17	(229)	(232)	3	(175)	(184)
Cashflow-Sicherungen für Commodities	17	(744)	(808)	64	(18)	7
Latente Steuern auf obige Posten	11	240	261	(21)	48	43
Anteil der Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, an umgliederbaren Posten, nach Steuern		(250)	(239)	(11)	201	201
Umrechnungsdifferenzen		(45)	32	(78)	22	(54)
Umgliederbare Posten aus aufgegebenen Geschäftsbereichen, nach Steuern					36	39
SUMME UMGLIEDERBARER
POSITIONEN		(953)	(910)	(43)	150	88
Eigenkapitalinstrumente	16.1	103	103		42	42
Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	20	(1.128)	(1.040)	(88)	(245)	(247)
Latente Steuern auf obige Posten	11	255	232	22	58	58
Anteil der Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, an versicherungsmathematischen Gewinnen und Verlusten, nach Steuern		(31)	(31)		(43)	(45)
Nicht umgliederbare Posten aus aufgegebenen Geschäftsbereichen, nach Steuern					(3)	(1)
SUMME NICHT UMGLIEDERBARER POSTEN		(801)	(735)	(66)	(192)	(193)
SUMME GESAMTERGEBNIS		(105)	(661	551	1.586	928

In Millionen Euro	Anhänge	31. Dez. 2018 Nicht beherrschende Beteiligungen ⁽¹⁾
JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG)		595
Schuldinstrumente	16.1	-
Sicherungen von Nettoinvestitionen	17
Cashflow-Sicherungen (ohne Commodity-Instrumente)	17	9
Cashflow-Sicherungen für Commodities	17	(26)
Latente Steuern auf obige Posten	11	5
Anteil der Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, an umgliederbaren Posten, nach Steuern
Umrechnungsdifferenzen		77
Umgliederbare Posten aus aufgegebenen Geschäftsbereichen, nach Steuern		(3)
SUMME UMGLIEDERBARER
POSITIONEN		62
Eigenkapitalinstrumente	16.1
Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	20	1
Latente Steuern auf obige Posten	11
Anteil der Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, an versicherungsmathematischen Gewinnen und Verlusten, nach Steuern		2
Nicht umgliederbare Posten aus aufgegebenen Geschäftsbereichen, nach Steuern		(2)
SUMME NICHT UMGLIEDERBARER POSTEN		2
SUMME GESAMTERGEBNIS		659

⁽¹⁾ Die per 31. Dezember 2018 veröffentlichten Daten wurden aufgrund der Übergangsmethode, die für die Anwendung von IFRS 16 benutzt wurde, nicht neu berechnet (vgl. Anhang 1 "Bilanzierungsrahmen und Grundlage für die Vorbereitung des Konzernabschlusses").

Bilanz

VERMÖGENSWERTE

In Millionen Euro	Anhänge	31. Dez. 2019	31. Dez. 2018 ⁽¹⁾
Langfristige Vermögenswerte
Geschäfts- oder Firmenwert	13	18.665	17.809
Immaterielle Vermögenswerte, zu Buchwerten	14	7.038	6.718
Sachanlagen, zu Buchwerten	15	51.958	48.917
Sonstige finanzielle Vermögenswerte	16	7.022	6.193
Derivative Instrumente	16	4.137	2.693
Vermögenswerte aus Verträgen mit Kunden	7	15
Investitionen in Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden	3	9.216	7.846
Sonstige langfristige Vermögenswerte	24	384	474
Latente Steueransprüche	11	860	1.066
SUMME LANGFRISTIGE VERMÖGENSWERTE		99.297	91.716
Kurzfristige Vermögenswerte
Sonstige finanzielle Vermögenswerte	16	2.546	2.290
Derivative Instrumente	16	10.134	10.679
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen, zu Buchwerten	7	15.180	15.613
Vermögenswerte aus Verträgen mit Kunden	7	7.816	7.411
Vorräte	24	3.617	4.158
Sonstige kurzfristige Vermögenswerte	24	10.216	9.337
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	16	10.519	8.700
Als zum Verkauf gehalten klassifizierte Vermögenswerte	4,2	468	3.798
SUMME KURZFRISTIGE VERMÖGENSWERTE		60.496	61.986
SUMME DER VERMÖGENSWERTE		159.793	153.702

⁽¹⁾ Die per 31. Dezember 2018 veröffentlichten Daten wurden aufgrund der Übergangsmethode, die für die Anwendung von IFRS 16 und IFRIC 23 benutzt wurde, nicht neu berechnet (vgl. Anhang 1 "Bilanzierungsrahmen und Grundlage für die Vorbereitung des Konzernabschlusses").

VERBINDLICHKEITEN

In Millionen Euro	Anhänge	31. Dez. 2019	31. Dez. 2018 ⁽¹⁾
Eigenkapital		33.087	35.551
Nicht beherrschende Anteile	2	4.950	5.391
SUMME EIGENKAPITAL	18	38.037	40.941
Langfristige Verbindlichkeiten
Rückstellungen	19	22.817	19.194
Langfristiges Fremdkapital	16	30.002	26.434
Derivative Instrumente	16	5.129	2.785
Sonstige finanzielle Verbindlichkeiten	16	38	46
Verbindlichkeiten aus Verträgen mit Kunden	7	45	36
Andere langfristige Verbindlichkeiten	24	1.222	960
Latente Steuerschulden	11	4.631	5.415
SUMME LANGFRISTIGE VERBINDLICHKEITEN		63.882	54.869
Kurzfristige Verbindlichkeiten
Rückstellungen	19	2.298	2.620
Kurzfristiges Fremdkapital	16	8.543	5.745
Derivative Instrumente	16	10.446	11.510
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten	16	19.109	19.759
Verbindlichkeiten aus Verträgen mit Kunden	7	4.286	3.598
Sonstige kurzfristige Verbindlichkeiten	24	13.101	12.529
Verbindlichkeiten, die direkt mit veräußerungsfähigen Vermögenswerten verbunden sind	4.2	92	2.130
SUMME KURZFRISTIGE VERBINDLICHKEITEN		57.874	57.891
SUMME EIGENKAPITAL UND VERBINDLICHKEITEN		159.793	153.702

⁽¹⁾ Die per 31. Dezember 2018 veröffentlichten Daten wurden aufgrund der Übergangsmethode, die für die Anwendung von IFRS 16 und IFRIC 23 benutzt wurde, nicht neu berechnet (vgl. Anhang 1 "Bilanzierungsrahmen und Grundlage für die Vorbereitung des Konzernabschlusses").

Eigenkapitalveränderungsrechnung

In Millionen Euro	Anzahl Aktien	Aktienkapital	Kapitalrücklage	Konsolidierte Rücklagen	Tief nachrangige, ewig laufende Anleihen	Änderung des beizulegenden Zeitwerts und sonstige
EIGENKAPITAL PER 31. DEZEMBER 2017	2.435.285.011	2.435	32.506	1.455	3.129	(915)
Auswirkung von IFSR 9 & 15 ⁽¹⁾	-	-	-	(122)	-	(270)
Umklassifizierung von Prämien und Kupons ⁽²⁾				(570)	570	-
EIGENKAPITAL PER 1. JANUAR 2018 ^{(1) (2)}	2.435.285.011	2.435	32.506	763	3.699	(1.184)
Nettoergebnis				1.033
Sonstiges Gesamtergebnis				(193)		165
SUMME GESAMTERGEBNIS				840		165
Emissionen von Mitarbeiteraktien und anteilsbasierte Vergütung		6	60	80
Einziehung eigener Aktien		(6)	-	(75)	-	-
Dividendenauszahlung in bar				(1.739)
Kauf/Veräußerung eigener Anteile				(236)
Tief nachrangige, ewig laufende Anleihen ^{* 2})				(11)	1.000
Umklassifizierung tief nachrangiger, ewig laufender Anleihen zu Schulden und Rückkauf ( ²)				(24)	(949)
Zinsen auf tief nachrangige, ewig laufende Anleihen				(123)
Geschäftsvorfälle zwischen Eigentümern				(34)
Transaktionen mit Auswirkung auf nicht beherrschende Beteiligungen ( ³)
Stammkapitalerhöhungen und -minderungen, durch nicht beherrschende Beteiligungen gezeichnet
Sonstige Änderungen				(29)
EIGENKAPITAL PER 31. DEZEMBER 2018 ( ⁴)	2.435.285.011	2.435	32.565	(590)	3.750	(1.019)

In Millionen Euro	Umrechnungsdifferenzen	Eigene Anteile	Nettovermögen	Nicht beherrschende Beteiligungen	Summe
EIGENKAPITAL PER 31. DEZEMBER 2017	(1.088)	(883)	36.639	5.938	42.577
Auswirkung von IFSR 9 & 15 ⁽¹⁾	36	-	(357)	(99)	(455)
Umklassifizierung von Prämien und Kupons ⁽²⁾	-	-	-	-	-
EIGENKAPITAL PER 1. JANUAR 2018 ^{(1) (2)}	(1.053)	(883)	36.282	5.840	42.122
Nettoergebnis			1.033	595	1.629
Sonstiges Gesamtergebnis	(78)		(106)	63	(42)
SUMME GESAMTERGEBNIS	(78)		928	659	1.586
Emissionen von Mitarbeiteraktien und anteilsbasierte Vergütung			146	1	146
Einziehung eigener Aktien	-	81	-	-	-
Dividendenauszahlung in bar			(1.739)	(882)	(2.621)
Kauf/Veräußerung eigener Anteile		342	105		105
Tief nachrangige, ewig laufende Anleihen ^{* 2})			989		989
Umklassifizierung tief nachrangiger, ewig laufender Anleihen zu Schulden und Rückkauf ⁽²⁾			(973)		(973)
Zinsen auf tief nachrangige, ewig laufende Anleihen			(123)		(123)
Geschäftsvorfälle zwischen Eigentümern			(34)	10	(24)
Transaktionen mit Auswirkung auf nicht beherrschende Beteiligungen ⁽³⁾				(229)	(229)
Stammkapitalerhöhungen und -minderungen, durch nicht beherrschende Beteiligungen gezeichnet				(6)	(6)
Sonstige Änderungen			(30)	(2)	(31)
EIGENKAPITAL PER 31. DEZEMBER 2018 ⁽⁴⁾	<1.130)	<460)	35.551	5.391	40.941

⁽¹⁾ Die Vergleichsangaben per 1. Januar 2018 sind wegen der Anwendung von IFRS 9 und IFRS 15 neu berechnet (vgl. Anhang 2 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2017' zum Konzernabschluss 2018).
⁽²⁾ Der Übersichtlichkeit halber wurde entschieden, tief nachrangige, ewig laufende Anleihen mit ihrem Nennwert und nicht mit ihrem Nettowert (nach Abzug von Prämien und Kupons) darzustellen. Diese Umklassifizierung wirkt sich nicht auf das Eigenkapital aus. Transaktionen über die Periode sind in Anhang 19.2.1 "Emission tief nachrangiger, ewig laufender Anleihen' zum Konzernabschluss 2018 zu finden.
⁽³⁾ Bezieht sich hauptsächlich auf die Entkonsolidierung von ENGIE E&P International nach der Veräußerung (vgl. Anhang 5.1.2 "Veräußerung des Explorations- und Fördergeschäfts" zum Konzernabschluss 2018) und auf die geänderte Konsolidierungsmethode für Hazelwood (vgl. Anhang 3.1 "Aufstellung der wichtigsten Tochtergesellschaften per 31. Dezember 2018' zum Konzernabschluss 2018).
⁽⁴⁾ Die per 31. Dezember 2018 veröffentlichten Daten wurden aufgrund der Übergangsmethode, die für die Anwendung von IFRS 16 benutzt wurde, nicht neu berechnet (vgl. Anhang 1 "Bilanzierungsrahmen und Grundlage für die Vorbereitung des Konzernabschlusses").

In Millionen Euro	Anzahl Aktien	Aktienkapital	Kapitalrücklage	Konsolidierte Rücklagen	Tief nachrangige, ewig laufende Anleihen	Änderung des beizulegenden Zeitwerts und sonstige
EIGENKAPITAL PER 31. DEZEMBER 2018 ⁽¹⁾	2.435.285.011	2.435	32.565	(590)	3.750	(1.019)
Auswirkung von IFRS 16 (vgl. Anhang 1)	-	-	-	(7)	-	-
EIGENKAPITAL AM 1. JANUAR 2019 MIT IFRS 16	2.435.285.011	2.435	32.565	(597)	3.750	(1.019)
Nettoergebnis				984
Sonstiges Gesamtergebnis				(735)		(942)
SUMME GESAMTERGEBNIS				250		(942)
Emissionen von Mitarbeiteraktien und anteilsbasierte Vergütung				50
Dividendenauszahlung in bar ⁽²⁾			(1.096)	(738)
Kauf/Veräußerung eigener Anteile				(157)
Tief nachrangige, ewig laufende Anleihen ⁽²⁾				(172)	163
Geschäftsvorfälle zwischen Eigentümern				36
Transaktionen mit Auswirkung auf nicht beherrschende Beteiligungen«: ⁽³⁾
Anwendung der Regel IFRIC 23 bei SUEZ				(35)
Stammkapitalerhöhungen und -minderungen, durch nicht beherrschende Beteiligungen gezeichnet
Sonstige Änderungen				(6)
EIGENKAPITAL PER 31. DEZEMBER 2019	2.435.285.011	2.435	31.470	(1.369)	3.913	(1.961)

In Millionen Euro	Umrechnungsdifferenzen	Eigene Anteile	Nettovermögen	Nicht beherrschende Beteiligungen	Summe
EIGENKAPITAL PER 31. DEZEMBER 2018 ⁽¹⁾	(1.130)	(460)	35.551	5.391	40.941
Auswirkung von IFRS 16 (vgl. Anhang 1)	-	-	(7)	(4)	(11)
EIGENKAPITAL AM 1. JANUAR 2019 MIT IFRS 16	(1.130)	(460)	35.544	5.386	40.930
Nettoergebnis			984	664	1.649
Sonstiges Gesamtergebnis	32		(1.645)	(109)	(1.754)
SUMME GESAMTERGEBNIS	32		(660)	555	(105)
Emissionen von Mitarbeiteraktien und anteilsbasierte Vergütung			50		50
Dividendenauszahlung in bar ⁽²⁾			(1.833)	(453)	(2.286)
Kauf/Veräußerung eigener Anteile		157	-	-	-
Tief nachrangige, ewig laufende Anleihen ⁽²⁾			(9)		(9)
Geschäftsvorfälle zwischen Eigentümern			36	4	40
Transaktionen mit Auswirkung auf nicht beherrschende Beteiligungen«: ⁽³⁾				(515)	(515)
Anwendung der Regel IFRIC 23 bei SUEZ			(35)		(35)
Stammkapitalerhöhungen und -minderungen, durch nicht beherrschende Beteiligungen gezeichnet				(28)	(28)
Sonstige Änderungen			(6)	1	(5)
EIGENKAPITAL PER 31. DEZEMBER 2019	(1.098)	(303)	33.087	4.950	38.037

⁽¹⁾ Die Daten per 31. Dezember 2018 wurden aufgrund der Übergangsmethode, die für die Anwendung von IFRS 16 benutzt wurde, nicht neu berechnet (vgl. Anhang 1 .Bilanzierungsrahmen und Grundlage für die Vorbereitung des Konzernabschlusses").
⁽²⁾ Die Geschäftsvorfälle in der Periode sind in Anhang 8 .Eigenkapitaf' aufgeführt.
⁽³⁾ Bezieht sich hauptsächlich auf die Entkonsolidierung von Glow nach der Veräußerung (vgl. Anhang 4.1. "Veräußerungen im Jahre 2019").

KAPITALFLUSSRECHNUNG

In Millionen Euro	Anhänge	31. Dez. 2019	31. Dez. 2018 ⁽¹⁾
JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG)		1.649	1.629
- Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) aus aufgegebenen Geschäftsbereichen		-	1.069
JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG) AUS FORTGEFÜHRTEN GESCHÄFTSBEREICHEN		1.649	560
- Anteil am Jahresüberschuss von Unternehmen, die nach der Equity-Methode bewertet werden	3	(500)	(361)
+ Erhaltene Dividenden von Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden		773	572
- Nettoabschreibung, Wertminderung und Rückstellungen		7.083	5.085
- Auswirkung von Änderungen des Konsolidierungskreises und sonstigen Einmaleffekten		(1.579)	195
- Marktbewertung von Commodity-Kontrakten, die keine Handelsinstrumente sind		426	223
- Sonstige Posten, die sich nicht auf Zahlungsmittel auswirken		(18)	105
- Ertragsteueraufwand	11	640	704
- Nettofinanzergebnis	10	1.387	1.381
Zahlungsmittel aus betrieblicher Tätigkeit vor Ertragsteuern und Working-Capital-Bedarf		9.863	8.464
+ Gezahlte Steuern		(575)	(757)
Änderung des Working-Capital-Bedarfs	24.1	(1.110)	149
CASHFLOW AUS BETRIEBLICHER TÄTIGKEIT FORTGEFÜHRTER GESCHÄFTSBEREICHE		8.178	7.857
CASHFLOW AUS BETRIEBLICHER TÄTIGKEIT AUFGEGEBENER GESCHÄFTSBEREICHE			17
CASHFLOW AUS BETRIEBLICHER TÄTIGKEIT		8.178	7.873
Erwerbe von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten	5.6	(6.524)	(6.202)
Erwerbe von beherrschenden Beteiligungen an Unternehmen, abzüglich erworbener Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	5.6	(864)	(983)
Erwerbe von Investitionen in Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, und in gemeinschaftliche Tätigkeit	5.6	(1.746)	(338)
Erwerbe von Eigenkapital- und Schuldinstrumenten	5.6	(595)	(283)
Veräußerung von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten		134	114
Verlust von beherrschenden Beteiligungen an Unternehmen, abzüglich verkaufter Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente		2.676	2.865
Veräußerungen von Investitionen in Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, und in gemeinschaftliche Tätigkeit		14	2
Veräußerungen von Eigenkapital- und Schuldinstrumenten		148	186
Vereinnahmte Zinsen auf finanzielle Vermögenswerte		28	26
Aus Eigenkapitalinstrumenten erhaltene Dividenden		67	52
Änderung bei Krediten und Forderungen, ausgereicht von der Gruppe und anderen	5.6	(532)	(251)
CASHFLOW AUS (VERWENDET FÜR) INVESTITIONSTÄTIGKEIT IN FORTGEFÜHRTE GESCHÄFTSBEREICHE		(7.193)	(4.813)
CASHFLOW AUS (VERWENDET FÜR) INVESTITIONSTÄTIGKEIT IN AUFGEGEBENE GESCHÄFTSBEREICHE			(1.282)
CASHFLOW AUS (VERWENDET FÜR) INVESTITIONSTÄTIGKEIT		(7.193)	(6.095)
Gezahlte Dividenden ²		(2.522)	(2.659)
Rückzahlung von Fremdkapital und Schulden		(3.035)	(5.328)
Änderung bei finanziellen Vermögenswerten, die für Investitions- und Finanzierungszwecke gehalten werden		(135)	(289)
Gezahlte Zinsen		(780)	(727)
Vereinnahmte Zinsen auf Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente		82	79
Cashflow aus Derivaten, die die Voraussetzungen einer Absicherung von Nettoinvestitionen erfüllen, und Kompensationszahlungen für		(114)	(152)
Derivate und frühzeitig zurückgekauftes Fremdkapital
Erhöhung von Fremdkapitalaufnahmen		6.622	4.724
Kapitalerhöhung/-senkung		(1.372)	70
Emission tief nachrangiger, ewig laufender Anleihen		1.478	989
Kauf bzw. Verkauf eigener Anteile			104
Änderungen bei Eigentumsanteilen an beherrschten Unternehmen	5.6	(12)	(18)
CASHFLOW AUS (VERWENDET FÜR) FINANZIERUNGSTÄTIGKEIT IN FORTGEFÜHRTEN GESCHÄFTSBEREICHEN		212	(3.207)
CASHFLOW AUS (VERWENDET FÜR) FINANZIERUNGSTÄTIGKEIT IN AUFGEGEBENE GESCHÄFTSBEREICHE			1.279
CASHFLOW AUS (VERWENDET FÜR) FINANZIERUNGSTÄTIGKEIT		212	(1.928)
Auswirkungen von Änderungen von Wechselkursen und sonstigen bei fortgeführten Geschäftsbereichen ³		623	(78)
Auswirkungen von Änderungen von Wechselkursen und sonstigen bei aufgegebenen Geschäftsbereichen			(1)
SUMME CASHFLOW FÜR DIE PERIODE		1.819	(229)
Umklassifizierung von Zahlungsmitteln und Zahlungsmitteläquivalenten bei aufgegebenen Geschäftsbereichen
ZAHLUNGSMITTEL UND ZAHLUNGSMITTELÄQUIVALENTE ZU PERIODENBEGINN		8.700	8.929
ZAHLUNGSMITTEL UND ZAHLUNGSMITTELÄQUIVALENTE ZU PERIODENENDE		10.519	8.700

⁽¹⁾ Die per 31. Dezember 2018 veröffentlichten Daten wurden aufgrund der Übergangsmethode, die für die Anwendung von IFRS 16 benutzt wurde, nicht neu berechnet (vgl. Anhang 1 "Bilanzierungsrahmen und Grundlage für die Vorbereitung des Konzernabschlusses").
⁽²⁾ Die Zeile "Gezahlte Dividenden' beinhaltet die an Besitzer tief nachrangiger, ewig laufender Anleihen gezahlten Kupons in Höhe von 150 Mio. € per 31. Dezember 2019 (von 123 Mio. € per 31. Dezember 2018).
⁽³⁾ davon 619 Mio. € sonstige finanzielle Vermögenswerte, die von den Nettofinanzschulden abgezogen und von "Sonstige finanzielle Vermögenswerte" zu "Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente' umklassifiziert wurden (vgl. Anhang 16.1 "Finanzielle Vermögenswerte"), ohne Auswirkung auf die Nettofinanzverschuldung.

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

6.2.2. Anhänge zum Konzernabschluss

ENGIE SA, die Muttergesellschaft der Gruppe, ist eine französische sociétés anonyme mit einem Aufsichtsrat, der den Bestimmungen in Buch II des französischen Handelsgesetzbuches (Code de Commerce) sowie allen sonstigen Bestimmungen des französischen Rechts unterliegt, die für französische Handelsunternehmen Geltung haben. Sie wurde am 20. November 2004 für die Dauer von 99 Jahren gegründet.

Sie unterliegt den geltenden und künftigen Gesetzen und Verordnungen für sociétéss anonymes sowie den Bestimmungen ihrer Satzung.

Die Konzernzentrale hat ihren Sitz in 1 place Samuel de Champlain, 92400 Courbevoie (Frankreich).

Die Aktien von ENGIE sind an den Börsen in Paris, Brüssel und Luxemburg gelistet.

Am 26. Februar 2020 genehmigte der Aufsichtsrat der Gruppe den Konzernabschluss der Gruppe für das am 31. Dezember 2019 beendete Jahr und gab ihn zur Veröffentlichung frei.

ANHANG 1 Bilanzierungsrahmen und Grundlage für die Vorbereitung des Konzernabschlusses

1.1 Bilanzierungsstandards

Gemäß Verordnung (EU) Nr. 2019/980 vom 14. März 2019 wurden Finanzinformationen über Vermögenswerte, Verbindlichkeiten, Bilanz und Gewinn und Verlust von ENGIE für die letzten zwei Berichtsperioden (beendet am 31. Dezember 2018 und 2019) vorgelegt. Diese Informationen wurden gemäß Verordnung (EG) Nr. 1606/2002 vom 19. Juli 2002 "betreffend die Anwendung internationaler Rechnungslegungsstandards" erstellt. Der Konzernabschluss der Gruppe für das am 31. Dezember 2019 beendete Jahr wurde gemäß den IFRS-Standards erstellt, wie vom International Accounting Standards Board veröffentlicht und von der Europäischen Union ⁽¹ • übernommen.

Die Bilanzierungsstandards für den Konzernabschluss für das am 31. Dezember 2019 beendete Jahr sind mit den Leitlinien zur Erstellung des Konzernabschlusses für das am 31. Dezember 2018 beendete Jahr konsistent, mit den Ausnahmen, die im folgenden § 1.1.1 beschrieben sind.

1.1.1 IFRS-Standards, Änderungen oder IFRIC-Interpretationen, die für 2019 gelten

1.1.1.1 IFRS 16 - Leasingverhältnisse und FRIC 23 -Unsicherheit bezüglich der ertragsteuerlichen Behandlung

―	IFRS 16 - Leasingverhältnisse

Im Januar 2016 führte der IASB einen neuen Standard für Leasingverhältnisse ein. IFRS 16 - Leasingverhältnisse ersetzt IAS 17 -Leasingverhältnisse mit den Interpretationen (IFRIC 4 - Beurteilung, ob eine Vereinbarung ein Leasingverhältnis enthält, SIC 15 - Mietleasingverhältnisse - Anreizvereinbarungen und SIC 27 - Beurteilung des wirtschaftlichen Gehalts von Transaktionen in der rechtlichen Form von Leasingverhältnissen).

Nach dem neuen Standard setzt der Leasingnehmer alle Leasingverpflichtungen in der Bilanz an, ohne zwischen Operating-Leasings und Finanzierungsleasings zu unterscheiden, sofern nicht eine Ausnahme aufgrund der Kurzfristigkeit eines Vertrags bzw. der Geringwertigkeit des geleasten Vermögenswerts gilt. Zuvor wurden nur Finanzierungsleasings in der Bilanz des Leasingnehmers angesetzt. Demzufolge werden in der Bilanz ein Betrag als Vermögenswert, der einen Vermögenswert aus einem Nutzungsrecht über die Leasingdauer darstellt, und eine Schuld, die dem Barwert fixer Leasingzahlungen entspricht, als Verbindlichkeit angesetzt. In der Gewinn- und Verlustrechnung werden Mietaufwendungen, die zuvor als Operating-Leasings ausgewiesen wurden, teilweise durch die Abschreibung des Vermögenswerts aus einem Nutzungsrecht und durch Finanzaufwand in Verbindung mit den Zinsen für die Leasingverbindlichkeit ersetzt. Das wirkt sich auch auf die Kapitalflussrechnung aus: eine Verbesserung des Cashflow aus betrieblicher Tätigkeit gegenüber einer Erhöhung des Cashflow aus Finanzierungstätigkeit.

Für den Leasinggeber bleiben die Grundsätze der Rechnungslegung im Vergleich zu IAS 17 im Wesentlichen unverändert. Leasinggeber ordnen Leasings nach ähnlichen Grundsätzen wie nach IAS 17 entweder Operating Leasings oder Finanzierungsleasings zu. Tritt die Gruppe als Leasinggeber auf, wirkt sich IFRS 16 nicht im selben Maße aus.

Die Gruppe übernahm IFRS 16 - Leasingverhältnisse am 1. Januar 2019 und wählte den modifizierten retrospektiven Ansatz. Bei dieser Methode wird die vergleichende Information nicht neu berechnet. Die kumulative Auswirkung der Erstanwendung wird für die laufende Periode als Bilanzgewinnkorrektur des Anfangsbestands im Eigenkapital angesetzt.

Bei der erstmaligen Anwendung von IFRS 16 am 1. Januar 2019 entschied sich die Gruppe für folgende praktische Vereinfachung, die der Standard zulässt:

―	nicht neu zu bewerten, ob ein früher bereits nach IAS 17 und IFRIC 4 bewerteter Vertrag ein Leasingverhältnis enthält ("Grandfathering-Klausel"),
―	Vermögenswerte aus einem Nutzungsrecht um den Betrag der Rückstellungen für verlustbringende Leasings zu berichtigen, der in der Bilanz vom 31. Dezember 2018 angesetzt war (statt einen Werthaltigkeitstest durchzuführen),
―	die anfänglichen direkten Kosten aus der Bemessung der Vermögenswerte aus einem Nutzungsrecht auszuschließen,
―	einen einzigen Abzinsungssatz für ein Portfolio von Leasingverhältnissen mit hinreichend ähnlichen Merkmalen zu verwenden und
―	eine retrospektive Erfassung zu nutzen, um beispielsweise die Mietdauer zu bestimmen, wenn der Vertrag Optionen zur Verlängerung oder Beendigung des Leasingverhältnisses enthält.

Andererseits entschied die Gruppe, Leasingverhältnisse nicht auszuschließen, bei denen die verbleibende Mietdauer innerhalb von 12 Monaten nach dem Übergangszeitpunkt endet.

Ob die Ausübung einer Verlängerungsoption genügend sicher ist oder eine Beendigungsoption hinreichend sicher nicht ausgeübt wird - über die Bewertung der Mietdauer wird von Fall zu Fall entschieden.

Die Gruppe nutzt vom Standard eingeräumte Ausnahmen des Ansatzes und weist daher keine Vermögenswerte aus einem Nutzungsrecht und Verbindlichkeiten für Leasingverhältnisse mit einer Mietdauer von 12 Monaten oder weniger ("Kurzzeitleasings") oder für Leasingverhältnisse aus, deren Basiswert geringwertig ist ("geringwertiger Vermögenswert").

⁽¹⁾ Verfügbar auf der Website der Europäischen Kommission: http://ec.europa.eu/internal_market/accounting/ias/index_en.htm.

Die Gruppe wendet die nach dem Standard praktische Vereinfachung nicht an, wonach ein Portfolio-Ansatz für Leasingverhältnisse mit ähnlichen Merkmalen gestattet ist, und auch keinen, der erlaubt, die Mietvertrags- und ServiceKomponenten nicht zu trennen.

Verbindlichkeiten aus Leasings werden zum Barwert der verbliebenen Leasingraten bemessen und mit dem Grenzfremdkapitalzinssatz des Leasingnehmers per 1. Januar 2019 abgezinst. Der gewichtete mittlere Grenzfremdkapitalzinssatz für die Leasingverbindlichkeiten am 1. Januar 2019 lag bei 1,43 % (Anhang 15 "Sachanlagen" enthält weitere Informationen über die Methode zur Bestimmung des gewichteten mittleren Grenzfremdkapitalzinssatzes).

Die Auswirkungen des Übergangs der im Konzernabschluss neu angesetzten Vermögenswerte und Verbindlichkeiten aus Leasingverhältnissen, bei denen die Gruppe Leasingnehmer ist, sind hier zusammengefasst:

In Millionen Euro	1. Jan. 2019
Vermögenswerte aus einem Nutzungsrecht, ausgewiesen bei Sachanlagen	3.045
Finanzierungsleasings, umklassifiziert in Vermögenswerte aus einem Nutzungsrecht	(905)
Sonstige kurzfristige und langfristige Vermögenswerte	(31)
SUMME DER VERMÖGENSWERTE	2.110
SUMME EIGENKAPITAL	(11)
Leasingverbindlichkeiten, ausgewiesen bei lang- und kurzfristigem Fremdkapital	2.167
Sonstige kurzfristige und langfristige Verbindlichkeiten	(46)
SUMME EIGENKAPITAL UND VERBINDLICHKEITEN	2.110

Bei neu angesetzten Vermögenswerten aus einem Nutzungsrecht geht es vor allem um folgende Arten von Vermögenswerten:

In Millionen Euro	1. Jan. 2019
Immobilien	1.782
Fahrzeuge	206
Sonstige	153
SUMME	2.141

Bei zuvor als Finanzierungsleasings zugeordneten Leasingverhältnissen änderte die Gruppe, wie auch vom Standard gefordert, die Buchwerte vorhandener Vermögenswerte und Verbindlichkeiten am Tag der Erstanwendung nicht (d. h. die Vermögenswerte aus einem Nutzungsrecht und Leasingverbindlichkeiten sind die unter IAS 17 angesetzten Leasingvermögenswerte und -verbindlichkeiten). Diese Verpflichtungen wurden mit einem Nettobetrag von 905 Mio. €, der sich hauptsächlich auf Kraftwerke in Lateinamerika bezieht, als Vermögenswerte aus einem Nutzungsrecht umklassifiziert.

In der Konzerngewinn- und -verlustrechnung wirkt sich die Auflösung der Mietaufwendungen aus Leasingverhältnissen, die zuvor als Operating-Leasings betrachtet wurden, als Erhöhung des EBITDA, bei der Abschreibung und dem Finanzaufwand aus.

Die Differenz zwischen (i) den Verpflichtungen aus den Operating-Leasings nach IAS 17, bei denen ENGIE Leasingnehmer ist und die im Konzernabschluss der Gruppe am 31. Dezember 2018 (vgl. Anhang 23.1 "Operating Leasings mit ENGIE als Leasingnehmer") mit 2.087 Mio. € ausgewiesen sind, und (ii) der Verbindlichkeit, die am 1. Januar 2019 als Leasingverbindlichkeit nach IFRS 16 bilanziert war und sich auf 2.546 Mio. € beläuft, entspricht (i) Leasingverhältnissen, die zuvor mit 380 Mio. € als Finanzierungsleasings klassifiziert waren, und (ii) dem Abzinsungseffekt von 79 Mio. €.

―	IFRIC 23 - Unsicherheit bezüglich der ertragsteuerlichen Behandlung

IFRIC 23 stellt die Anforderungen von IAS 12 - Ertragsteuern klar. Erklärt wird, wie Ertragsteuern bei Unsicherheit hinsichtlich der Behandlung eines Postens, der Ermittlung von steuerbarem Gewinn oder Verlust, der Bemessungsgrundlage von Vermögenswerten und Verbindlichkeiten, ungenutzter steuerlicher Verluste, ungenutzter steuerlicher Guthaben und Steuersätze angesetzt und bemessen werden.

Die Gruppe hat IFRIC 23 - Unsicherheit bezüglich der ertragsteuerlichen Behandlung seit 1. Januar 2019 angewendet, ohne die vergleichende Information neu zu berechnen. Diese Interpretation wirkt sich nicht wesentlich auf den Konzernabschluss der Gruppe aus.

―	Einfluss der Anwendung von IFRS 16 und IFRS 23 auf die Konzernbilanz per 1.Januar 2019

Die Auswirkungen der erstmaligen Anwendung von IFRS 16 und IFRS 23 auf die Bilanz per 1. Januar 2019 stellen sich so dar:

In Millionen Euro	veröffentlicht per 31. Dez. 2018	IFRS 16 und IFRIC 23	1. Jan.2019 mit IFRS 16 und IFRIC 23
Langfristige Vermögenswerte
Geschäfts- oder Firmenwert	17.809	-	17.809
Immaterielle Vermögenswerte, zu Buchwerten	6.718	(7)	6.711
Sachanlagen, zu Buchwerten	48.917	2.148	51.065
Sonstige finanzielle Vermögenswerte	6.193	-	6.193
Derivative Instrumente	2.693		2.693
Investitionen in Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden	7.846	-	7.846
Sonstige langfristige Vermögenswerte	474	(39)	435
Latente Steueransprüche	1.066		1.066
SUMME LANGFRISTIGE VERMÖGENSWERTE	91.716	2.102	93.818
Kurzfristige Vermögenswerte
Sonstige finanzielle Vermögenswerte	2.290	-	2.290
Derivative Instrumente	10.679		10.679
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen, zu Buchwerten	15.613	-	15.613
Vermögenswerte aus Verträgen mit Kunden	7.411	-	7.411
Vorräte	4.158	-	4.158
Sonstige kurzfristige Vermögenswerte	9.337	(3)	9.334
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	8.700	-	8.700
Als zum Verkauf gehalten klassifizierte Vermögenswerte	3.798	11	3.809
SUMME KURZFRISTIGE VERMÖGENSWERTE	61.986	8	61.994
SUMME DER VERMÖGENSWERTE	153.702	2.110	155.812
Nettovermögen	35.551	(7)	35.544
Nicht beherrschende Anteile	5.391	(4)	5.386
SUMME EIGENKAPITAL	40.941	(11)	40.930
Langfristige Verbindlichkeiten
Rückstellungen	19.194	-	19.194
Langfristiges Fremdkapital	26.434	1.777	28.211
Derivative Instrumente	2.785	-	2.785
Sonstige finanzielle Verbindlichkeiten	46	-	46
Verbindlichkeiten aus Verträgen mit Kunden	36	-	36
Andere langfristige Verbindlichkeiten	960	-	960
Latente Steuerschulden	5.415	(4)	5.410
SUMME LANGFRISTIGE VERBINDLICHKEITEN	54.869	1.773	56.642
Kurzfristige Verbindlichkeiten
Rückstellungen	2.620	(301)	2.318
Kurzfristiges Fremdkapital	5.745	389	6.134
Derivative Instrumente	11.510	-	11.510
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten	19.759	-	19.759
Verbindlichkeiten aus Verträgen mit Kunden	3.598	-	3.598
Sonstige kurzfristige Verbindlichkeiten	12.529	249	12.778
Verbindlichkeiten, die direkt mit veräußerungsfähigen Vermögenswerten verbunden sind	2.130	11	2.141
SUMME KURZFRISTIGE VERBINDLICHKEITEN	57.891	348	58.239
SUMME EIGENKAPITAL UND VERBINDLICHKEITEN	153.702	2.110	155.812

1.1.1.2 Sonstige IFRS-Standards, Änderungen oder IFRIC-Interpretationen

Die anderen ab 2019 geltenden Änderungen und Interpretationen haben keine wesentliche Auswirkung auf den Konzernabschluss der Gruppe.

―	Änderungen an IFRS 9 - Finanzinstrumente: Vorfälligkeitsregelungen mit negativer Ausgleichsleistung;
―	Änderungen an IAS 28 - Investitionen in assoziierte Unternehmen und Joint Ventures: Langfristige Beteiligungen an assoziierten Unternehmen und Joint Ventures;
―	Änderungen an IAS 19 - Leistungen an Arbeitnehmer: Planänderungen, -kürzungen oder -abgeltungen;
―	Jährliche Verbesserungen an IFRSs - Zyklus 2015-2017.

1.1.1.3 Andere Verlautbarungen

In ihrer Agendaentscheidung von März 2019 hat das IFRS Interpretations Committee (IFRIC) beschlossen, dass aufgrund der Merkmale bestimmter Verträge über den Kauf oder Verkauf nichtfinanzieller Posten, die nach IFRS 9 als Derivate bilanziert und mit der Lieferung oder Annahme der nichtfinanziellen Posten erfüllt werden, solche Verträge in einer einzigen Zeile der Gewinn- und Verlustrechnung des Konzerns zu bilanzieren sind, einschließlich der Änderungen des beizulegenden Zeitwerts wie auch der Auswirkung ihrer physischen Erfüllung.

Diese Agendaentscheidung trifft auf die derivativen Finanzinstrumente der Gruppe in Verbindung mit Commodities zu, einschließlich Gas und Strom, die für wirtschaftliche Sicherungsbeziehungen genutzt werden, nach IFRS als solche aber nicht qualifiziert sind.

Bislang hat die Gruppe die Änderungen des beizulegenden Zeitwerts (Marktbewertung - MtM) von Commodity-Derivaten, die weder als Trading- noch als Sicherungsinstrumente qualifiziert sind, gemäß IFRS unter "Kurzfristiges Betriebsergebnis nach dem Anteil am Jahresüberschuss von Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden" dargestellt.

Bei physischer Vertragserfüllung wurden Gewinne und Verluste zusammen mit dem wirtschaftlich gesicherten Posten zum Betriebsergebnis umklassifiziert, so dass die betriebliche Leistung der entsprechenden Transaktionen für den abgesicherten Teil angesetzt wird.

Nach der IFRIC-Entscheidung änderte die Gruppe ihre Bilanzierungspolitik zum 31. Dezember 2019 ohne Auswirkung auf den Jahresüberschuss, das Eigenkapital oder die Kennzahl "kurzfristiges Betriebsergebnis", die im Managementdialog und in Finanzmitteilungen verwendet wird. Daher weist die Gruppe jetzt nicht realisierte Erträge/(Verluste) aus den entsprechenden Derivaten, ob sie nun eine Verkäufer- oder Käuferposition darstellen, in derselben Zeile wie realisierte Erträge/(Verluste) aus der physischen Vertragserfüllung aus, d. h. bei "Käufe und Derivate für die betriebliche Tätigkeit" unter der Kennzahl, die jetzt "Kurzfristiges Betriebsergebnis einschließlich operativer Marktbewertung und Anteil am Jahresüberschuss von Unternehmen, die nach der Equity-Methode bewertet werden" heißt. Das heißt:

―	MtM für Commodity-Kontrakte, die keine Trading-Instrumente sind und zuvor bei "Ergebnis der betrieblichen Tätigkeit" standen, ist jetzt in "Käufe und Derivate für die betriebliche Tätigkeit" enthalten.
―	Commodity-Verkaufsgeschäfte, die zu physischer Lieferung führen, für die wirtschaftliche Sicherung genutzt werden und unter IFRS 9 fallen, wurden zuvor bei "Erlösen aus sonstigen Kontrakten" ausgewiesen und werden jetzt als Subtraktion von der Zeile "Käufe" dargestellt.

Die Kennzahl für das Leistungsmanagement (COI), die definitionsgemäß die operative Marktbewertung ausschließt, wird jetzt berechnet und übergeleitet zu "Kurzfristiges Betriebsergebnis einschließlich operativer Marktbewertung und Anteil am Jahresüberschuss von Unternehmen, die nach der Equity-Methode bewertet werden" in Anhang 5 "In den Finanzinformationen verwendete Finanzkennzahlen".

Die Gruppe hat auch entschieden, die Darstellung der sonstigen Posten des "Kurzfristigen Betriebsergebnisses einschließlich operativer Marktbewertung und Anteil am Jahresüberschuss von Unternehmen, die nach der Equity-Methode bewertet werden" je nach ihrer Art zu verbessern, ohne dass sich das auf die Summe für diese Kennzahl auswirkt.

Die Überleitung von der alten zur neuen Darstellung der Gewinn- und Verlustrechnung per 31. Dezember 2018 lässt sich so zusammenfassen:

In Millionen Euro	31. Dez. 2018 alte Darstellung	Operative MtM ⁽¹⁾	Commodity-Verkaufsgeschäfte ⁽²⁾	Steuern ⁽³⁾	Sonstige Aufwendungen ⁽⁴⁾	31. Dez. 2018 neue Darstellung
Erlöse aus Verträgen mit Kunden	56.388	-	(221)	-	-	56.167
Erlöse aus sonstigen Kontrakten	4.208	-	(3.408)	-	-	801
ERLÖSE	60.596	-	(3.629)	-	-	56.967
Käufe	(32.190)	(223)	3.629	314	(10.190)	(38.660)
Personalkosten	(10.624)	-	-	-	-	(10.624)
Abschreibung und Rückstellungen	(3.586)	-	-	-	-	(3.586)
Steuern		-	-	(1.069)	-	(1.069)
Sonstige betriebliche Aufwendungen	(10.981)	-	-	755	10.226
Sonstige betriebliche Erträge	1.550	-	-	-	(36)	1.514
KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS	4.765	(223)	-	-	-	4.542
Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden	361					361
KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS NACH ANTEIL AM JAHRESÜBERSCHUSS VON GESELLSCHAFTEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN	5.126	(223)				4.903
Marktbewertung von Commodity-Kontrakten, die keine Handelsinstrumente sind	(223)	223
Wertminderungsaufwand	(1.798)	-	-	-	-	(1.798)
Restrukturierungskosten	(162)	-	-	-	-	(162)
Änderungen des Konsolidierungskreises	(150)	-	-	-	-	(150)
Sonstige Einmalposten	(147)	-	-	-	-	(147)
ERGEBNIS DER BETRIEBLICHEN TÄTIGKEIT	2.645					2.645

In Millionen Euro
Erlöse aus Verträgen mit Kunden	Erlöse aus Verträgen mit Kunden
Erlöse aus sonstigen Kontrakten	Erlöse von sonstigen
ERLÖSE	ERLÖSE
Käufe	Käufe und Derivate für die betriebliche Tätigkeit
Personalkosten	Personalkosten
Abschreibung und Rückstellungen	Abschreibung und Rückstellungen
Steuern	Steuern
Sonstige betriebliche Aufwendungen	Sonstige betriebliche Aufwendungen
Sonstige betriebliche Erträge	Sonstige betriebliche Erträge
KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS	Kurzfristiges Betriebsergebnis mit operativer Marktbewertung
Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden	Anteil am Jahresüberschuss von Unternehmen, die nach der Equity-Methode bewertet werden
KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS NACH ANTEIL AM JAHRESÜBERSCHUSS VON GESELLSCHAFTEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN	Kurzfristiges Betriebsergebnis einschließlich operativer Marktbewertung und Anteil am Jahresüberschuss von Unternehmen, die nach der Equity-Methode bewertet werden
Marktbewertung von Commodity-Kontrakten, die keine Handelsinstrumente sind
Wertminderungsaufwand	Wertminderungsaufwand
Restrukturierungskosten	Restrukturierungskosten
Änderungen des Konsolidierungskreises	Änderungen des Konsolidierungskreises
Sonstige Einmalposten	Sonstige Einmalposten
ERGEBNIS DER BETRIEBLICHEN TÄTIGKEIT	ERGEBNIS DER BETRIEBLICHEN TÄTIGKEIT

⁽¹⁾ Umklassifizierung nicht realisierter Erträge/(Verluste) (MtM) aus Derivaten, die keine Trading-Instrumente sind, in "Käufe'.
⁽²⁾ Umklassifizierung realisierter Erlöse/(Verluste) aus physischen Commodity-Kontrakten, die keine Kontrakte nach IFRS 15 sind, in "Käufe'.
⁽³⁾ In einer einzigen speziellen Zeile für steuerliche Effekte aus betrieblicher Tätigkeit und Steuern bilanziert (ohne Sozialversicherungsbeiträge, die bei Personalaufwand stehen, und ohne Ertragsteuer, die in einer gesonderten Zeile steht).
⁽⁴⁾ Umklassifizierung sonstiger betrieblicher Aufwendungen je nach Art.

Ohne Änderung der Bilanzierung infolge der IFRIC-Entscheidung hätten die Erträge am 31. Dezember 2019 64.137 Mio. € erreicht.

1.1.2 2020 in Kraft tretende IFRS-Standards,

Änderungen oder IFRIC-Interpretationen, deren vorzeitige Anwendung die Gruppe gewählt hat

―	Änderungen an IAS 9 - Finanzinstrumente; IAS 39 - Finanzinstrumente: Ansatz und Bewertung; IFRS 7 - Finanzinstrumente: Angaben - Reform der Referenzzinssätze (vgl. Anhang 17.1.5.2) ⁽¹⁾ .

1.1.3 2020 in Kraft tretende IFRS-Standards,

Änderungen oder IFRIC-Interpretationen, deren vorzeitige Anwendung die Gruppe nicht gewählt hat

―	Änderungen an IFRS 3 - Unternehmenszusammenschlüsse: Definition eines Geschäftsbetriebs ⁽¹⁾ .
―	Änderungen an IAS 1 - Darstellung des Abschlusses und IAS 8 -"Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden, Änderungen von Schätzungen und Fehler": Definition von Wesentlichkeit.
―	IFRS 17 - Versicherungsverträge ¹

Die Auswirkung dieser Standards und Änderungen wird zurzeit beurteilt.

⁽¹⁾ Die Europäische Union hat diese Standards, Änderungen und Interpretationen noch nicht angenommen.

1.2 Grundlage der Bewertung und Darstellung

1.2.1 Anschaffungskostenprinzip

Der Konzernabschluss ist in Euro dargestellt und wurde nach dem Anschaffungskostenprinzip erarbeitet. Eine Ausnahme bilden Finanzinstrumente, die nach den in IFRS 9 aufgestellten Kategorien für Finanzinstrumente bilanziert sind.

1.2.2 Gewählte Optionen

1.2.2.1 Hinweis auf Übergangsoptionen für IFRS 1

Die Gruppe nutzte einige der Wahlrechte nach IFRS 1 bei der Umstellung auf IFRS im Jahr 2005. Die Optionen, die sich weiterhin auf die Konzernabschlüsse auswirken, sind:

―	Umrechnungsanpassungen: Die Gruppe hat gewählt, kumulierte Umrechnungsanpassungen per 1. Januar 2004 in das konsolidierte Eigenkapital umzuklassifizieren;
―	Unternehmenszusammenschlüsse: Die Gruppe hat gemäß IFRS 3 die Möglichkeit gewählt, Unternehmenszusammenschlüsse nicht neu zu bilanzieren, die vor dem 1. Januar 2004 stattfanden.

1.2.2.2 Unternehmenszusammenschlüsse

Unternehmenszusammenschlüsse vor dem 1. Januar 2010 sind nach IFRS 3 vor der Überarbeitung bilanziert. Gemäß der überarbeiteten Fassung von IFRS 3 wurden diese Unternehmenszusammenschlüsse nicht neu berechnet.

Seit dem 1. Januar 2010 wendet die Gruppe die Erwerbsmethode nach dem überarbeiteten IFRS 3 an, die im Ansatz der identifizierbaren erworbenen Vermögenswerte und übernommenen Schulden zu ihrem beizulegenden Zeitwert am Erwerbstag sowie nicht beherrschender Anteile an dem erworbenen Unternehmen besteht. Nicht beherrschende Beteiligungen werden entweder zum beizulegenden Zeitwert oder in Höhe des proportionalen Anteils des Unternehmens an den identifizierbaren Nettovermögenswerten des erworbenen Unternehmens bewertet. Die Gruppe entscheidet je nach Fall, welche Bewertungsoption sie nutzt, um nicht beherrschende Beteiligungen auszuweisen.

1.2.2.3 Konsolidierte Kapitalflussrechnung

Die konsolidierte Kapitalflussrechnung wird mit der indirekten Darstellung ausgehend vom Jahresüberschuss erstellt.

"Erhaltene Zinsen auf langfristige finanzielle Vermögenswerte" werden bei der Investitionstätigkeit eingestuft, denn sie stellen eine Kapitalrendite dar. "Auf Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente erhaltene Zinsen" erscheinen als Bestandteil der Finanzierungstätigkeiten, denn die Zinsen können dazu genutzt werden, die Fremdkapitalkosten zu verringern. Diese Klassifizierung ist mit der internen Organisation der Gruppe konsistent, bei der Schulden und Zahlungsmittel zentral vom Treasury-Bereich der Gruppe verwaltet werden.

Da Wertminderungsaufwand bei kurzfristigen Vermögenswerten als endgültiger Verlust gilt, werden Änderungen bei kurzfristigen Vermögenswerten abzüglich Wertminderung dargestellt.

Zahlungsströme im Zusammenhang mit der Zahlung von Ertragsteuern stehen in einer separaten Zeile.

1.2.3 Fremdwährungstransaktionen

1.2.3.1 Umrechnung von Fremdwährungstransaktionen

Fremdwährungstransaktionen werden in der funktionalen Währung zu dem Wechselkurs verbucht, der am Tag der Transaktion gilt.

Die funktionale Währung ist die Währung des primären Wirtschaftsumfelds, in dem ein Unternehmen tätig ist. Das ist in den meisten Fällen die lokale Währung. Bestimmte Unternehmen können jedoch eine funktionale Währung haben, die nicht die lokale ist, wenn diese andere Währung für die wichtigen Transaktionen des Unternehmens verwendet wird und sein wirtschaftliches Umfeld besser widerspiegelt.

Am Ende der Berichtsperiode:

―	werden monetäre Vermögenswerte und Verbindlichkeiten in Fremdwährungen zu den Wechselkursen am Jahresende umgerechnet. Die daraus resultierenden Umrechnungsgewinne und -verluste werden in der Konzerngewinn- und Verlustrechnung für das Jahr verbucht, in dem sie anfallen;
―	werden nicht-monetäre Vermögenswerte und Verbindlichkeiten in Fremdwährungen zu den Anschaffungskosten am Transaktionstag angesetzt.

1.2.3.2 Umrechnung der Jahresabschlüsse von Tochtergesellschaften mit einer anderen funktionalen Währung als dem Euro (Berichtswährung)

Die Bilanzen dieser Tochtergesellschaften werden zum offiziellen Wechselkurs am Jahresende in Euro umgerechnet. Die Posten der Gewinn- und Verlustrechnung und der Kapitalflussrechnung werden mit dem durchschnittlichen Wechselkurs für das Jahr umgerechnet. Differenzen aus der Umrechnung der Jahresabschlüsse dieser Tochtergesellschaften erscheinen bei den "Umrechnungsanpassungen" als sonstiges Gesamtergebnis.

Anpassungen des Geschäfts- oder Firmenwerts und des beizulegenden Zeitwerts aus dem Erwerb ausländischer Unternehmen werden als Vermögenswerte und Verbindlichkeiten dieser ausländischen Unternehmen klassifiziert und daher in den funktionalen Währungen der Unternehmen ausgewiesen und zum Wechselkurs am Jahresende umgerechnet.

1.2.4 Anwendung von Schätzungen und Ermessensentscheidungen

1.2.4.1 Schätzungen

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

Die Entwicklungen des wirtschaftlichen und finanziellen Umfelds veranlassten die Gruppe, ihre Verfahren zur Risikoüberwachung zu intensivieren und eine Risikoabschätzung in die Bewertung von Finanzinstrumenten aufzunehmen und Werthaltigkeitstests durchzuführen. Die Schätzungen der Gruppe für Businesspläne, zur Bestimmung von Abzinsungssätzen für Werthaltigkeitstests und zur Berechnung von Rückstellungen berücksichtigen das Umfeld und die erhebliche Marktvolatilität.

Bilanzielle Schätzungen in einem Kontext, der auf Entwicklungen des Energiemarkts empfindlich reagiert, erschweren das Bestimmen mittelfristiger Wirtschaftsaussichten.

Aufgrund von Unsicherheiten, die einer Schätzung innewohnen, überprüft die Gruppe regelmäßig ihre Schätzungen vor dem Hintergrund aktuell verfügbarer Informationen. Die Endergebnisse könnten anders als geschätzt ausfallen.

Die wichtigsten Schätzungen zur Aufstellung des Konzernabschlusses beziehen sich hauptsächlich auf:

―	Bemessung des beizulegenden Zeitwerts von bei einem Unternehmenszusammenschluss erworbenen Vermögenswerten und übernommenen Schulden (vgl. Anhang 4);
―	Bemessung noch nicht gemessener Umsatzerlöse, so genannter ungemessener Erlöse (vgl. Anhang 7);
―	Bemessung erfasster steuerlicher Verlustvorträge (vgl. Anhang 11);
―	Bemessung des erzielbaren Betrags für den Geschäfts- oder Firmenwert (vgl. Anhang 13), von sonstigen immateriellen Vermögenswerten (vgl. Anhang 14) und Sachanlagen (vgl. Anhang 15);
―	Finanzinstrumente (vgl. Anhänge 16 und 17);
―	Bemessung von Rückstellungen, insbesondere für die Back-End-Kosten des Brennelementekreislaufs, Abbruchverpflichtungen, Rechtstreitigkeiten, Pensionen und sonstige Leistungen für Arbeitnehmer (vgl. Anhänge 19 und 20).

1.2.4.2 Ermessensentscheidungen

Das Management der Gruppe stützt sich auf Schätzungen, trifft aber auch Ermessensentscheidungen, um die geeignete Bilanzierung bestimmter Tätigkeiten und Geschäfte insbesondere dann zu bestimmen, wenn die geltenden IFRS-Standards und IFRIC-Interpretationen nicht speziell auf die jeweiligen Bilanzierungsprobleme eingehen.

Die Gruppe übte ihr Ermessen insbesondere aus, um einzuschätzen:

―	die Art der Beherrschung (vgl. Anhang 2);
―	die Leistungsverpflichtungen aus Verkaufsverträgen (vgl. Anhang 7);
―	wie Erlöse aus Kunden berechneten Verteilungs- und Übertragungsleistungen erfasst werden (vgl. Anhang 7);
―	die Identifizierung von "Verträgen zur Selbstnutzung" laut Definition in IFRS 9 unter den Verträgen über Kauf und Verkauf nicht finanzieller Posten (Strom, Gas usw.) (vgl. Anhang 16);
―	die Festlegung, ob Vereinbarungen ein Leasing-Verhältnis sind oder enthalten (vgl. Anhänge 15 und 16);
―	die Umgruppierung von Geschäftssegmenten für die Darstellung berichtspflichtiger Segmente und im Kontext der Definition der verschiedenen Unternehmenssparten (vgl. Anhang 6).

Unternehmen, für die Ermessensentscheidungen hinsichtlich der Art der Beherrschung getroffen wurden, sind in Anhang 2 "Die wichtigsten Tochtergesellschaften per 31. Dezember 2019" und 3 "Investitionen in Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden" aufgeführt.

Bilanzierungsstandards

Bilanzierungsstandards werden in den Anhängen, auf die sie sich beziehen, als Kasten dargestellt.

ANHANG 2 Die wichtigsten Tochtergesellschaften per 31. Dezember 2019

Bilanzierungsstandards

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

―	die Befugnis, die maßgeblichen Tätigkeiten des Unternehmens zu bestimmen;
―	Anspruch auf veränderliche Renditen für sein Engagement in dem Unternehmen und Gefährdung in diesem Zusammenhang;
―	die Fähigkeit, die Macht über das Unternehmen dergestalt zu nutzen, dass dadurch die Rendite für den Investor beeinflusst wird.

2.1 Aufstellung der wichtigsten Tochtergesellschaften per 31. Dezember 2019

Gemäß Anordnung Nr. 2016- 09 des französischen Standardsetzers (ANC) vom 2. Dezember 2016 stellt die Gruppe Dritten die folgenden Listen zur Verfügung:

―	Liste der Unternehmen, die Teil des Konsolidierungskreises sind;
―	Liste der Unternehmen, die aus der Konsolidierung ausgeschlossen sind, weil ihr einzelnes und kumulatives Gewicht für die konsolidierten Abschlüsse der Gruppe nicht wesentlich ist. Diese Unternehmen sind für die Schlüsselzahlen der Gruppe nicht erheblich (Erlöse, Gesamteigenkapital usw.). Es sind Rechtsmäntel oder Unternehmen, die ihre Geschäftstätigkeit beendet haben und liquidiert/geschlossen werden;
―	Liste der wichtigsten nicht konsolidierten Beteiligungen.

Diese Informationen sind auf der Website der Gruppe verfügbar (www.engie.com, Investors/Regulated information). Nicht konsolidierte Unternehmen sind als langfristige finanzielle Vermögenswerte (vgl. Anhang 16.1.1.1) als "Eigenkapitalinstrumente zum beizulegenden Zeitwert" klassifiziert.

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

Einige Unternehmen, wie ENGIE SA, ENGIE Energie Services SA oder Electrabel SA sind operativ tätig und erfüllen gleichzeitig Hauptsitzfunktionen, die den Managementteams verschiedener berichtspflichtiger Segmente berichten. Die Tabelle zeigt die betrieblichen Tätigkeiten und die Hauptsitzfunktionen in den jeweiligen berichtspflichtigen Segmenten in alphabetischer Ordnung der Firmennamen, gefolgt von ( ^*) .

FRANKREICH OHNE INFRASTRUCTURES

			Anteil in %
Name des Unternehmens	Aktivität	Land	31. Dez. 2019	31. Dez. 2018
ENGIE SA ^*	Energieverkäufe	Frankreich	100,0	100,0
ENGIE Energie Services SA ^*	Energiedienstleistungen/Netze	Frankreich	100,0	100,0
Axima Concept	Systeme, Anlagen und Erhaltungsleistungen	Frankreich	100,0	100,0
Endel Group	Systeme, Anlagen und Instandhaltungsleistungen	Frankreich	100,0	100,0
INEO Group	Systeme, Anlagen und Instandhaltungsleistungen	Frankreich	100,0	100,0
Compagnie Nationale du Rhone	Stromerzeugung und -Verteilung	Frankreich	49,9	49,9
ENGIE Green	Stromerzeugung und -Verteilung	Frankreich	100,0	100,0
CPCU	Städtische Fernwärmenetze	Frankreich	66,5	66,5

FRANKREICH INFRASTRUCTURES

			Anteil in %
Name des Unternehmens	Aktivität	Land	31. Dez. 2019	31. Dez. 2018
GRDF	Erdgasversorgung	Frankreich	100,0	100,0
GRTgaz Group (ohne Elengy)	Erdgastransport	Frankreich, Deutschland	74,6	74,6
Elengy	LNG-Terminals	Frankreich	74,6	74,6
Fosmax LNG	LNG-Terminals	Frankreich	54,1	54,1
Storengy France	Unterirdische Erdgasspeicher	Frankreich	100,0	100,0
Storengy Deutschland GmbH	Unterirdische Erdgasspeicher	Deutschland	100,0	100,0

RESTEUROPA

			Anteil in %
Name des Unternehmens	Aktivität	Land	31. Dez. 2019	31. Dez. 2018
ENGIE Thermique France	Stromerzeugung	Frankreich	100,0	100,0
Electrabel SA ^*	Stromerzeugung, Energieverkäufe	Belgien	100,0	100,0
Synatom	Verwaltung von Rückstellungen für Kraftwerke und Brennelemente	Belgien	100,0	100,0
Cofely Fabricom SA	Systeme, Anlagen und Instandhaltungsleistungen	Belgien	100,0	100,0
ENGIE Energie Nederland N.V. ^*	Stromerzeugung, Energieverkäufe	Niederlande	100,0	100,0
ENGIE Services Nederland N.V.	Energiedienstleistungen	Niederlande	100,0	100,0
ENGIE Energielösungen GmbH	Energiedienstleistungen	Deutschland	-	100,0
ENGIE Deutschland GmbH	Energiedienstleistungen	Deutschland	100,0	100,0
ENGIE Deutschland AG ^*	Stromerzeugung	Deutschland	100,0	100,0
ENGIE Kraftwerk Wilhelmshaven GmbH & Co. KG	Stromerzeugung	Deutschland	-	57,0
ENGIE Supply Holding UK Limited	Energieverkäufe	Großbritannien	100,0	100,0
ENGIE Retail Investment UK Limited	Holding	Großbritannien	100,0	100,0
First Hydro Holdings Company	Stromerzeugung	Großbritannien	75,0	75,0
Keepmoat Regeneration	Energiedienstleistungen	Großbritannien	100,0	100,0
ENGIE Services Holding UK Ltd	Energiedienstleistungen	Großbritannien	100,0	100,0
ENGIE Services Limited	Energiedienstleistungen	Großbritannien	100,0	100,0
ENGIE Cartagena	Stromerzeugung	Spanien	100,0	100,0
ENGIE Italia S.p.A ^*	Energieverkäufe	Italien	100,0	100,0
ENGIE Servizi S.p.A.	Energiedienstleistungen	Italien	100,0	100,0
ENGIE Romania	Erdgasverteilung, Energieverkäufe	Rumänien	51,0	51,0

LATEINAMERIKA

			Anteil in %
Name des Unternehmens	Aktivität	Land	31.Dez. 2019	31. Dez. 2018
ENGIE Energia Chile Group	Stromerzeugung und -Verteilung	Chile	52,8	52,8
ENGIE Energia Peril	Stromerzeugung und -Verteilung	Peru	61,8	61,8
ENGIE Brasil Energia Group	Stromerzeugung und -Verteilung	Brasilien	68,7	68,7

USA & Kanada

			Anteil in %
Name des Unternehmens	Aktivität	Land	31. Dez. 2019	31. Dez. 2018
ENGIE North America	Stromversorgung und -erzeugung/Erdgas, LNG, Energiedienstleistungen	Vereinigte Staaten	100,0	100,0
ENGIE Holding Inc.	Holding - Muttergesellschaft	Vereinigte Staaten	100,0	100,0
ENGIE Infinity Renewables	Stromerzeugung und -Verteilung	Vereinigte Staaten	100,0	100,0
SoCore Energy LLC	Entwicklung und Installation von Photovoltaikmodulen	Vereinigte Staaten	100,0	100,0
ENGIE Resources Inc.	Energieverkäufe	Vereinigte Staaten	100,0	100,0
ENGIE Insight Service	Energiedienstleistungen	Vereinigte Staaten	100,0	100,0

NAHER OSTEN, ASIEN UND AFRIKA

Name des Unternehmens	Aktivität	Land	31. Dez. 2019	31. Dez. 2018
GLOW Group ⁽¹⁾	Stromerzeugung und -verteilung	Thailand	-	69,1
UCH Power Limited	Stromerzeugung	Pakistan	100,0	100,0
Simply Energy	Energieverkäufe	Australien	72,0	72,0
Baymina Enerji A.S.	Stromerzeugung	Türkei	95,0	95,0

⁽¹⁾ Die Veräußerung der Glow Group war am 14. März 2019 abgeschlossen (vgl. Anhang 4 "Wichtige Änderungen der Konzernstruktur').

SONSTIGE

			Anteil in %
Name des Unternehmens	Aktivität	Land	31. Dez. 2019	31. Dez. 2018
ENGIE SA ^*	Holding - Muttergesellschaft, Handel mit Energiemanagement, Energieverkäufe, LNG	Frankreich	100,0	100,0
ENGIE Energie Services SA ^*	Holding	Frankreich	100,0	100,0
ENGIE FINANCE SA	Finanzierungstochtergesellschaften	Frankreich	100,0	100,0
ENGIE Solar	Solar-EPC-Dienstleister	Frankreich	100,0	100,0
Gaztransport & Technigaz (GTT)	Technologie	Frankreich	40,4	40,4
Electrabel SA ^*	Holding, Stromerzeugung, Handel mit Energiemanagement	Frankreich/Belgien	100,0	100,0
ENGIE Global Markets	Handel mit Energiemanagement	Frankreich, Belgien, Singapur	100,0	100,0
ENGIE Energy Management ^*	Handel mit Energiemanagement	Frankreich, Belgien, Italien, Großbritannien	100,0	100,0
ENGIE CC	Finanzierungstochtergesellschaften, Zentrale Aufgaben	Belgien	100,0	100,0
Tractebel Engineering	Technologie	Belgien	100,0	100,0
International Power Limited	Holding	Großbritannien	100,0	100,0
ENGIE Energy Management Holding Switzerland Ag	Holding	Schweiz	100,0	100,0

2.2 Maßgebliche Ermessensentscheidungen für die Beurteilung der Beherrschung

Die Gruppe nutzt in erster Linie folgende Informationen und Kriterien, um zu ermitteln, ob die Beherrschung eines Unternehmens vorliegt:

―	Regelung der Unternehmensführung: Stimmrechte und Vertretung der Gruppe in den Führungsgremien, Mehrheitsregelungen und Vetorechte;
―	das Wesen substanzieller oder Schutzrechte, die Anteilseignern hinsichtlich der relevanten Tätigkeiten des Unternehmens garantiert werden;
―	Lösungsmechanismen bei Stimmengleichheit;
―	ob sich die Gruppe dem Risiko veränderlicher Renditen aus ihrem Engagement in dem Unternehmen aussetzt oder Anspruch auf sie hat.

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

Unternehmen, in denen die Gruppe die Stimmenmehrheit hat GRTgaz (Frankreich Infrastructures): 74,6 %

Zusätzlich zu der Analyse der Aktionärsvereinbarung mit Societe d'Infrastructures Gazieres, einer Tochtergesellschaft von Caisse des Depots et Consignations (CDC), die 24,8 % des Aktienkapitals von GRTgaz besitzt, hat die Gruppe auch die der französischen Energieregulierungskommission (Commission de Regulation de l'Energie - CRE) gewährten Rechte bewertet. Durch das regulierte Geschäft spielt GRTgaz eine dominierende Rolle im Gastransportmarkt in Frankreich. Dementsprechend unterliegt GRTgaz seit der Überführung der Dritten Europäischen Richtlinie vom 13. Juli 2009 in französisches Recht (Code de l'energie - Energie-Gesetzbuch) am 9. Mai 2011 hinsichtlich seiner Geschäftsführer und Führungskräfte den Vorschriften der Unabhängigkeit. Das französische Energie-Gesetzbuch verleiht der CRE im Rahmen ihrer Pflichten zur Überwachung ordnungsgemäß funktionierender Gasmärkte in Frankreich bestimmte Vollmachten, zu denen die Überprüfung der Unabhängigkeit von Mitgliedern des Vorstands und der obersten Führungsebene sowie das Bewerten der Investitionsentscheidungen gehören. Die Gruppe ist der Auffassung, dass sie die Beherrschung über GRTgaz und ihre Tochtergesellschaften (einschließlich Elengy) ausübt, denn sie kann gegenwärtig die Mehrheit der Vorstandsmitglieder ernennen und Beschlüsse zu relevanten Aktivitäten, insbesondere zum Umfang von Investitionen und geplanten Finanzierungen, fassen.

Unternehmen, in denen die Gruppe nicht die Stimmenmehrheit hat

Für Unternehmen, bei denen die Gruppe keine Stimmenmehrheit hat, wird eine Ermessensentscheidung zu folgenden Punkten gefällt, um zu bewerten, ob de facto eine Beherrschung gegeben ist:

―	Streuung in der Struktur des Anteilsbesitzes: Zahl der Stimmrechte, die die Gruppe hält, im Verhältnis zur Zahl der Stimmen, die von anderen Stimmberechtigten gehalten werden, und ihre Streuung;
―	Stimmverhalten auf Hauptversammlungen: der Anteil der Stimmrechte, die die Gruppe auf Aktionärsversammlungen der letzten Jahre ausgeübt hat;
―	Regelung der Unternehmensführung: Vertretung in den Führungsgremien mit strategischen und operativen Entscheidungsvollmachten für die relevanten Aktivitäten;
―	Regeln für die Besetzung von Schlüsselpositionen im Management;
―	Vertragsverhältnisse und wesentliche Transaktionen.

Die wichtigsten voll konsolidierten Unternehmen, bei denen die Gruppe nicht über die Stimmenmehrheit verfügt, sind Compagnie Nationale du Rhone (49,98 %) und Gaztransport & Technigaz (40,4 %).

Compagnie Nationale du Rhone ("CNR" - Frankreich ohne Infrastructures): 49,98%

Die Gruppe hält 49,98 % des Stammkapitals von CNR, wobei CDC 33,2 % hält und sich der Rest (16,82 %) auf etwa 200 lokale Behörden verteilt. Angesichts der geltenden Bestimmungen des französischen "Murcef"-Gesetzes, nach denen die Mehrheit des Stammkapitals von CNR im staatlichen Eigentum bleiben muss, ist die Gruppe nicht in der Lage, mehr als 50 % des Stammkapitals zu halten. Dennoch geht die Gruppe davon aus, dass sie de facto die Beherrschung ausübt, denn wegen des weit gestreuten Anteilsbesitzes und des fehlenden Nachweises dafür, dass die Minderheitseigner konzertiert vorgehen, hält sie die Stimmenmehrheit auf den Hauptversammlungen.

Gaztransport & Technigaz ("GTT" - Sonstige): 40,4 %

Seit dem Börsengang von GTT im Februar 2014 ist ENGIE mit 40,4 % der größte Aktionär des Unternehmens. Der Streubesitz macht etwa 49 % des Aktienkapitals aus. Angesichts des weit gestreuten Aktienbesitzes und des fehlenden Nachweises dafür, dass die Minderheitsaktionäre konzertiert vorgehen, hält die Gruppe die Stimmenmehrheit auf den Hauptversammlungen. ENGIE hat auch die meisten Sitze im Vorstand. Die Gruppe ist nach den Kriterien in IFRS 10 der Ansicht, dass sie de facto die Beherrschung von GTT ausübt.

2.3 Tochtergesellschaften mit wesentlichen nicht beherrschenden Beteiligungen

Die folgende Tabelle zeigt die nicht beherrschenden Anteile an Unternehmen der Gruppe, die als wesentlich gelten, die jeweiligen Beiträge zum Eigenkapital und zum Jahresüberschuss per 31. Dezember 2019 bzw. 31. Dezember 2018 sowie die Dividenden, die an die nicht beherrschenden Beteiligungen an diesen maßgeblichen Tochtergesellschaften gezahlt wurden:

Firmenname	Aktivität	Prozent nicht beherrschender Anteile		Jahresüberschuss/ (-fehlbetrag) nicht beherrschender Anteile		Eigenkapital nicht beherrschender Anteile
In Millionen Euro		31.Dez. 2019	31. Dez. 2018	31. Dez. 2019	31. Dez. 2018	31. Dez. 2019
GRTgaz Group (Frankreich Infrastructures, Frankreich)	Tätigkeiten im regulierten Gastransportgeschäft und Management von LNG-Terminals	25,4	25,4	89	99	1.076
ENGIE Energia Chile Group (Lateinamerika, Chile) ⁽²⁾	Stromerzeugung und -Verteilung -Wärmekraftwerke	47,2	47,2	54	49	926
Glow Group (Naher Osten, Asien und Afrika, Thailand) ⁽³⁾	Stromerzeugung und -Verteilung -Windparks, Wärme- und Wasserkraftwerke		30,9	32	96
ENGIE Romania Group (Resteuropa, Rumänien)	Erdgasverteilung, Energieverkäufe	49,0	49,0	47	43	533
ENGIE Brasil Energia Group (Lateinamerika, Brasilien) ⁽²⁾	Stromerzeugung und -Verteilung	31,3	31,3	177	170	520
ENGIE Energia Peru (Lateinamerika, Peru) ⁽²⁾	Stromerzeugung und -Verteilung -Wärme- und Wasserkraftwerke	38,2	38,2	36	34	393
Gaztransport &Technigaz (Sonstige, Frankreich) ⁽²⁾	Schiffstechnik, tiefkalte Membrantanksysteme zum Transport von LNG	59,6	59,6	75	63	343
Sonstige Tochtergesellschaften mit nicht beherrschenden Anteilen				154	41	1.159
SUMME				664	595	4.950

Firmenname	Aktivität	Eigenkapital nicht beherrschender Anteile	An nicht-beherrschende Anteile gezahlte Dividenden
In Millionen Euro		31. Dez. 2018 ⁽¹⁾	31.Dez. 2019	31. Dez. 2018
GRTgaz Group (Frankreich Infrastructures, Frankreich)	Tätigkeiten im regulierten Gastransportgeschäft und Management von LNG-Terminals	1.133	120	158
ENGIE Energia Chile Group (Lateinamerika, Chile) ⁽²⁾	Stromerzeugung und -Verteilung -Wärmekraftwerke	913	52	25
Glow Group (Naher Osten, Asien und Afrika, Thailand) ⁽³⁾	Stromerzeugung und -Verteilung -Windparks, Wärme- und Wasserkraftwerke	512		75
ENGIE Romania Group (Resteuropa, Rumänien)	Erdgasverteilung, Energieverkäufe	512	14	18
ENGIE Brasil Energia Group (Lateinamerika, Brasilien) ⁽²⁾	Stromerzeugung und -Verteilung	473	94	206
ENGIE Energia Peru (Lateinamerika, Peru) ⁽²⁾	Stromerzeugung und -Verteilung -Wärme- und Wasserkraftwerke	376	22	11
Gaztransport &Technigaz (Sonstige, Frankreich) ⁽²⁾	Schiffstechnik, tiefkalte Membrantanksysteme zum Transport von LNG	339	73	59
Sonstige Tochtergesellschaften mit nicht beherrschenden Anteilen		1.131	78	331
SUMME		5.391	453	882

⁽¹⁾ Die per 31. Dezember 2018 veröffentlichten Daten wurden aufgrund der Übergangsmethode, die für die Anwendung von IFRS 16 benutzt wurde, nicht neu berechnet (vgl. Anhang 1 "Bilanzierungsrahmen und Grundlage für die Vorbereitung des Konzernabschlusses")
⁽²⁾ Engie Energia Chile, Engie Brasil Energia, Gaztransport & Technigaz und Engie Energia Peru sind in ihren jeweiligen Ländern börsennotiert
⁽³⁾ Die Veräußerung der Glow Group war am 14. März 2019 abgeschlossen (vgl. Anhang 4 "Wichtige Änderungen der Konzernstruktur').

2.3.1 Verkürzte Finanzinformationen über Tochtergesellschaften mit wesentlichen nicht beherrschenden Beteiligungen

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

	GRTgaz Group		ENGIE Energia Chile Group		GLOW Group ⁽¹⁾
In Millionen Euro	31. Dez. 2019	31. Dez. 2018	31. Dez. 2019	31. Dez. 2018	31. Dez. 2019	31. Dez. 2018
Gewinn- und Verlustrechnung
Erträge	2.275	2.298	1.180	1.028	255	1.354
Jahresüberschuss (-fehlbetrag)	325	389	103	94	93	262
Jahresüberschuss/(-fehlbetrag), Konzernanteil	236	283	49	45	61	165
Sonstiges Gesamtergebnis - Eigentümer des Mutterunternehmens	(77)	(13)	9	49	(162)	41
SUMME GESAMTERGEBNIS - EIGENTÜMER DES MUTTERUNTERNEHMENS	159	270	59	94	(101)	206
Bilanz
Kurzfristige Vermögenswerte	689	918	546	364		3.278
Langfristige Vermögenswerte	10.403	10.404	2.707	2.700		(257)
Kurzfristige Verbindlichkeiten	(1.016)	(921)	(322)	(271)		(950)
Langfristige Verbindlichkeiten	(6.097)	(6.198)	(1.025)	(910)		(835)
SUMME EIGENKAPITAL	3.979	4.204	1.907	1.882		1.237
SUMME NICHT BEHERRSCHENDE ANTEILE	1.076	1.133	926	913		512
Kapitalflussrechnung
Cashflow aus betrieblicher Tätigkeit	967	1.213	467	249	93	421
Cashflow aus (verwendet für) Investitionstätigkeit	(495)	(493)	(144)	(248)	(93)	(132)
Cashflow aus (verwendet für) Finanzierungstätigkeit	(480)	(740)	(171)	(15)	(14)	(534)
SUMME CASHFLOW FÜR DIE PERIODE! ²)	(8)	(20)	152	(14)	(14)	(245)

	ENGIE Romania Group
In Millionen Euro	31. Dez. 2019	31. Dez. 2018
Gewinn- und Verlustrechnung
Erträge	1.436	1.231
Jahresüberschuss (-fehlbetrag)	95	87
Jahresüberschuss/(-fehlbetrag), Konzernanteil	49	44
Sonstiges Gesamtergebnis - Eigentümer des Mutterunternehmens	(13)	(3)
SUMME GESAMTERGEBNIS - EIGENTÜMER DES MUTTERUNTERNEHMENS	36	41
Bilanz
Kurzfristige Vermögenswerte	613	626
Langfristige Vermögenswerte	809	787
Kurzfristige Verbindlichkeiten	(277)	(312)
Langfristige Verbindlichkeiten	(65)	(64)
SUMME EIGENKAPITAL	1.080	1.037
SUMME NICHT BEHERRSCHENDE ANTEILE	533	512
Kapitalflussrechnung
Cashflow aus betrieblicher Tätigkeit	71	109
Cashflow aus (verwendet für) Investitionstätigkeit	(77)	(58)
Cashflow aus (verwendet für) Finanzierungstätigkeit	(34)	(54)
SUMME CASHFLOW FÜR DIE PERIODE! ²)	(40)	(3)

⁽¹⁾ Die Veräußerung der Glow Group war am 14. März 2019 abgeschlossen (vgl. Anhang 4 "Wichtige Änderungen der Konzernstruktur").
⁽²⁾ Ohne Auswirkungen von Änderungen bei Wechselkursen und sonstigen

	ENGIE Brasil Energia Group		ENGIE Energia Peru		Gaztransport & Technigaz
In Millionen Euro	31. Dez. 2019	31. Dez. 2018	31. Dez. 2019	31. Dez. 2018	31. Dez. 2019	31. Dez. 2018
Gewinn- und Verlustrechnung
Erträge	2.207	2.017	479	427	289	246
Jahresüberschuss (-fehlbetrag)	623	544	94	88	126	106
Jahresüberschuss/(-fehlbetrag), Konzernanteil	446	374	58	55	51	43
Sonstiges Gesamtergebnis -	(93)	(119)	12	27	(1)
Eigentümer Mutterunternehmen
SUMME GESAMTERGEBNIS - EIGENTÜMER DES MUTTERUNTERNEHMENS	353	255	70	81	51	43
Bilanz
Kurzfristige Vermögenswerte	1.533	1.045	295	255	343	319
Langfristige Vermögenswerte	5.792	4.232	1.714	1.728	452	491
Kurzfristige Verbindlichkeiten	(1.345)	(907)	(177)	(174)	(174)	(166)
Langfristige Verbindlichkeiten	(3.757)	(2.983)	(802)	(824)	(46)	(74)
SUMME EIGENKAPITAL	2.224	1.388	1.029	985	575	570
SUMME NICHT BEHERRSCHENDE ANTEILE	520	473	393	376	343	339
Kapitalflussrechnung
Cashflow aus betrieblicher Tätigkeit	1.045	875	237	195	139	168
Cashflow aus (verwendet für) Investitionstätigkeit	(1.136)	(851)	(22)	(19)	(10)	(9)
Cashflow aus (verwendet für) Finanzierungstätigkeit	436	89	(199)	(144)	(122)	(94)
SUMME CASHFLOW FÜR DIE PERIODE ⁽¹⁾	345	113	16	33	7	66

⁽¹⁾ ohne Auswirkungen von Änderungen bei Wechselkursen und sonstigen.

ANHANG 3 Investitionen in Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden

Bilanzierungsstandards

Die Gruppe bilanziert ihre Investitionen in assoziierte Unternehmen (Gesellschaften, auf die die Gruppe maßgeblichen Einfluss ausübt) und Joint Ventures nach der Equity-Methode. Nach IFRS 11 - Gemeinsame Vereinbarungen ist ein Gemeinschaftsunternehmen eine gemeinsame Vereinbarung, bei der die Parteien, die die gemeinschaftliche Führung der Vereinbarung ausüben, Rechte am Nettovermögen der Vereinbarung besitzen.

Die jeweiligen Beiträge assoziierter und Gemeinschaftsunternehmen zu Bilanz, Gewinn- und Verlustrechnung und Gesamtergebnisrechnung per 31. Dezember 2019 bzw. 31. Dezember 2018 sehen wie folgt aus:

In Millionen Euro	31. Dez. 2019	31. Dez. 2018
Bilanz
Investitionen in assoziierte Unternehmen	4.646	4.590
Investitionen in Gemeinschaftsunternehmen	4.570	3.256
INVESTITIONEN IN UNTERNEHMEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN	9.216	7.846
Gewinn- und Verlustrechnung
Anteil am Jahresergebnis assoziierter Unternehmen	255	88
Anteil am Jahresergebnis von Gemeinschaftsunternehmen	245	273
ANTEIL AM JAHRESÜBERSCHUSS /(FEHLBETRAG) VON UNTERNEHMEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN	500	361
Gesamtergebnisrechnung
Anteil assoziierter Unternehmen am "Sonstigen Gesamtergebnis"	(123)	132
Anteil von Gemeinschaftsunternehmen am "Sonstigen Gesamtergebnis"	(158)	26
ANTEIL VON UNTERNEHMEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN, AM "SONSTIGEN GESAMTERGEBNIS"	(281)	158

Maßgebliche Ermessensentscheidungen

Die Gruppe nutzt in erster Linie folgende Informationen und Kriterien, um zu ermitteln, ob eine gemeinschaftliche Beherrschung oder ein maßgeblicher Einfluss auf ein Unternehmen vorliegt:

―	Regelung der Unternehmensführung: Vertretung der Gruppe in den Führungsgremien, Mehrheitsregelungen und Vetorechte;
―	das Wesen substanzieller oder Schutzrechte, die Anteilseignern hinsichtlich der relevanten Tätigkeiten des Unternehmens garantiert werden.

Das ist mitunter bei "Projektmanagement" oder Gesellschaften mit einem einzelnen Vermögenswert schwer zu sagen, da bestimmte Beschlüsse zu den relevanten Aktivitäten aufgrund der gemeinsamen Vereinbarung gefasst werden, die über die Projektlaufzeit gelten. Demzufolge bezieht sich die Analyse der Rechte auf die relevanten übrigen Aktivitäten des Unternehmens (jene, die die variablen Renditen des Unternehmens maßgeblich beeinflussen);

―	Lösungsmechanismen bei Stimmengleichheit;
―	ob sich die Gruppe dem Risiko veränderlicher Renditen aus ihrem Engagement in dem Unternehmen aussetzt oder Anspruch auf sie hat.

Dazu kann auch gehören, die Vertragsbeziehungen der Gruppe zum Unternehmen zu analysieren, insbesondere die Bedingungen, zu denen diese Verträge geschlossen werden, ihre Laufzeit und das Management von Interessenkonflikten, die entstehen können, wenn die Führungsgremien des Unternehmens abstimmen.

Die Gruppe übte ihren Ermessensspielraum hinsichtlich der folgenden Unternehmen und Untergruppen aus:

Projektmanagementgesellschaften im Nahen Osten

Die maßgeblichen Ermessensentscheidungen zur Festlegung der Konsolidierungsmethode für diese Projektmanagementgesellschaften betrafen die Risiken und den Nutzen von Verträgen zwischen ENGIE und der entsprechenden Gesellschaft sowie eine Analyse der übrigen relevanten Aktivitäten, über die die Gesellschaft nach ihrer Gründung die Kontrolle behält. Die Gruppe ist der Auffassung, dass sie auf diese Gesellschaften maßgeblichen Einfluss hat oder eine gemeinschaftliche Beherrschung ausübt, denn die über die Projektlaufzeit getroffenen Entscheidungen über die relevanten Aktivitäten, wie Refinanzierung oder Verlängerung oder Änderung wichtiger Verträge (Verkäufe, Einkäufe, Betriebs- und Wartungsdienstleistungen), verlangen gegebenenfalls die Einstimmigkeit zweier oder mehrerer Parteien, die gemeinschaftlich herrschen.

SUEZ Group (32,06 %)

Da die Vereinbarung mit den Aktionären von SUEZ am 22. Juli 2013 endete, beherrscht ENGIE SUEZ nicht mehr, übt aber maßgeblichen Einfluss auf die SUEZ-Gruppe aus. Die Begründung dafür ist insbesondere: (i) die Gruppe hat nicht die Mehrheit der Sitze im Vorstand von SUEZ, (ii) zwar ist die Aktionärsbasis bei SUEZ fragmentiert und ENGIE hält einen großen Anteil, es hat sich aber bei früheren Abstimmungen auf Hauptversammlungen gezeigt, dass in den Jahren von 2010 bis 2019 ENGIE alleine nicht die Mehrheit auf Ordentlichen und Außerordentlichen Hauptversammlungen hatte.

Transportadora Associada de Gas S.A. ("TAG"-Lateinamerika): Holding-Anteil von 58,5 % (direkt und indirekt), der einen Nettoanteil von 49,3 % darstellt

Die Gruppe führt TAG gemeinschaftlich (vgl. Anhang 4.3.1).

Gemeinschaftsunternehmen, an denen die Gruppe mit über 50 % beteiligt ist

Tihama (60 %)

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

Gemeinschaftliche Führung -der Unterschied zwischen Gemeinschaftsunternehmen und gemeinschaftlicher Tätigkeit

Eine gemeinsame Vereinbarung zu klassifizieren erfordert, dass die Gruppe ihren Ermessensspielraum nutzt, um festzustellen, ob es sich bei dem Unternehmen um ein Gemeinschaftsunternehmen oder eine gemeinschaftliche Tätigkeit handelt. IFRS 11 verlangt eine Analyse "sonstiger Fakten und Umstände" für die Klassifizierung gemeinschaftlich geführter Unternehmen.

Das IFRS Interpretations Committee (IFRS IC) (November 2014) hat entschieden, dass zur Klassifizierung eines Unternehmens als gemeinschaftliche Tätigkeit sonstige Fakten und Umstände direkt durchsetzbare Ansprüche auf die Vermögenswerte und Verpflichtungen bei den Verbindlichkeiten der gemeinsamen Vereinbarung bewirken müssen.

Ausgehend von dieser Position und ihrer Anwendung auf unsere Analysen gibt es für die Gruppe per 31. Dezember 2019 keine wesentliche gemeinschaftliche Tätigkeit.

3.1 Investitionen in assoziierte Unternehmen

3.1.1 Beitrag wesentlicher assoziierter Unternehmen und von assoziierten Unternehmen, die separat betrachtet für die Gruppe nicht wesentlich sind

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

Um wesentliche assoziierte Unternehmen zu bestimmen, bediente sich die Gruppe qualitativer und quantitativer Kriterien. Zu diesen Kriterien gehören der Beitrag zu den konsolidierten Einzelposten "Anteil am Jahresergebnis von assoziierten Unternehmen" und "Investitionen in assoziierte Unternehmen", die gesamten Vermögenswerte assoziierter Unternehmen im Konzernanteil und assoziierte Unternehmen als Träger großer Projekte in der Untersuchungs- oder Bauphase, für die die entsprechenden Investitionszusagen wesentlich sind.

Firmenname	Aktivität	Kapazität	Prozentualer Anteil von Investitionen in assoziierte Unternehmen		Buchwert von Investitionen in assoziierte Unternehmen
In Millionen Euro			31. Dez. 2019	31. Dez. 2018	31. Dez. 2019	31. Dez. 2018
SUEZ Group (Sonstige)	Wasseraufbereitung und Abfallverwertung		32,06	32,06	1.953	1.968
Projektmanagementgesellschaften im Nahen Osten (Naher Osten, Asien und Afrika, Saudi-Arabien, Bahrain, Katar, Vereinigte Arabische Emirate, Oman, Kuwait) ⁽¹⁾	Gaskraftwerke und Meerwasserentsalzungsanlagen				950	1.004
Energia Sustentável Do Brasil (Lateinamerika, Brasilien)	Wasserkraftwerk	3.750 MW	40,00	40,00	659	646
GASAG (Resteuropa, Deutschland)	Gas- und Fernwärmenetze		31,57	31,57	233	261
Sonstige Investitionen in assoziierte Unternehmen, die einzeln nicht wesentlich sind					852	710
INVESTITIONEN IN ASSOZIIERTE UNTERNEHMEN					4.646	4.590

Firmenname	Anteil am Jahresergebnis assoziierter Unternehmen		Sonstiges Gesamtergebnis assoziierter Unternehmen		Von assoziierten Unternehmen erhaltene Dividenden
In Millionen Euro	31. Dez. 2019	31. Dez. 2018	31. Dez. 2019	31. Dez. 2018	31. Dez. 2019	31. Dez. 2018
SUEZ Group (Sonstige)	113	55	(37)	21	129	130
Projektmanagementgesellschaften im Nahen Osten (Naher Osten, Asien und Afrika, Saudi-Arabien, Bahrain, Katar, Vereinigte Arabische Emirate, Oman, Kuwait) ⁽¹⁾	79	97	(96)	96	77	97
Energia Sustentável Do Brasil (Lateinamerika, Brasilien)	(49)	(57)
GASAG (Resteuropa, Deutschland)	16	18	(17)	1	9	4
Sonstige Investitionen in assoziierte Unternehmen, die einzeln nicht wesentlich sind	96	(25)	27	14	61	104
INVESTITIONEN IN ASSOZIIERTE UNTERNEHMEN	255	88	(123)	132	277	334

⁽¹⁾ Investitionen in assoziierte Unternehmen, die auf der Arabischen Halbinsel Gaskraftwerke und Meerwasserentsalzungsanlagen betreiben, wurden unter .Projektmanagementgesellschaften im Nahen Osten" zusammengefasst. Dazu gehören etwa 40 assoziierte Unternehmen, die Wärmekraftwerke mit einer installierten Gesamtleistung von 27.632 MW (bei 100 %) und einer weiteren im Bau befindlichen Kapazität von 1.507 MW (bei 100 %) betreiben. Die Geschäftsmodelle und gemeinsame Vereinbarungen dieser assoziierten Unternehmen sind einander sehr ähnlich: Die Projektmanagementgesellschaften, die im Ergebnis einer Ausschreibung ausgewählt wurden, erschließen, bauen und betreiben Kraftwerke und Meerwasserentsalzungsanlagen. Das Gesamtleistung dieser Anlagen wird mittels Strom- und Wasserbezugsvereinbarungen allgemein über Zeiträume von 20 bis 30 Jahren an staatliche Unternehmen verkauft. Entsprechend den vertraglichen Vereinbarungen werden die jeweiligen Anlagen als Sachanlagen oder als finanzielle Forderungen ausgewiesen, sobald im Wesentlichen alle Risiken und Erträge in Verbindung mit den Vermögenswerten auf den Käufer der Leistung übergehen. Diese Behandlung steht mit IFRIC 4 und IFRS 16 im Einklang. Die Anteilsstruktur dieser Gesellschaften schließt automatisch ein staatliches Unternehmen mit Sitz im selben Land wie die Projektmanagementgesellschaft ein. Die Beteiligung der Gruppe und der prozentuale Anteil an den Stimmrechten in jeder dieser Gesellschaften reichen von 20 % bis 50 %.

Der Anteil am Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) assoziierter Unternehmen beinhaltet 2019 Nettosonderaufwendungen in einer Gesamthöhe von 79 Mio. € (gegenüber Nettosonderaufwendungen von 155 Mio. € für 2018), bei denen es vor allem um geänderten beizulegenden Zeitwert von derivativen Instrumenten und Veräußerungsgewinne und -verluste nach Steuern geht (vgl. Anhang 5.3 "Konzernanteil am periodischen Jahresüberschuss").

3.1.2 Finanzinformationen über wesentliche assoziierte Unternehmen

Die folgenden Tabellen bieten verkürzte Finanzinformationen über die wichtigsten assoziierten Unternehmen der Gruppe. Die ausgewiesenen Beträge wurden nach IFRS ermittelt vor Eliminierung konzerninterner Posten und nach (i) Anpassungen gemäß Bilanzierungsstrategie der Gruppe und (ii) Bewertungen des beizulegenden Zeitwerts der Vermögenswerte und Verbindlichkeiten des assoziierten Unternehmens am Tag des Erwerbs bei ENGIE, wie in IAS 28 gefordert. Alle Beträge werden ausgehend von einer 100%igen Beteiligung dargestellt, eine Ausnahme ist das "ENGIE zuzuordnende Gesamteigenkapital".

In Millionen Euro	Erträge	Jahresüberschuss (fehlbetrag)	Sonstiges Gesamtergebnis
PER 31. DEZEMBER 2019
SUEZ Group ⁽¹⁾	18.015	352	(58)
Projektmanagementgesellschaften im Nahen Osten	3.778	390	(409)
Energia Sustentável Do Brasil	578	(123)
GASAG	1.251	51	(54)
PER 31. DEZEMBER 2018
SUEZ Group ⁽¹⁾	17.331	335	(103)
Projektmanagementgesellschaften im Nahen Osten	4.254	467	406
Energia Sustentável Do Brasil	564	(142)
GASAG	1.196	56	3

In Millionen Euro	Summe Gesamtergebnis	Kurzfristige Vermögenswerte	Langfristige Vermögenswerte
PER 31. DEZEMBER 2019
SUEZ Group ⁽¹⁾	294	11.481	24.153
Projektmanagementgesellschaften im Nahen Osten	(19)	2.851	21.053
Energia Sustentável Do Brasil	(123)	204	4.137
GASAG	(2)	850	1.847
PER 31. DEZEMBER 2018
SUEZ Group ⁽¹⁾	232	10.872	22.681
Projektmanagementgesellschaften im Nahen Osten	873	2.572	21.401
Energia Sustentável Do Brasil	(142)	199	4.388
GASAG	59	798	1.733

In Millionen Euro	Kurzfristige Verbindlichkeiten	Langfristige Verbindlichkeiten	Summe Eigenkapital	% Beteiligung der Gruppe	ENGIE zuzuordnendes Gesamteigenkapital
PER 31. DEZEMBER 2019
SUEZ Group ⁽¹⁾	12.098	14.248	9.288	32,06	1.953
Projektmanagementgesellschaften im Nahen Osten	3.543	16.644	3.717		950
Energia Sustentável Do Brasil	304	2.388	1.648	40,00	659
GASAG	1.757	203	736	31,57	233
PER 31. DEZEMBER 2018
SUEZ Group ⁽¹⁾	11.664	12.896	8.993	32,06	1.968
Projektmanagementgesellschaften im Nahen Osten	3.775	16.263	3.934		1.004
Energia Sustentável Do Brasil	544	2.428	1.615	40,00	646
GASAG	1.508	196	827	31,57	261

⁽¹⁾ Die Angaben zu SUEZ in der Tabelle entsprechen der von SUEZ veröffentlichten Finanzinformation. Das der Gruppe zuzuordnende Gesamteigenkapital von SUEZ beläuft sich auf 6.463 Mio. € gemäß dem von SUEZ veröffentlichten Jahresabschluss und auf 6.092 Mio. € nach dem Abschluss von ENGIE. Die Differenz zwischen diesen Beträgen gibt im Wesentlichen das Fehlen des Anteils von von SUEZ emittierten tief nachrangigen, ewig laufenden Anleihen am ENGIE zuzuordnenden Gesamteigenkapital wider, dem teilweise der beizulegende Zeitwert von Vermögenswerten und Verbindlichkeiten von SUEZ zu dem Zeitpunkt gegenüberstand, an dem die Gruppe ihre Konsolidierungsmethode änderte (22. Juli 2013).

SUEZ ist das einzige wesentliche assoziierte Unternehmen, das börsennotiert ist. Basierend auf dem Aktienpreis bei Börsenschluss am 31. Dezember 2019 betrug der Marktwert dieses Anteils 2.686€ Mio. €.

3.1.3 Geschäftsvorfälle zwischen der Gruppe und ihren assoziierten Unternehmen

Die folgenden Angaben veranschaulichen die Auswirkung von Transaktionen mit assoziierten Unternehmen auf den Konzernabschluss 2019.

In Millionen Euro	Käufe von Gütern und Dienstleistungen	Verkäufe von Gütern und Dienstleistungen	Nettofinanzertrag (ohne Dividenden)
Projektmanagementgesellschaften im Nahen Osten	-	254	-
Contassur ⁽¹⁾
Energia Sustentavel Do Brasil	140
Sonstige	65	35	28
PER 31. DEZEMBER 2018	205	289	28

In Millionen Euro	Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen	Kredite und Forderungen, zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet	Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten
Projektmanagementgesellschaften im Nahen Osten	36	130	2
Contassur ⁽¹⁾	160	2
Energia Sustentavel Do Brasil		29	10
Sonstige	14	264	10
PER 31. DEZEMBER 2018	211	426	21

In Millionen Euro	Fremdkapital und Schulden
Projektmanagementgesellschaften im Nahen Osten	-
Contassur ⁽¹⁾
Energia Sustentavel Do Brasil
Sonstige	760
PER 31. DEZEMBER 2018	760

⁽¹⁾ Contassur ist eine Lebensversicherungsgesellschaft, die nach der Equity-Methode bilanziert wird. Contassur bietet Versicherungsverträge an, hauptsächlich mit Pensionsfonds, die die Leistungsverpflichtungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses für die Beschäftigten der Gruppe und auch für die Beschäftigten anderer Unternehmen abdecken, die vorwiegend in den regulierten Bereichen des Strom- und Gassektors in Belgien tätig sind. Versicherungsverträge, die durch Contassur geschlossen wurden, stellen Erstattungsansprüche dar, die in der Bilanz unter "Sonstige Vermögenswerte" ausgewiesen sind. Diese Erstattungsansprüche beliefen sich per 31. Dezember 2019 auf 161 Mio. € (per 31. Dezember 2018 waren es 168 Mio. €).

3.2 Investitionen in Gemeinschaftsunternehmen

3.2.1 Beitrag wesentlicher Gemeinschaftsunternehmen und von Gemeinschaftsunternehmen, die, separat betrachtet, für die Gruppe nicht wesentlich sind

Die folgende Tabelle zeigt den Beitrag jedes wesentlichen Gemeinschaftsunternehmens zusammen mit dem aggregierten Beitrag von Gemeinschaftsunternehmen, die separat betrachtet nicht wesentlich sind, zur Konzernbilanz, Gewinn- und Verlustrechnung und Gesamtergebnisrechnung sowie die Zeile "Erhaltene Dividenden von Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden" in der Kapitalflussrechnung.

Um wesentliche Gemeinschaftsunternehmen zu bestimmen, nutzte die Gruppe qualitative und quantitative Kriterien. Zu diesen Kriterien gehören der Beitrag zu den Einzelposten "Anteil am Jahresergebnis von Gemeinschaftsunternehmen" und "Investitionen in Gemeinschaftsunternehmen", der Anteil der Gruppe an den gesamten Vermögenswerten von Gemeinschaftsunternehmen und Gemeinschaftsunternehmen als Träger großer Projekte in der Untersuchungs- oder Bauphase, für die die entsprechenden Investitionszusagen wesentlich sind.

Firmenname	Aktivität	Kapazität	Prozentualer Anteil von Investitionen in Gemeinschaftsunternehmen
In Millionen Euro			31. Dez. 2019	31. Dez. 2018
Transportadora Associada de Gas S.A. (TAG) (Lateinamerika, Brasilien)	Gasübertragungsnetz		58,50
National Central Cooling Company "Tabreed" (Naher Osten, Asien und Afrika, Abu Dhabi)	District Fernkältenetze		40,00	40,00
EcoĔlectrica (USA & Kanada, Puerto Rico)	Gas- und Dampf-Kombikraftwerk und LNG-Terminal	507 MW	50,00	50,00
Portfolio von Stromerzeugungsanlagen in Portugal (Resteuropa, Portugal)	Stromerzeugung	2.909 MW	50,00	50,00
WSW Energie und Wasser AG (Resteuropa, Deutschland)	Stromerzeugung und -Verteilung	142 MW	33,10	33,10
Tihama Power Generation Co (Naher Osten, Asien und Afrika, Saudi-Arabien)	Stromerzeugung	1.599 MW	60,00	60,00
Ohio State Energy Partners (USA & Kanada, Vereinigte Staaten)	Dienstleistungen		50,00	50,00
Megal GmbH (Frankreich Infrastuctures, Deutschland)	Gasübertragungsnetz		49,00	49,00
Transmisora Electrica del Norte (Lateinamerika, Chile)	Stromübertragungsleitung		50,00	50,00
Sonstige Investitionen in Gemeinschaftsunternehmen, die einzeln nicht wesentlich sind
INVESTITIONEN IN GEMEINSCHAFTSUNTERNEHMEN

Firmenname	Buchwert von Investitionen in Gemeinschaftsunternehmen
In Millionen Euro	31. Dez. 2019	31. Dez. 2018
Transportadora Associada de Gas S.A. (TAG) (Lateinamerika, Brasilien)	1.364
National Central Cooling Company "Tabreed" (Naher Osten, Asien und Afrika, Abu Dhabi)	740	710
EcoĔlectrica (USA & Kanada, Puerto Rico)	395	416
Portfolio von Stromerzeugungsanlagen in Portugal (Resteuropa, Portugal)	312	325
WSW Energie und Wasser AG (Resteuropa, Deutschland)	207	204
Tihama Power Generation Co (Naher Osten, Asien und Afrika, Saudi-Arabien)	108	163
Ohio State Energy Partners (USA & Kanada, Vereinigte Staaten)	114	129
Megal GmbH (Frankreich Infrastuctures, Deutschland)	79	91
Transmisora Electrica del Norte (Lateinamerika, Chile)	80	85
Sonstige Investitionen in Gemeinschaftsunternehmen, die einzeln nicht wesentlich sind	1.171	1.134
INVESTITIONEN IN GEMEINSCHAFTSUNTERNEHMEN	4.570	3.256

Firmenname	Anteil am Jahresergebnis von Gemeinschaftsunternehmen		Sonstiges Gesamtergebnis von Gemeinschaftsunternehmen		Von Gemeinschaftsunternehmen erhaltene Dividenden
In Millionen Euro	31. Dez. 2019	31. Dez. 2018	31. Dez. 2019	31. Dez. 2018	31. Dez. 2019	31. Dez. 2018
Transportadora Associada de Gas S.A. (TAG) (Lateinamerika, Brasilien)	44		(71)		159
National Central Cooling Company "Tabreed" (Naher Osten, Asien und Afrika, Abu Dhabi)	42	40			24	39
EcoĔlectrica (USA & Kanada, Puerto Rico)	25	34			59	104
Portfolio von Stromerzeugungsanlagen in Portugal (Resteuropa, Portugal)	39	44	(2)	1	50	49
WSW Energie und Wasser AG (Resteuropa, Deutschland)	(4)	11			4	3
Tihama Power Generation Co (Naher Osten, Asien und Afrika, Saudi-Arabien)	32	34	(5)	1	86
Ohio State Energy Partners (USA & Kanada, Vereinigte Staaten)	2	5	(10)	5	9	4
Megal GmbH (Frankreich Infrastuctures, Deutschland)	2	6			14	13
Transmisora Electrica del Norte (Lateinamerika, Chile)	7	7	(10)	8
Sonstige Investitionen in Gemeinschaftsunternehmen, die einzeln nicht wesentlich sind	55	92	(61)	11	35	31
INVESTITIONEN IN GEMEINSCHAFTSUNTERNEHMEN	245	273	(158)	26	439	244

Der Anteil am Jahresergebnis von Gemeinschaftsunternehmen beinhaltet 2019 einen einmaligen Verlust von 14 Mio. € (gegenüber einem einmaligen Überschuss von 6 Mio. € für 2018), vor allem durch den geänderten beizulegenden Zeitwert von Derivaten, Wertminderungsaufwand und Veräußerungsgewinne und -Verluste nach Steuern (vgl. Anhang 5.3 "Konzernanteil am periodischen Jahresüberschuss").

3.2.2 Finanzinformationen über wesentliche Gemeinschaftsunternehmen

Die dargestellten Beträge wurden nach IFRS ermittelt vor Eliminierung konzerninterner Posten und nach (i) Anpassungen gemäß Bilanzierungsstrategie der Gruppe und (ii) Bewertungen des beizulegenden Zeitwerts der Vermögenswerte und Verbindlichkeiten des Gemeinschaftsunternehmens am Tag des Erwerbs bei ENGIE, wie in IAS 28 gefordert. Alle Beträge werden ausgehend von einer 100%igen Beteiligung dargestellt, eine Ausnahme ist das "ENGIE zuzuordnende Gesamteigenkapital" in der Bilanz.

INFORMATION ÜBER DIE GEWINN- UND VERLUSTRECHNUNG UND DIE GESAMTERGEBNISRECHNUNG

Millionen Euro	Erträge	Abschreibung von immateriellen Vermögenswerten und Sachanlagen	Nettofinanzerträge/(-aufw endungen)	Ertragsteueraufwand
PER 31. DEZEMBER 2019
Transportadora Associada de Gás S.A.	655	(191)	(191)	(52)
National Central Cooling Company .Tabreed"	370	(41)	(44)	-
	308	(69)	-	(2)
Portfolio an Stromerzeugungsanlagen in Portugal	426	(67)	(29)	(36)
WSW Energie und Wasser AG	729	(12)	(2)	6
Tihama Power Generation Co	42	(5)	(23)	(8)
Ohio State Energy Partners	121	-	(44)	-
Megal GmbH	123	(69)	(4)	3
Transmisora Electrica del Norte	76	-	(30)	(5)
PER 31. DEZEMBER 2018
Transportadora Associada de Gas S.A.	-	-	-	-
National Central Cooling Company "Tabreed"	335	(34)	(37)	-
EcoĔlectrica	280	(63)	2	(3)
Portfolio an Stromerzeugungsanlagen in Portugal	749	(65)	(31)	(37)
WSW Energie und Wasser AG	856	(11)	(3)	(19)
Tihama Power Generation Co	111	(5)	(24)	(8)
Ohio State Energy Partners	52	-	(33)	-
Megal GmbH	124	(63)	(4)	2
Transmisora Electrica del Norte	75	-	(33)	(5)

Millionen Euro	Jahresüberschuss (-fehlbetrag)	Sonstiges Gesamtergebnis
PER 31. DEZEMBER 2019
Transportadora Associada de Gás S.A.	88	(121)
National Central Cooling Company .Tabreed"	105	-
	50	-
Portfolio an Stromerzeugungsanlagen in Portugal	93	(7)
WSW Energie und Wasser AG	(11)	-
Tihama Power Generation Co	54	(8)
Ohio State Energy Partners	4	(20)
Megal GmbH	4
Transmisora Electrica del Norte	15	(21)
PER 31. DEZEMBER 2018
Transportadora Associada de Gas S.A.	-	-
National Central Cooling Company "Tabreed"	100	-
EcoĔlectrica	68	-
Portfolio an Stromerzeugungsanlagen in Portugal	106	3
WSW Energie und Wasser AG	35	-
Tihama Power Generation Co	56	1
Ohio State Energy Partners	10	11
Megal GmbH	12	-
Transmisora Electrica del Norte	14	16

Millionen Euro	Summe Gesamtergebnis
PER 31. DEZEMBER 2019
Transportadora Associada de Gás S.A.	(34)
National Central Cooling Company .Tabreed"	105
	50
Portfolio an Stromerzeugungsanlagen in Portugal	86
WSW Energie und Wasser AG	(11)
Tihama Power Generation Co	46
Ohio State Energy Partners	(15)
Megal GmbH	4
Transmisora Electrica del Norte	(6)
PER 31. DEZEMBER 2018
Transportadora Associada de Gas S.A.	-
National Central Cooling Company "Tabreed"	100
EcoĔlectrica	68
Portfolio an Stromerzeugungsanlagen in Portugal	109
WSW Energie und Wasser AG	35
Tihama Power Generation Co	57
Ohio State Energy Partners	21
Megal GmbH	12
Transmisora Electrica del Norte	30

INFORMATION ÜBER DIE BILANZ

In Millionen Euro	Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	Sonstige kurzfristige Vermögenswerte	Langfristige Vermögenswerte	Kurzfristiges Fremdkapital
PER 31. DEZEMBER 2019
Transportadora Associada de Gas S.A.	86	329	7.844	595
National Central Cooling Company .Tabreed"	-	143	2.671	13
EcoElectrica	34	97	701	(7)
Portfolio an Stromerzeugungsanlagen in Portugal	232	635	1.039	176
WSW Energie und Wasser AG	19	59	805	37
Tihama Power Generation Co	56	124	432	69
Ohio State Energy Partner	19	1.055	89	343
Megal GmbH	6	2	729	210
Transmisora Electrica del Norte	43	34	774	42
PER 31. DEZEMBER 2018
National Central Cooling Company "Tabreed"	65	124	2.574	-
EcoElectrica	24	107	755	3
Portfolio an	231	568	1.305	287
Stromerzeugungsanlagen in Portugal
WSW Energie und Wasser AG	12	148	778	55
WSW Energie und Wasser AG	129	140	488	61
Tihama Power Generation Co	16	8	1.039	(6)
Megal GmbH		13	752	10
Transmisora Electrica del Norte	66	30	773	75

In Millionen Euro	Sonstige kurzfristige Verbindlichkeiten	Langfristiges Fremdkapital
PER 31. DEZEMBER 2019
Transportadora Associada de Gas S.A.	86	4.616
National Central Cooling Company .Tabreed"	184	765
EcoElectrica	29
Portfolio an Stromerzeugungsanlagen in Portugal	139	770
WSW Energie und Wasser AG	54	94
Tihama Power Generation Co	26	325
Ohio State Energy Partner	25	522
Megal GmbH	41	262
Transmisora Electrica del Norte	4	645
PER 31. DEZEMBER 2018
National Central Cooling Company "Tabreed"	173	816
EcoElectrica	27
Portfolio an	178	763
Stromerzeugungsanlagen in Portugal
WSW Energie und Wasser AG	84	101
WSW Energie und Wasser AG	40	370
Tihama Power Generation Co	7	804
Megal GmbH	55	446
Transmisora Electrica del Norte	3	621

In Millionen Euro	Andere langfristige Verbindlichkeiten	Summe Eigenkapital	% Beteiligung der Gruppe	ENGIE zuzuordnendes Gesamteigenkapital
PER 31. DEZEMBER 2019
Transportadora Associada de Gas S.A.	629	2.331	58,50	1.364
National Central Cooling Company .Tabreed"	-	1.851	40,00	740
EcoElectrica	21	789	50,00	395
Portfolio an Stromerzeugungsanlagen in Portugal	92	728	50,00	312
WSW Energie und Wasser AG	92	606	33,10	207
Tihama Power Generation Co	13	179	60,00	108
Ohio State Energy Partner	43	229	50,00	114
Megal GmbH	62	162	49,00	79
Transmisora Electrica del Norte	-	160	50,00	80
PER 31. DEZEMBER 2018
National Central Cooling Company "Tabreed"	-	1.775	40,00	710
EcoElectrica	23	833	50,00	416
Portfolio an	115	761	50,00	325
Stromerzeugungsanlagen in Portugal
WSW Energie und Wasser AG	103	596	33,10	204
WSW Energie und Wasser AG	15	271	60,00	163
Tihama Power Generation Co	-	257	50,00	129
Megal GmbH	70	185	49,00	91
Transmisora Electrica del Norte	-	170	50,00	85

3.2.3 Geschäftsvorfälle zwischen der Gruppe und ihren Gemeinschaftsunternehmen

Die folgenden Angaben veranschaulichen die Auswirkung von Geschäftsvorfällen mit Gemeinschaftsunternehmen auf den Konzernabsc hluss 2019.

In Millionen Euro	Käufe von Gütern und Dienstleistungen	Verkäufe von Gütern und Dienstleistungen	Nettofinanzertrag (ohne Dividenden)	Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen
EcoElectrica	-	147	-	18
Portfolio an Stromerzeugungsanlagen in Portugal	-	-	-	1
WSW Energie und Wasser AG		23		1
Megal GmbH	65
Futures Energies Investissements Holding	3	19	3	2
Sonstige	(40)	89	8	27
PER 31. DEZEMBER 2019	28	278	11	49

In Millionen Euro	Kredite und Forderungen, zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet	Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten
EcoElectrica	-	-
Portfolio an Stromerzeugungsanlagen in Portugal	128	-
WSW Energie und Wasser AG		1
Megal GmbH	51
Futures Energies Investissements Holding	207	-
Sonstige	200	6
PER 31. DEZEMBER 2019	585	7

In Millionen Euro	Fremdkapital und Schulden
EcoElectrica	-
Portfolio an Stromerzeugungsanlagen in Portugal	-
WSW Energie und Wasser AG
Megal GmbH
Futures Energies Investissements Holding	-
Sonstige	5
PER 31. DEZEMBER 2019	5

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

3.3.1 Nicht angesetzter Anteil an Verlusten assoziierter und Gemeinschaftsunternehmen

Die kumulierten nicht angesetzten Verluste assoziierter Unternehmen (die den kumulierten Verlusten entsprechen, die den Buchwert von Investitionen in die entsprechenden assoziierten Unternehmen überschreiten) betrugen -das sonstige Gesamtergebnis eingeschlossen - 2019 113 Mio. € (2018: 171 Mio. €). Dieser Rückgang entstand aus (i) im Geschäftsjahr 2019 nicht angesetzten Erträgen in Höhe von 89 Mio. € und (ii) Änderungen im sonstigen Gesamtergebnis.

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

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

Per 31. Dezember 2019 betreffen die wichtigsten Zusagen und Bürgschaften der Gruppe für Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden:

―	Energia Sustentavel do Brasil ("Jirau") für einen aggregierten Betrag von 4.210 Mio. BRL (930 Mio. €).

Die Kredite, die die Banco Nacional de Desenvolvimento Economico e Social, die brasilianische Entwicklungsbank, Energia Sustentavel do Brasil gewährte, betrugen per 31. Dezember 2019 10.525 Mio. BRL (2.325 Mio. €). Für diese Schuld bürgt jeder Partner im Umfang seines Besitzanteils an dem Konsortium;

―	TAG für Erfüllungs- und sonstige Bürgschaften über 176 Mio. €;
―	die Projektmanagementgesellschaften im Nahen Osten und Afrika für einen aggregierten Betrag von 917 Mio. €.

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

―	eine Zusage für eine Eigenkapitaleinlage (Kapital/nachrangige Schuld) von 101 Mio. €. Solche Zusagen betreffen nur Unternehmen, die als Holdings für Projekte in der Bauphase fungieren,
―	Akkreditive als Bürgschaft für Reservekonten für den Schuldendienst über einen aggregierten Betrag von 200 Mio. €. Die in bestimmten Gesellschaften festgelegte Projektfinanzierung kann erfordern, dass diese Gesellschaften im Unternehmen eine bestimmte Menge an Zahlungsmitteln vorhalten (zumeist so viel, um die Schulden über sechs Monate zu bedienen). Das gilt insbesondere im Falle einer Non-Recourse-Finanzierung. Diese Zahlungsmittelmenge kann durch Akkreditive ersetzt werden,
―	eine Sicherheit für Darlehensgeber in Form von verpfändeten Anteilen an Projektmanagementgesellschaften in Höhe eines aggregierten Betrags von 266 Mio. €,
―	Erfüllungs- und sonstige Bürgschaften über 350 Mio. €.

ANHANG 4 Wichtige Änderungen der Konzernstruktur

Bilanzierungsstandards

Nach IFRS 5 - Zur Veräußerung gehaltene langfristige Vermögenswerte und aufgegebene Geschäftsbereiche werden veräußerungsfähige Vermögenswerte oder Veräußerungsgruppen separat in der Bilanz dargestellt und zum niedrigeren Wert von Buchwert und beizulegendem Zeitwert abzüglich Veräußerungskosten bemessen und bilanziert.

Ein Vermögenswert wird als "zum Verkauf gehalten" klassifiziert, wenn der Verkauf innerhalb von zwölf Monaten ab Klassifizierungstermin höchstwahrscheinlich ist, wenn er im bestehenden Zustand zum unmittelbaren Verkauf verfügbar ist und wenn das Management an einen Plan gebunden ist, den Vermögenswert zu verkaufen, und Aktivitäten entfaltet wurden, um einen Käufer zu finden und den Plan zu seinem Ende zu führen. Um bei beurteilen, ob ein Verkauf höchstwahrscheinlich ist, betrachtet die Gruppe unter anderem Anzeichen von Interesse und Angebote potenzieller Käufer sowie spezielle Risiken bei der Durchführung bestimmter Transaktionen.

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

4.1 Veräußerungen im Jahr 2019

Am 28. Februar 2019 legte die Gruppe ihre Strategie für die Jahre 2019-2021 dar und kündigte bei der Gelegenheit ein Programm zur Veräußerung von Vermögenswerten in einem Umfang von 6 Mrd. € an, um den Transformationsprozesses fortzuführen.

Die Tabelle zeigt die Auswirkung der wichtigsten Veräußerungen und Verkaufsverträge 2019 auf die Nettoschuld der Gruppe ohne Teilverkäufe aus DBSO ⁽¹⁾ -Projekten:

In Millionen Euro	Veräußerungspreis	Reduzierung der Nettoverschuldung
Veräußerung des Anteils von ENGIE an Glow - Thailand	2.591	2.466
Veräußerung von deutschen und niederländischen Kohlekraftwerken	213	106
Sonstige Veräußerungen, die einzeln nicht wesentlich sind	606	522
SUMME	3.410	3.094

Zusätzliche Veräußerungen, die per 31. Dezember 2019 vor dem Abschluss stehen, sind in Anhang 4.2 "Zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte" beschrieben.

4.1.1 Veräußerung des Anteils von ENGIE an Glow (Thailand)

Am 14. März 2019 schloss die Gruppe den Verkauf ihres Anteils von 69,1 % an Glow an Global Power Synergy Public Company Ltd. (GPSC) ab, nachdem sie am 8. März 2019 die offizielle Genehmigung der thailändischen Regulierungsbehörde für Energie erhalten hatte. Diese Transaktion folgte auf eine erste Vereinbarung zwischen ENGIE und GPSC im Juni 2018.

Die kombinierten Effekte der Transaktion und der mit diesen Aktivitäten seit 1. Januar 2019 generierten Zahlungsmittel haben die Nettoschuld der Gruppe um 2.466 Mio. € verringert. Der Veräußerungsgewinn vor Steuern betrug 2019 1.580 Mio. €, von denen 143 Mio. € dem Recycling von Posten aus der Gesamtergebnisrechnung in die Gewinn- und Verlustrechnung entsprechen (Umrechnungsdifferenzen von 351 Mio. € und Sicherungen in Höhe von negativen 208 Mio. €).

4.1.2 Veräußerung des Anteils von ENGIE an Kohlekraftwerken in Deutschland und den Niederlanden

Am 29. November 2019 schloss die Gruppe die Veräußerung der Kohlekraftwerke in Farge, Zolling und Wilhelmshaven in Deutschland bzw. Rotterdam in den Niederlanden mit einer installierten Gesamtleistung von 2.345 MW an die Riverstone Holdings LLC, einen auf Energie spezialisierten internationalen Investmentfonds, ab.

Diese Transaktion verringerte die Nettoschulden von ENGIE per 31. Dezember 2019 um 106 Mio. € (und brachte Einnahmen von 84 Mio. € für 2020). Nach einer negativen Wertberichtigung von 121 Mio. €, die hauptsächlich dem Geschäfts- oder Firmenwert entspricht, betrug der Veräußerungsverlust vor Steuern am 31. Dezember 2019 26 Mio. €.

⁽¹⁾ Develop, Build, Share and Operate -ein Modell für erneuerbare Energieträger, das auf der ständigen Rotation des betriebsnotwendigen Kapitals beruht, bei dem die Auswirkung von Veräußerungen als Subtraktion vom CAPEX im kurzfristigen Betriebsergebnis ausgewiesen wird.

4.2 Zum Verkauf gehaltene Vermögenswerte

Per 31. Dezember 2019 belief sich die Summe der "Vermögenswerte, die als zur Veräußerung gehalten klassifiziert sind", und die Summe der "Verbindlichkeiten, die in direktem Zusammenhang mit Vermögenswerten stehen, die als zur Veräußerung gehalten klassifiziert sind", auf 468 Mio. € bzw. 92 Mio. €.

In Millionen Euro	31. Dez. 2019	31. Dez. 2018 ⁽¹⁾
Sachanlagen, netto, und immaterielle Vermögenswerte	378	2.661
Sonstige Vermögenswerte	90	1.137
SUMME VERMÖGENSWERTE, DIE ALS ZUR VERÄUSSERUNG GEHALTEN KLASSIFIZIERT SIND	468	3.798
Fremdkapital und Schulden	26	1.019
Sonstige Verbindlichkeiten	65	1.111
SUMME VERBINDLICHKEITEN IM DIREKTEN ZUSAMMENHANG MIT VERMÖGENSWERTEN, DIE ALS ZUR VERÄUSSERUNG GEHALTEN KLASSIFIZIERT SIND	92	2.130

⁽¹⁾ Die per 31. Dezember 2018 veröffentlichten Daten wurden aufgrund der Übergangsmethode, die für die Anwendung von IFRS 16 und IFRIC 23 benutzt wurde, nicht neu berechnet (vgl. Anhang 1 "Bilanzierungsrahmen und Grundlage für die Vorbereitung des Konzernabschlusses").

Die Vermögenswerte in Verbindung mit Glow (Thailand), von Langa in Frankreich betriebene Solarparks und Anlagen für erneuerbare Energieträger in Mexiko, die am 31. Dezember 2018 als "Zum Verkauf gehalten klassifizierte Vermögenswerte" ausgewiesen waren, wurden 2019 verkauft (vgl. Anhang 4.1 "Veräußerungen im Jahr 2019").

Zu den Vermögenswerten, die am 31. Dezember 2019 als veräußerungsfähig klassifiziert waren, gehören Anlagen für erneuerbare Energieträger in Mexiko und in Betrieb befindliche Anlagen zur Grüngasproduktion in Frankreich. Diese Transaktionen sollen in der ersten Hälfte 2020 abgeschlossen sein. In Anbetracht der erwarteten Kapitalgewinne aus der Veräußerung wurde keine Wertberichtigung vorgenommen.

4.3 Erwerbe im Jahr 2019

4.3.1 Erwerb eines Anteils von 58,5 % an Transportadora Associada de Gas S.A. (TAG) in Brasilien

Anfang April 2019 gewann ein Konsortium, bestehend aus ENGIE (32,5 %), ENGIE Brasil Energia (32,5 %) und Caisse de Depot et Placement du Quebec (CDPQ) (35 %), ein Bieterverfahren von Petrobas für den Erwerb eines Anteils von 90 % an Transportadora Associada de Gas S.A. (TAG).

ENGIE hält daher direkt und indirekt einen Anteil von 58,5 % an TAG, der einen Nettoanteil der Gruppe von 49,3 % bedeutet. Die anderen Aktionäre von TAG sind CDPQ mit 31,5 % und Petrobas mit einem verbliebenen Anteil von 10 %.

Der Akquisitionspreis betrug 8,6 Mrd. USD. Davon wurden 5,3 Mrd. USD durch Verschuldung außerhalb des Konsortiums und 2,4 Mrd. USD von den Aktionären finanziert. Die Auswirkung der Akquisition auf die Nettoverschuldung der Gruppe lag bei 1,6 Mrd. € (einschließlich Anschaffungskosten des Erwerbs).

Die Transaktion war am 13. Juni 2019 abgeschlossen.

TAG besitzt das größte Erdgastransportnetz in Brasilien, einem Schlüsselland in der von ENGIE kürzlich dargelegten Strategie. Das verschafft der Gruppe einen steten vertraglich festgelegten Fluss von Einnahmen. Die Vermögenswerte von TAG umfassen 4.500 km Gaspipelines. Das sind 47 % der Gasinfrastruktur des Landes.

Die Gruppe beherrscht TAG gemeinschaftlich, denn Entscheidungen über relevante Geschäftstätigkeit, einschließlich beispielsweise Budget- und mittelfristige Planung, Investitionen, Geschäftstätigkeit und Erhaltung, werden mit Stimmenmehrheit getroffen. Dazu ist die Zustimmung von ENGIE und CDPQ nötig. Folglich wird diese Beteiligung nach der Equity-Methode bilanziert.

4.3.2 Sonstige Transaktionen 2019

2019 fanden mehrere Erwerbe statt. Dazu gehörten die OTTO Luft- und Klimatechnik GmbH & Co, ein deutsches Unternehmen für Lüftungsanlagen und Service; das Instandhaltungsgeschäft für Kernenergieanlagen von SUEZ (zuvor SRA SAVAC); Vol V Biomasse, das entlang der gesamten Biomethan-Wertschöpfungskette tätig ist; TIKO, ein Entwickler von smarten Energiemanagementsystemen für den einheimischen Markt; ein beherrschender Anteil an Cofely Besix Facility Management (CBFM) und Conti, ein Energiedienstleister in Nordamerika.

Die verschiedenen Akquisitionen erhöhten die Nettoschuld um 1,6 Mrd. €.

Außerdem verkündeten die Gruppe und ihre Konsortiumspartner Credit Agricole Assurances und Mirova (ein Tochterunternehmen von Natixis Investment Managers) am 19. Dezember 2019, dass sie ein von EDP veranstaltetes Bietergefecht um den Erwerb des zweitgrößten Portfolios aus Wasserkraftwerken in Portugal gewonnen hatten. ENGIE besitzt 40 % des Konsortiums, während Credit Agricole Assurances und Mirova über gemanagte Fonds 35 % bzw. 25 % gehören. Für ENGIE wird eine Auswirkung auf die Nettoverschuldung von etwa 650 Mio. € erwartet. Diese Investition wird nach der Equity-Methode bilanziert. Der Abschluss der Transaktion wird für die zweite Hälfte 2020 erwartet.

Schließlich hat ENGIE auch den Erwerb von Renvico in Italien angekündigt, einem Unternehmen in der Branche der erneuerbaren Energieträger, das auf das Management von Windparks spezialisiert ist. Der Abschluss der Transaktion wird für 2020 erwartet.

ANHANG 5 In den Finanzinformationen verwendete Finanzkennzahlen

Anliegen dieses Anhangs ist die Darstellung der wichtigsten nicht auf GAAP basierenden Finanzkennzahlen der Gruppe sowie ihre Überleitung auf die Kennzahlen des Konzernabschlusses nach IFRS. Die per 31. Dezember 2018 veröffentlichten folgenden Daten wurden aufgrund der Übergangsmethode, die für die Anwendung von IFRS 16 benutzt wurde, nicht neu berechnet (vgl. Anhang 1 .Bilanzierungsrahmen und Grundlage für die Vorbereitung des Konzernabschlusses( ¹).

5.1 EBITDA

Überleitung vom EBITDA auf Kurzfristiges Betriebsergebnis einschließlich operativer Marktbewertung und Anteil am Jahresüberschuss von Unternehmen, die nach der Equity-Methode bewertet werden:

In Millionen Euro	31. Dez. 2019	31. Dez. 2018 ⁽¹⁾
KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS EINSCHLIESSLICH OPERATIVER MARKTBEWERTUNG UND ANTEIL AM JAHRESÜBERSCHUSS VON UNTERNEHMEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN	5.300	4.903
Marktbewertung von Commodity-Kontrakten, die keine Handelsinstrumente sind	426	223
Abschreibung/Sonstige	4.497	3.882
Anteilsbasierte Vergütungen (IFRS 2)	51	79
Sonderanteil am Jahresüberschuss von Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden	93	149
EBITDA	10.366	9.236

⁽¹⁾ Die per 31. Dezember 2018 veröffentlichten Angaben wurden aufgrund der Übergangsmethode, die für die Anwendung von IFRS 16 benutzt wurde, nicht neu berechnet (vgl. Anhang 1 "Bilanzierungsrahmen und Grundlage für die Vorbereitung des Konzernabschlusses").

5.2 Kurzfristiges Betriebsergebnis (COI)

Überleitung vom kurzfristigen Betriebsergebnis (COI) auf das kurzfristige Betriebsergebnis einschließlich operativer Marktbew ertung und Anteil am Jahresüberschuss von Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden:

In Millionen Euro	31. Dez. 2019	31. Dez. 2018< ¹ )
KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS EINSCHLIESSLICH OPERATIVER MARKTBEWERTUNG UND ANTEIL AM JAHRESÜBERSCHUSS VON UNTERNEHMEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN	5.300	4.903
(-) Marktbewertung von Commodity-Kontrakten, die keine Handelsinstrumente sind	426	223
KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS (COI)	5.726	5.126

⁽¹⁾ Die per 31. Dezember 2018 veröffentlichten Daten wurden aufgrund der Übergangsmethode, die für die Anwendung von IFRS 16 benutzt wurde, nicht neu berechnet (vgl. Anhang 1 "Bilanzierungsrahmen und Grundlage für die Vorbereitung des Konzernabschlusses").

Ab 2020 wird die Zusammensetzung des COI an die des EBITDA angeglichen, um im Einklang mit den Bilanzierungsrichtlinien bei ENGIE den Sonderanteil am Jahresüberschuss von Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, auszuschließen (2019 negative 93 Mio. €, 2018 negative 149 Mio. €). Das führt zu einem berichtigten COI von 5.819 Mio. € bzw. 5.275 Mio. € am 31. Dezember 2019 bzw. 31. Dezember 2018.

5.3 Konzernanteil am periodischen Jahresüberschuss

Der Konzernanteil am periodischen Jahresüberschuss ist eine Finanzkennzahl, die die Gruppe in ihrer Finanzberichterstattung verwendet, um den Anteil der Gruppe am Jahresüberschuss, berichtigt um ungewöhnliche oder Einmaleffekte, darzustellen.

Diese Finanzkennzahl schließt daher aus:

―	alle Posten zwischen den Zeilen "Kurzfristiges Betriebsergebnis einschließlich operativer Marktbewertung und Anteil am Jahresüberschuss von Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden" und "Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit", d. h. "Wertminderungsaufwendungen", "Restrukturierungskosten", "Änderungen des Konsolidierungskreises" und "Sonstige Sonderposten". Diese Posten sind in Anhang 9 "Sonstige Posten des Erfolgs der betrieblichen Tätigkeit" definiert;
―	Marktbewertung von Commodity-Kontrakten, die keine Handelsinstrumente sind;
―	die folgenden Bestandteile des Nettofinanzergebnisses: die Auswirkung der Schuldenrestrukturierung, Kompensationszahlungen für das frühzeitige Glattstellen derivativer Instrumente, abzüglich der Aufholung des beizulegenden Zeitwerts dieser Derivate mit frühzeitigem Settlement, Änderungen des beizulegenden Zeitwerts derivativer Instrumente, die nach IFRS 9 - Finanzinstrumente nicht als Sicherung in Betracht kommen, sowie den unwirksamen Bestandteil derivativer Instrumente, die sich als Sicherung eignen;
―	die ertragsteuerliche Wirkung der oben genannten Positionen, die nach dem gesetzlichen Ertragsteuersatz ermittelt wurde, der für die entsprechende steuerliche Einheit gilt;
―	Nettosonderposten im "Anteil am Jahresüberschuss von Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden". Die ausgeschlossenen Positionen entsprechen den Sonderposten wie oben definiert.

⁽¹⁾ Vergleichsangaben, die die Auswirkung der Anwendung von IFRS 16 enthalten, sind in Abschnitt 1 des Jahresberichts 2019 nachzulesen.

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

In Millionen Euro	Anhänge	31. Dez. 2019	31. Dez. 2018 ⁽¹⁾
KONZERANTEIL AM JAHRESERGEBNIS		984	1.033
JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG) AUS AUFGEGEBENEN GESCHÄFTSBEREICHEN, KONZERNANTEIL			1.045
JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG) AUS FORTGEFÜHRTEN GESCHÄFTSBEREICHEN, KONZERNANTEIL		984	(12)
Nicht beherrschende Beteiligungen an fortgeführten Geschäftsbereichen		664	572
JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG) AUS FORTGEFÜHRTEN GESCHÄFTSBEREICHEN		1.649	560
Posten der Überleitung vom kurzfristigen Betriebsergebnis nach Anteil am Jahresüberschuss von Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, auf den Erfolg der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit		1.623	2.258
Wertminderungsaufwendungen	9.1	1.770	1.798
Restrukturierungskosten	9.2	218	162
Änderungen des Konsolidierungskreises	9.3	(1.604)	150
Sonstige Sonderposten	9.4	1.240	147
Sonstige berichtigte Positionen		154	430
Marktbewertung von Commodity-Kontrakten, die keine Handelsinstrumente sind	8.1	426	223
Unwirksamer Anteil bei Derivaten, die als Sicherungen des beizulegenden Zeitwerts qualifizieren	10	3	3
Gewinne/(Verluste) aus Schuldenrestrukturierung und frühzeitiger Glattstellung derivativer Finanzinstrumente	10	(6)	(7)
Änderung des beizulegenden Zeitwerts von Derivaten, die nicht als Sicherungen qualifizieren, und der unwirksame Anteil von Derivaten, die als Cashflow-Sicherungen qualifizieren	10	223	183
Bereinigtes Ergebnis aus Schuld- und Eigenkapitalinstrumenten	10	(115)	26
Sonstige berichtigte steuerliche Auswirkungen		(470)	(147)
Sondererlös/(-fehlbetrag) im Anteil am Jahresüberschuss von Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden		93	149
PERIODISCHER JAHRESÜBERSCHUSS AUS FORTGEFÜHRTEN GESCHÄFTSBEREICHEN		3.426	3.248
Periodischer Jahresüberschuss aus fortgeführten Geschäftsbereichen, der nicht beherrschenden Beteiligungen zuzuordnen ist		743	790
PERIODISCHER JAHRESÜBERSCHUSS AUS FORTGEFÜHRTEN GESCHÄFTSBEREICHEN, KONZERNANTEIL		2.683	2.458
Periodischer Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) aus aufgegebenen Geschäftsbereichen, Konzernanteil			(33)
PERIODISCHEN JAHRESÜBERSCHUSS, KONZERNANTEIL		2.683	2.425

⁽¹⁾ Die per 31. Dezember 2018 veröffentlichten Angaben wurden aufgrund der Übergangsmethode, die für die Anwendung von IFRS 16 benutzt wurde, nicht neu berechnet (vgl. Anhang 1 "Bilanzierungsrahmen und Grundlage für die Vorbereitung des Konzernabschlusses").

5.4 Eingesetztes Industriekapital

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

In Millionen Euro	31. Dez. 2019	31. Dez. 2018 ⁽¹⁾
(+) Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte, netto	58.996	55.635
(+) Geschäfts- oder Firmenwert	18.665	17.809
(-) Geschäfts- oder Firmenwert Gaz de France - SUEZ und International Power ⁽²⁾	(7.650)	(7.610)
(+) Forderungen nach IFRIC 4, IFRS 16 und IFRIC 12	1.737	1.550
(+) Investitionen in Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden	9.216	7.846
(-) Geschäfts- oder Firmenwert aus dem Zusammenschluss mit International Power ⁽²⁾	(154)	(151)
(+) Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen, netto	15.180	15.613
(-) Margenausgleich ^(2,3)	(2.023)	(1.669)
(+) Vorräte	3.617	4.158
(+) Vermögenswerte aus Verträgen mit Kunden	7.831	7.411
(+) Sonstige kurzfristige und langfristige Vermögenswerte	10.601	9.811
(+) Latente Steuern	(3.771)	(4.349)
(+) Streichung latenter Steuern auf sonstige umgliederbare Posten ⁽²⁾	(571)	(247)
(-) Rückstellungen	(25.115)	(21.813)
(+) Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste im Aktienkapital (nach latenten Steuern) ⁽²⁾	3.507	2.637
(-) Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten	(19.109)	(19.759)
(+) Margenausgleich ^(2,3)	1.996	1.681
(-) Verbindlichkeiten aus Verträgen mit Kunden	(4.330)	(3.634)
(-) Sonstige kurzfristige und langfristige Verbindlichkeiten	(14.298)	(13.507)
EINGESETZTES INDUSTRIEKAPITAL	54.325	51.412

⁽¹⁾ Die per 31. Dezember 2018 veröffentlichten Angaben wurden aufgrund der Übergangsmethode, die für die Anwendung von IFRS 16 benutzt wurde, nicht neu berechnet (vgl. Anhang 1 "Bilanzierungsrahmen und Grundlage für die Vorbereitung des Konzernabschlusses"). ⁽¹⁾ (1)
⁽²⁾ Zur Berechnung des eingesetzten Industriekapitals sind die für die jeweiligen Positionen erfassten Beträge gegenüber den in der Bilanz ausgewiesenen angepasst worden.
⁽³⁾ Der Margenausgleich in den "Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstigen Forderungen' und den "Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstigen Verbindlichkeiten' entspricht den erhaltenen oder geleisteten Anzahlungen als Teil von Besicherungsvereinbarungen, die die Gruppe geschlossen hat, um bei Commodity-Transaktionen Gegenparteirisiken zu managen.

5.5 Cashflow aus betrieblicher Tätigkeit (CFFO)

Die Überleitung von Cashflow aus betrieblicher Tätigkeit (CFFO) auf Positionen der Kapitalflussrechnung sieht wie folgt aus:

In Millionen Euro	31. Dez. 2019	31. Dez. 2018 ⁽¹⁾
Zahlungsmittel aus betrieblicher Tätigkeit vor Ertragsteuern und Working -Capital-Bedarf	9.863	8.464
Gezahlte Steuern	(575)	(757)
Änderung des Working-Capital-Bedarfs	(1.110)	149
Erhaltene Zinsen auf langfristige finanzielle Vermögenswerte	28	26
Vereinnahmte Dividenden auf langfristige finanzielle Vermögenswerte	67	52
Gezahlte Zinsen	(780)	(727)
Vereinnahmte Zinsen auf Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	82	79
Änderung bei finanziellen Vermögenswerten, als erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet	(135)	(289)
(+) Änderung bei finanziellen Vermögenswerten, die in der Bilanz und sonstig als erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet sind	135	303
CASHFLOW AUS BETRIEBLICHER TÄTIGKEIT (CFFO)	7.574	7.300

⁽¹⁾ Die per 31. Dezember 2018 veröffentlichten Angaben wurden aufgrund der Übergangsmethode, die für die Anwendung von IFRS 16 benutzt wurde, nicht neu berechnet (vgl. Anhang 1 "Bilanzierungsrahmen und Grundlage für die Vorbereitung des Konzernabschlusses").

5.6 Investitionsausgaben (CAPEX)

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

In Millionen Euro	31. Dez. 2019	31. Dez. 2018 ⁽¹⁾
Erwerbe von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten	6.524	6.202
Erwerbe von beherrschenden Beteiligungen an Unternehmen, abzüglich erworbener Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	864	983
(+) erworbene Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	229	83
Erwerbe von Investitionen in Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, und in gemeinschaftliche Tätigkeit	1.746	338
Erwerbe von Eigenkapital- und Schuldinstrumenten	595	283
Änderung bei Krediten und Forderungen, ausgereicht von der Gruppe und anderen	532	251
(+) Sonstige	8	11
Änderung bei Eigentumsanteilen an beherrschten Unternehmen	12	18
(+) erhaltene Zahlungen für die Veräußerung von nicht beherrschenden Anteilen	-	-
(-) Auswirkung von Veräußerungen im Zusammenhang mit DBSO ⁽²⁾ -Aktivitäten	(468)	(526)
SUMME INVESTITIONSAUSGABEN (CAPEX)	10.042	7.643

⁽¹⁾ Die per 31. Dezember 2018 veröffentlichten Daten wurden aufgrund der Übergangsmethode, die für die Anwendung von IFRS 16 benutzt wurde, nicht neu berechnet (vgl. Anhang 1 "Bilanzierungsrahmen und Grundlage für die Vorbereitung des Konzernabschlusses"). Jetzt enthalten sie jedoch die Auswirkung von Veräußerungen im Kontext der DBSO-Aktivitäten der Gruppe.
⁽²⁾ Develop, Build, Share and Operate (planen, bauen, gemeinsam nutzen, betreiben)

5.7 Nettofinanzschulden

Überleitung von der Nettofinanzverschuldung auf Posten der Bilanz:

In Millionen Euro	Anhänge	31. Dez. 2019	31. Dez. 2018 ⁽¹⁾
(+) Langfristiges Fremdkapital	16.2 und 16.3	30.002	26.434
(+) Kurzfristiges Fremdkapital	16.2 und 16.3	8.543	5.745
(+) Derivative Instrumente -passiviert	16.4	15.575	14.295
(-) Derivative Instrumente, die Commodities und andere Posten sichern		(15.350)	(13.970)
(-) Sonstige finanzielle Vermögenswerte	16.1	(9.568)	(8.483)
(+) Kredite und Forderungen, bewertet zu fortgeführten Anschaffungskosten, die nicht in der Nettofinanzverschuldung enthalten sind		4.870	3.844
(+) Eigenkapitalinstrumente zum beizulegenden Zeitwert		1.297	1.107
(+) Schuldinstrumente zum beizulegenden Zeitwert, die nicht in der Nettofinanzverschuldung enthalten sind		1.899	1.551
(-) Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	16.1	(10.519)	(8.700)
(-) Derivative Instrumente, aktiviert	16.4	(14.272)	(13.372)
(+) Derivative Instrumente, die Commodities und andere Posten sichern		13.443	12.652
NETTOFINANZSCHULDEN		25.919	21.102

⁽¹⁾ Die per 31. Dezember 2018 veröffentlichten Daten wurden aufgrund der Übergangsmethode, die für die Anwendung von IFRS 16 benutzt wurde, nicht neu berechnet (vgl. Anhang 1 "Bilanzierungsrahmen und Grundlage für die Vorbereitung des Konzernabschlusses").

5.8 Wirtschaftliche Nettoschuld

Die wirtschaftliche Nettoschuld stellt sich wie folgt dar:

In Millionen Euro	Anhänge	31. Dez. 2019	31. Dez. 2018 ⁽¹⁾
NETTOFINANZSCHULDEN	16	25.919	21.102
Künftige Mindestzahlungen für Operating-Leasings ⁽²⁾			2.087
Rückstellungen für Back-End-Kosten des Kernbrennstoffkreislaufs	19	7.611	6.170
Rückstellungen für den Abbruch von Sachanlagen	19	7.329	6.081
Rückstellungen für Flächensanierung	19	237	222
Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses - Pension	20	2.427	1.970
(-) Infrastruktureinrichtungen regulierter Unternehmen		(93)	60
Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses - Erstattungsansprüche	20	(160)	(167)
Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses - Sonstige Leistungen	20	5.001	4.293
(-) Infrastruktureinrichtungen regulierter Unternehmen		(3.080)	(2.572)
Latente Steueransprüche für Pensionen und dazugehörige Verpflichtungen	11	(1.635)	(1.374)
(-) Infrastruktureinrichtungen regulierter Unternehmen		759	601
Planvermögenswerte für Kernenergierückstellungen, Uranbestände und eine Forderung von Electrabel an EDF Belgien	16 und 24	(3.236)	(2.884)
WIRTSCHAFTLICHE NETTOSCHULD		41.078	35.590

⁽¹⁾ Die per 31. Dezember 2018 veröffentlichten Angaben wurden aufgrund der Übergangsmethode, die für die Anwendung von IFRS 16 benutzt wurde, nicht neu berechnet (vgl. Anhang 1 "Bilanzierungsrahmen und Grundlage für die Vorbereitung des Konzernabschlusses").
⁽²⁾ Seit 1. Januar 2019 sind Verpflichtungen aus Leasingverbindlichkeiten aufgrund der Anwendung von IFRS 16 in der Nettoschuld enthalten.

ANHANG 6 Segmentberichterstattung

6.1 Die Organisationsstruktur von ENGIE stärken

In der ersten Hälfte 2019 machte ENGIE den Ehrgeiz deutlich, für die Kunden weltweit führend beim Übergang in die Klimaneutralität zu werden, und verkündete Maßnahmen zur Stärkung der Organisationsstruktur, um die Umsetzung der Strategie zu beschleunigen.

Die Gruppe hat ihre gegenwärtig dezentralisierte Organisationsstruktur mit 24 Business Units (BUs) beibehalten, die im Wesentlichen geografisch geordnet sind, um den Kunden nahe zu sein und Initiative zu fördern. Diese Struktur wurde durch vier neu geschaffene globale Unternehmenssparten (Global Business Lines - GBLs) gestärkt: Client Solutions, Networks, Renewables und Thermal.

Aufgabe dieser GBLs ist, die lokalen Teams zu unterstützen und teamübergreifende Arbeit anzuregen, indem sie eine gemeinsame Strategie mit anderen BUs für ihren Geschäftsbereich erarbeiten, zu Entscheidungen über die Mittelvergabe innerhalb der BUs beitragen, teamübergreifende digitale und Exzellenzprogramme für Schwerpunkte erarbeiten und ermöglichen, weltweite Partnerschaften finden und umsetzen und die globale Performance ihrer Geschäfte fördern, messen und darstellen. Diese GBLs und die Geschäftsbereiche Supply und Nuclear bilden die sechs Kernunternehmenssparten der Gruppe (BLs).

Die Gruppe arbeitet nun in einer Matrixstruktur, bei der die BUs die Primärachse und die BLs die Sekundärachse bilden.

6.2 Geschäftssegmente und berichtspflichtige Segmente

6.2.1 Definition berichtspflichtiger Segmente

Im Einklang mit IFRS 8 hat die Gruppe die berichtspflichtigen und Geschäftssegmente im Nachgang zu diesen organisatorischen Entwicklungen und den tiefgreifenden Veränderungen der Portfolios der BU-Geschäfte nach Abschluss des Transformationsplans 2016-2018 neu definiert.

Jede BU entspricht einem "Geschäftssegment", dessen betriebliche und finanzielle Performance vom Geschäftsführenden Vorstand der Gruppe regelmäßig überprüft wird, der "Hauptentscheidungsträger" der Gruppe im Sinne von IFRS 8 bleibt. Die 24 BUs sind jetzt in sieben berichtspflichtigen Segmenten zusammengefasst, die die geografischen Gebiete widerspiegeln, in denen die Gruppe tätig ist:

―	ein berichtspflichtiges Segment entspricht dem Geschäftssegment USA und Kanada;
―	fünf berichtspflichtige Segmente entsprechen Gruppen von Geschäftssegmenten;
―	weiterhin umfasst "Sonstige" Geschäftssegmente, die sich aufgrund der speziellen Merkmale ihrer Geschäftstätigkeit und der Märkte oder wegen ihres besonderen Risikoprofils nicht in einer Gruppe zusammenfassen lassen (Global Energy Management Tractebel, GTT, Hydrogen), sowie die Tätigkeit von Entreprises & Collectivites (E&C) und die Holding- und Konzernaktivitäten der Gruppe.

Um die Zusammensetzung der Geschäftssegmente wie oben dargestellt festzulegen, nutzte die Gruppe ihre Ermessensentscheidung um zu ermitteln, ob zwei oder mehrere Geschäftssegmente im selben berichtspflichtigen Segment zusammengefasst werden. Folgende Schlüsselfaktoren wurden geprüft, um die Ähnlichkeit der wirtschaftlichen Merkmale der Geschäftssegmente zu untersuchen:

―	Art der Geschäftstätigkeit und der Dienstleistungen;
―	regulatorisches Umfeld;
―	wirtschaftliches Umfeld, in dem die relevante Geschäftstätigkeit stattfindet (Marktreife, Wachstumsaussichten, politische Risiken usw.);
―	Risikoprofile der Geschäftstätigkeiten;
―	wie sich die Aktivitäten in die Strategie der Gruppe und ihr neues Geschäftsmodell einfügen.

Die Gruppe entschied, die Geschäftssegmente aus folgenden Gründen in den berichtspflichtigen Segmenten zu organisieren:

―	die Geschäftssegmente Frankreich B2B, Frankreich B2C, Frankreich Networks und Frankreich Renewables sind in dem berichtspflichtigen Segment Frankreich ohne Infrastructures zusammengeführt, das das gesamte französische Downstream-Energiegeschäft (Energiedienstleistungen und Gas- und Stromverkäufe und Vertrieb an B2B-, B2T- und B2C-Kunden) und die zunehmend dezentralisierte Energieerzeugung aus erneuerbaren Energieträgern beinhaltet. Das sind sich ergänzende unregulierte Geschäfte, die sich auf ein gut entwickeltes lokales Netz stützen und deren Ziel in erster Linie ist, ein kombiniertes Angebot für lokale Kunden zu entwickeln: Energiedienstleistungen, dezentralisierte Produktionsressourcen und kombinierte Gas- und Stromlieferverträge. Diese BUs arbeiten auch in einem Umfeld, dessen Schwerpunkt das Gesetz über die "Energiewende für grünes Wachstum" ist (LTECV);
―	die Geschäftssegmente GRDF, GRTgaz, Storengy und Elengy, die das Gasinfrastrukturgeschäft in Europa beinhalten (Verteilung, Transport, Speicherung und LNG-Terminals), wurden in dem berichtspflichtigen Segment Frankreich Infrastructures zusammengefasst, denn ihre Geschäftstätigkeit ist reguliert, sie haben ähnliche Risikoprofile und Margen;
―	die Geschäftssegmente Benelux, Generation Europe, Großbritannien und Nord-, Süd- und Osteuropa bilden das berichtspflichtige Segment Resteuropa, denn diese BUs, die die gesamten europäischen Energiegeschäfte ohne Frankreich umfassen, haben einen ähnlichen Geschäftsmix (Energieerzeugung, -lieferung, -verkauf und -dienstleistungen), sie sind auf reifen Energiemärkten tätig und erleben eine Umgestaltung als Teil der Energiewende mit einer schnellen Entwicklung bei erneuerbaren Energieträgern und Client Solutions;
―	die Geschäftssegmente Lateinamerika und Brasilien wurden in dem berichtspflichtigen Segment Lateinamerika zusammengefasst, denn diesen Segmenten sind ähnliche Wachstumschancen gemeinsam, und ein erheblicher Teil ihrer Erträge wird durch den Stromverkauf aufgrund langfristiger Strombezugsvereinbarungen generiert;
―	die Geschäftssegmente Asien-Pazifik, China, Afrika und Naher Osten, Süd- und Zentralasien und Türkei wurden in dem berichtspflichtigen Segment Naher Osten, Asien und Afrika zusammengefasst, denn all diese Regionen haben großen Strombedarf und stellen somit erhebliche Wachstumschancen im Energie- und Energiedienstleistungsgeschäft für die Gruppe dar. Sie sind in Märkten tätig, die die Energiewende vorantreiben, mit einer schnellen Entwicklung der erneuerbaren Energieträger und Client Solutions;

6.2.2 Beschreibung berichtspflichtiger Segmente

―	Frankreich ohne Infrastructures: fasst die Geschäftstätigkeit folgender BUs zusammen: (i) Frankreich B2B: Energieverkäufe und Dienstleistungen für Gebäude und Industrie, Städte und Regionen und große Infrastruktureinrichtungen, (ii) Frankreich B2C: Verkäufe von Energie und dazugehörigen Dienstleistungen an Privat- und Gewerbekunden, (iii) Frankreich Renewables: Erschließung, Bau, Finanzierung, Betrieb und Instandhaltung aller Anlagen zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energieträgern in Frankreich und (iv) Frankreich Networks, die Anlagen zur dezentralisierten Energieerzeugung und -verteilung (Fernwärme- und Kältenetze) plant, finanziert, baut und betreibt.
―	Frankreich Infrastructures: fasst die BUs GRDF, GRTgaz, Elengy und Storengy zusammen, die den Transport von Erdgas, Speicherstätten und Verteilnetze und -anlagen sowie LNG-Terminals hauptsächlich in Frankreich betreiben. Sie verkaufen auch Zugangsrechte zu diesen Terminals.
―	Resteuropa: fasst die Geschäftstätigkeit folgender BUs zusammen: (i) Benelux (Geschäfte der Gruppe in Belgien, den Niederlanden und Luxemburg: Stromerzeugung aus Kernenergie und erneuerbaren Energieträgern, Verkauf von Erdgas und Strom und Energiedienstleistungen), (ii) Generation Europe mit der Stromerzeugung der Gruppe in Wärmekraftwerken in Europa, (iii) Großbritannien (Management von Anlagen zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energieträgern, das Portfolio von Verteilanlagen, Bereitstellung von Energiedienstleistungen und Lösungen usw.) und (iv) Nord-, Süd- und Osteuropa (Verkauf von Erdgas und Strom und zugehörigen Energiedienstleistungen und Lösungen, Betrieb von Anlagen zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energieträgern, Management von Verteilnetzen).

―	Lateinamerika: Geschäftstätigkeiten (i) der BU Brasilien und (ii) der BU Lateinamerika (Argentinien, Chile, Mexiko und Peru). Die jeweiligen Tochterunternehmen sind im Bereich der zentralisierten Stromversorgung tätig, einschließlich Strom aus erneuerbaren Energieträgern, im Bereich der Wertschöpfungskette von Gas (einschließlich Infrastruktur) und bieten Energiedienstleistungen.
―	USA & Kanada: Stromerzeugung, Energiedienstleistungen und Erdgas- und Stromverkauf in den Vereinigten Staaten, Kanada und Puerto Rico.
―	Naher Osten, Asien & Afrika: fasst die Geschäftstätigkeit folgender BUs zusammen: (i) Asien-Pazifik (Australien, Neuseeland, Thailand, Singapur und Indonesien), (ii) China, (iii) Afrika (im Wesentlichen Marokko und Südafrika) und (iv) Naher Osten, Süd- und Zentralasien und Türkei (einschließlich Indien und Pakistan). In allen diesen Regionen ist die Gruppe in Stromerzeugung und -verkauf, Gasverteilung und -verkauf sowie Energiedienstleistungen und Meerwasserentsalzung auf der arabischen Halbinsel tätig.
―	Sonstige: umfasst die Tätigkeiten von (i) GEM mit der Aufgabe, für die BUs mit Stromerzeugungsanlagen die Portfolios der physischen und vertraglich gebundenen Anlagen insbesondere auf dem europäischen Markt zu verwalten und zu optimieren (ohne Gasinfrastruktur), Energie an die größten paneuropäischen und nationalen Industrieunternehmen zu verkaufen und Dritten dank der besonderen Kenntnis des finanziellen Handels in Energiemärkten Lösungen anzubieten, (ii) Tractebel (auf Energie, Hydraulik und Infrastruktureinrichtungen spezialisierte Ingenieurgesellschaften), (iii) GTT (auf die Planung tiefkalter Membrantanksysteme für den Seetransport und die Speicherung von LNG an Land und auf See spezialisiert), (iv) Hydrogen (Planung klimaneutraler Energielösungen auf der Basis von regenerativem Wasserstoff) sowie (v) die Holding- und Konzernaktivitäten der Gruppe, die Unternehmen, in denen der Finanzbedarf der Gruppe zentralisiert ist, Entreprises & Collectives (E&C) und den Beitrag des assoziierten Unternehmens SUEZ umfassen.

Die wichtigsten Handelsbeziehungen zwischen den berichtspflichtigen Segmenten sehen so aus:

―	Beziehungen zwischen dem berichtspflichtigen Segment "Frankreich lnfrastructures" und den Nutzern dieser Infrastrukturen, d. h. den berichtspflichtigen Segmenten "Frankreich ohne Infrastructures" und "Sonstige" (GEM und E&C): Leistungen im Zusammenhang mit der Nutzung der Gasinfrastruktureinrichtungen der Gruppe in Frankreich werden auf der Basis regulierter Tarife (oder Umsatzerlöse) wie für alle Nutzer abgerechnet. Erträge und Margen aus dem Geschäft von GRDF werden weiterhin "Frankreich Infrastructures" zugerechnet;
―	Beziehungen zwischen dem berichtspflichtigen Segment "Sonstige" (GEM) und den berichtspflichtigen Segmenten "Frankreich ohne Infrastructures" und "Resteuropa": GEM verwaltet die Erdgaslieferverträge der Gruppe und verkauft Gas an Handelsunternehmen in den berichtspflichtigen Segmenten "Frankreich ohne Infrastructures" und "Resteuropa" zu Marktpreisen. Im Bereich Strom verwaltet und optimiert GEM die Kraftwerks- und Verkaufsportfolios im Auftrag von Gesellschaften, die im Besitz der Stromerzeugungsanlagen sind, und erhält für diese Dienstleistungen einen Anteil an der Energiemarge. Erlöse und Margen aus der Stromerzeugung (abzüglich des GEM-Anteils) werden bei den Segmenten ausgewiesen, die Stromerzeugungsanlagen besitzen ("Frankreich ohne Infrastructures" und "Resteuropa");
―	Beziehungen zwischen dem Geschäftssegment "Generation Europe" als Teil des berichtspflichtigen Segments "Resteuropa" und den Handelsunternehmen im berichtspflichtigen Segment "Frankreich ohne Infrastructures": Einen Teil des in den Wärmekraftwerken der BU "Generation Europe" erzeugten Stroms verkaufen diese Segmente zu Marktpreisen an Handelsunternehmen.

Angesichts der Vielfalt ihrer Geschäfte und deren geografischer Lage bedient die Gruppe ein sehr breites Spektrum an Situationen und Kunden (Industrie, lokale Behörden und Privatkunden). Demzufolge vereint kein externer Kunde einzeln 10% oder mehr der konsolidierten Erlöse der Gruppe auf sich.

6.2.3 Schlüsselkennzahlen nach berichtspflichtigen Segmenten ⁽¹⁾

Im Einklang mit IFRS 8 wurde die vergleichende Segmentberichterstattung per 31. Dezember 2018 neu berechnet, um diese Information für die neue Segmentstruktur darzustellen, die die Gruppe am 1. Januar 2019 eingeführt hat.

Aufgrund der Übergangsoptionen für den Standard ab 1. Januar 2019 wurde sie jedoch wegen der Übergangsmethode, die für die Anwendung von IFRS 16 benutzt wurde, nicht neu berechnet (vgl. Anhang 1 Bilanzierungsrahmen und Grundlage für die Vorbereitung des Konzernabschlusses).

ERLÖSE

	31. Dez. 2019 ⁽¹⁾			31. Dez. 2018 ⁽¹⁾
In Millionen Euro	Externe Umsatzerlöse	Gruppeninterne Umsatzerlöse	Summe	Externe Umsatzerlöse	Gruppeninterne Umsatzerlöse	Summe
Frankreich ohne Infrastructures	15.854	334	16.188	14.998	188	15.186
Frankreich Infrastructures	5.569	979	6.548	5.450	1.125	6.575
Summe Frankreich	21.423	1.313	22.736	20.448	1.312	21.760
Resteuropa	17.270	1.488	18.758	16.946	1.770	18.716
Lateinamerika	5.341	1	5.342	4.639	-	4.639
USA & Kanada	4.545	1	4.547	3.355	62	3.417
Naher Osten, Asien und Afrika	2.914	-	2.914	4.014	4	4.018
Sonstige	8.565	5.995	14.560	7.565	6.332	13.897
Eliminierung interner Transaktionen		(8.798)	(8.798)	-	(9.481)	(9.481)
SUMME ERTRÄGE	60.058		60.058	56.967		56.967

⁽¹⁾ Die Angaben per 31. Dezember 2019 wurden gemäß der neuen von der Gruppe übernommenen Darstellung der Gewinn- und Verlustrechnung aufbereitet. Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2018 wurden gemäß dieser neuen Darstellung umklassifiziert (vgl. Anhang 1 .Bilanzierungsrahmen und Grundlage für die Vorbereitung des Konzernabschlusses").

EBITDA

In Millionen Euro	31. Dez. 2019	31. Dez. 2018 ⁽¹⁾
Frankreich ohne Infrastructures	1.672	1.670
Frankreich Infrastructures	3.539	3.499
Summe Frankreich	5.211	5.168
Resteuropa	1.750	973
Lateinamerika	2.221	1.775
USA & Kanada	291	224
Naher Osten, Asien und Afrika	727	1.122
Sonstige	166	(27)
SUMME EBITDA ⁽²⁾	10.366	9.236

⁽¹⁾ Die per 31. Dezember 2018 veröffentlichten Angaben wurden aufgrund der Übergangsmethode, die für die Anwendung von IFRS 16 benutzt wurde, nicht neu berechnet (vgl. Anhang 1 "Bilanzierungsrahmen und Grundlage für die Vorbereitung des Konzernabschlusses").
⁽²⁾ Das EBITDA enthält am 31. Dezember 2019 die Auswirkung von IFRS 16 (Kündigung von Leasingverhältnissen) in Höhe von ca. 0,4 Mrd. €.

ABSCHREIBUNG VON SACHANLAGEN UND IMMATERIELLEN VERMÖGENSWERTEN

In Millionen Euro	31. Dez. 2019	31. Dez. 2018 ⁽¹⁾
Frankreich ohne Infrastructures	(761)	(628)
Frankreich Infrastructures	(1.581)	(1.479)
Summe Frankreich	(2.343)	(2.106)
Resteuropa	(1.041)	(928)
Lateinamerika	(523)	(416)
USA & Kanada	(127)	(72)
Naher Osten, Asien und Afrika	(102)	(134)
Sonstige	(360)	(225)
SUMME ABSCHREIBUNG VON SACHANLAGEN UND IMMATERIELLEN VERMÖGENSWERTEN	(4.497)	(3.882)

⁽¹⁾ Die per 31. Dezember 2018 veröffentlichten Angaben wurden aufgrund der Übergangsmethode, die für die Anwendung von IFRS 16 benutzt wurde, nicht neu berechnet (vgl. Anhang 1 "Bilanzierungsrahmen und Grundlage für die Vorbereitung des Konzernabschlusses").

⁽¹⁾ Vergleichsangaben, die auch die Auswirkung der erstmaligen Anwendung von IFRS 16 enthalten, sind in Abschnitt 1 des Jahresberichts 2019 nachzulesen.

ANTEIL AM JAHRESÜBERSCHUSS VON UNTERNEHMEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN

In Millionen Euro	31. Dez. 2019	31. Dez. 2018 ⁽¹⁾
Frankreich ohne Infrastructures	17	1
Frankreich Infrastructures	3	12
Summe Frankreich	20	13
Resteuropa	55	89
Lateinamerika	8	(25)
USA & Kanada	60	75
Naher Osten, Asien und Afrika	246	166
Sonstige	111	42
davon Anteil am Jahresüberschuss von SUEZ	113	55
ANTEIL AM JAHRESÜBERSCHUSS VON UNTERNEHMEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT
WERDEN	500	361

⁽¹⁾ Die Angaben per 31. Dezember 2018 wurden aufgrund der Übergangsmethode, die für die Anwendung von IFRS 16 benutzt wurde, nicht neu berechnet (vgl. Anhang 1 "Bilanzierungsrahmen und Grundlage für die Vorbereitung des Konzernabschlusses").

Assoziierte und Gemeinschaftsunternehmen haben per 31. Dezember 2019 einen Anteil von 255 Mio. € bzw. 245 Mio. € am Jahresüberschuss von Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, verglichen mit 88 Mio. € bzw. 273 Mio. € im Jahr 2018.

KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS (COI)

in Millionen Euro	31. Dez. 2019	31. Dez. 2018 ⁽¹⁾
Frankreich ohne Infrastructures	903	1.035
Frankreich Infrastructures	1.957	2.016
Summe Frankreich	2.861	3.051
Resteuropa	684	37
Lateinamerika	1.694	1.355
USA & Kanada	159	151
Naher Osten, Asien und Afrika	559	893
Sonstige	(231)	(362)
SUMME KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS (COI)	5.726	5.126

⁽¹⁾ Die per 31. Dezember 2018 veröffentlichten Angaben wurden aufgrund der Übergangsmethode, die für die Anwendung von IFRS 16 benutzt wurde, nicht neu berechnet (vgl. Anhang 1 "Bilanzierungsrahmen und Grundlage für die Vorbereitung des Konzernabschlusses").

EINGESETZTES INDUSTRIEKAPITAL

in Millionen Euro	31. Dez. 2019	31. Dez. 2018 ⁽¹⁾
Frankreich ohne Infrastructures	7.143	6.306
Frankreich Infrastructures	20.172	19.802
Summe Frankreich	27.315	26.107
Resteuropa	1.797	3.563
Lateinamerika	11.462	9.897
USA & Kanada	3.717	2.494
Naher Osten, Asien und Afrika	3.633	3.553
Sonstige	6.401	5.796
davon Eigenkapitalwert von SUEZ	2.027	2.018
SUMME EINGESETZTES INDUSTRIEKAPITAL	54.325	51.412

⁽¹⁾ Die per 31. Dezember 2018 veröffentlichten Angaben wurden aufgrund der Übergangsmethode, die für die Anwendung von IFRS 16 benutzt wurde, nicht neu berechnet (vgl. Anhang 1 "Bilanzierungsrahmen und Grundlage für die Vorbereitung des Konzernabschlusses").

INVESTITIONSAUSGABEN (CAPEX)

In Millionen Euro	31. Dez. 2019	31. Dez. 2018
Frankreich ohne Infrastructures	1.019	853
Frankreich Infrastructures	1.745	1.619
Summe Frankreich	2.764	2.472
Resteuropa	1.439	1.430
Lateinamerika	2.499	1.758
USA & Kanada	1.380	918
Naher Osten, Asien und Afrika	453	616
Sonstige	1.506	449
SUMME INVESTITIONSAUSGABEN (CAPEX)	10.042	7.643

6.3 Schlüsselkennzahlen nach Unternehmenssparte

6.3.1 Definition von Unternehmenssparten

―	Client Solutions (ohne B2C-Kunden): umfasst Dienstleistungen und Dienstleistungspakete wie Planung, Technologie, Leistungen, Betrieb, Installation, Wartung und Facility Management wie auch Anlagenverwaltung wie Fernwärme- und Kältenetze, spezielle Energieerzeugungsanlagen (dezentrale Energie, die direkt an den Kunden geliefert wird). Dazu gehört auch der Anteil der Gruppe an der SUEZ Gruppe.
―	Networks: beinhaltet die Strom- und Gasinfrastrukturaktivitäten und Projekte der Gruppe. Zu diesen Aktivitäten gehören das Management und die Entwicklung von (i) Gas- und Stromübertragungsnetzen in Europa und Lateinamerika und Erdgasverteilungsnetze in Europa, Asien und auf dem amerikanischen Kontinent, (ii) unterirdische Erdgasspeicher in Europa und (iii) die Regasifizierungsinfrastruktur in Frankreich und Chile. Neben dem üblichen Infrastrukturmanagement trägt das Asset-Portfolio auch zu den Herausforderungen einer klimaneutralen Energie und zu grüneren Netzen bei (schrittweise Integration von grünem Gas, Projekte auf der Basis von regenerativem Wasserstoff, Geothermieprojekte, Energie als Dienstleistung usw.)
―	Renewables: umfasst alle zentralisierten Aktivitäten der Energieerzeugung aus erneuerbaren Energieträgern, einschließlich Finanzierung, Bau und Betrieb von Anlagen zur Energieerzeugung aus erneuerbaren Energieträgern, die unterschiedliche Energiequellen nutzen, wie Wasserkraft, Onshore-Wind, Photovoltaik, Biomasse, Offshore-Wind, Geothermie und Biogas. Die erzeugte Energie wird in das Netz eingespeist und entweder auf dem freien oder regulierten Markt oder über Strombezugsvereinbarungen verkauft.
―	Thermal: beinhaltet die gesamte zentralisierte Energieerzeugung der Gruppe aus Wärmekraftwerken, ob vertraglich gebunden oder nicht. Dazu gehören das Betreiben von Kraftwerken auf Gas- oder Kohlebasis sowie mit Pumpen betriebene Speicherstätten. Die erzeugte Energie wird ins Netz eingespeist und entweder auf dem freien oder regulierten Markt oder über Strombezugsvereinbarungen verkauft. Hinzu kommen die Finanzierung, der Bau und das Betreiben von Entsalzungsanlagen, einzeln oder für Kraftwerke.
―	Nuclear: beinhaltet die gesamte Stromerzeugung der Gruppe aus Kernenergie mit sieben Reaktoren in Belgien (vier in Doel und drei in Tihange) und Entnahmerechten in Frankreich.
―	Supply: beinhaltet alle Aktivitäten der Gruppe im Bereich Gas- und Stromverkauf an gewerbliche oder private Endkunden. Dazu gehören auch alle Aktivitäten der Gruppe, die Dienstleistungen für Hausverwaltungen betreffen.

Sonstige beinhaltet (i) Energiemanagement und -optimierung, (ii) die BU GTT und (iii) Konzern- und Holdingaktivitäten.

6.3.2 Schlüsselkennzahlen nach Unternehmenssparte

EBITDA

In Millionen Euro	31. Dez. 2019	31. Dez. 2018 ⁽¹⁾
Client Solutions	1.835	1.511
Networks	4.024	3.975
Renewables	1.725	1.575
Thermal	1.765	2.025
Nuclear	192	(555)
Supply	639	764
Sonstige	186	(58)
SUMME EBITDA	10.366	9.236

⁽¹⁾ Die per 31. Dezember 2018 veröffentlichten Angaben wurden aufgrund der Übergangsmethode, die für die Anwendung von IFRS 16 benutzt wurde, nicht neu berechnet (vgl. Anhang 1 "Bilanzierungsrahmen und Grundlage für die Vorbereitung des Konzernabschlusses").

KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS (COI)

In Millionen Euro	31. Dez. 2019	31. Dez. 2018 ⁽¹⁾
Client Solutions	1.090	982
Networks	2.327	2.399
Renewables	1.190	1.105
Thermal	1.260	1.455
Nuclear	(314)	(1.051)
Supply	345	537
Sonstige	(172)	(302)
SUMME KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS (COI)	5.726	5.126

⁽¹⁾ Die per 31. Dezember 2018 veröffentlichten Angaben wurden aufgrund der Übergangsmethode, die für die Anwendung von IFRS 16 benutzt wurde, nicht neu berechnet (vgl. Anhang 1 "Bilanzierungsrahmen und Grundlage für die Vorbereitung des Konzernabschlusses").

INVESTITIONSAUSGABEN (CAPEX)

In Millionen Euro	31. Dez. 2019	31. Dez. 2018
Client Solutions	1.621	1.537
Networks	3.446	1.814
Renewables	2.488	1.986
Thermal	517	813
Nuclear	636	750
Supply	457	454
Sonstige	876	289
SUMME INVESTITIONSAUSGABEN (CAPEX)	10.042	7.643

6.4 Schlüsselkennzahlen nach geografischem Gebiet

Die nachfolgenden Beträge werden analysiert nach:

―	dem Bestimmungsort für Erzeugnisse und Dienstleistungen, die verkauft werden, um Umsatzerlöse zu erzielen;
―	geografischer Lage von Unternehmen des Konsolidierungskreises in Bezug auf das eingesetzte Industriekapital

	Umsatzerlöse ⁽¹⁾		Eingesetztes Industriekapital
In Millionen Euro	31. Dez. 2019	31. Dez. 2018	31. Dez. 2019	31. Dez. 2018 ⁽²⁾
Frankreich	24.223	23.661	31.831	30.543
Belgien	5.894	5.098	(6.026)	(3.254)
Sonstige EU-Länder	14.631	14.196	8.363	7.188
Sonstige europäische Länder	989	815	490	386
Nordamerika	5.273	3.838	4.419	2.881
Asien, Naher Osten und Ozeanien	3.867	4.776	3.355	3.337
Südamerika	4.759	4.197	10.920	9.515
Afrika	422	385	971	816
SUMME	60.058	56.967	54.325	51.412

⁽¹⁾ Die Angaben per 31. Dezember 2019 wurden gemäß der neuen von der Gruppe übernommenen Darstellung der Gewinn- und Verlustrechnung aufbereitet. Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2018 wurden gemäß dieser neuen Darstellung umklassifiziert (vgl. Anhang 1 "Bilanzierungsrahmen und Grundlage für die Vorbereitung des Konzernabschlusses").
⁽²⁾ Die per 31. Dezember 2018 veröffentlichten Angaben wurden aufgrund der Übergangsmethode, die für die Anwendung von IFRS 16 benutzt wurde, nicht neu berechnet (vgl. Anhang 1 "Bilanzierungsrahmen und Grundlage für die Vorbereitung des Konzernabschlusses").

ANHANG 7 Erlöse

7.1 Erlöse

Bilanzierungsstandards

Erlöse aus Verträgen mit Kunden beziehen sich auf Erlöse aus Verträgen, die unter IFRS 15 fallen. Erlöse werden dann angesetzt, wenn der Kunde die Verfügungsmacht über vertraglich versprochene Waren oder Leistungen für die Gegenleistung erlangt, von der das Unternehmen erwartet, dass es im Austausch für diese versprochenen Waren oder Leistungen Anspruch auf sie hat.

Die Analyse der Verkaufsverträge der Gruppe führte zur Anwendung folgender Grundsätze für den Ansatz von Erlösen.

―	Gas, Strom und sonstige Energien

Erlöse aus dem Absatz von Gas, Strom und sonstigen Energien werden bei Lieferung des Stroms an den Privat-, Gewerbe- oder Industriekunden erfasst.

Stromlieferungen werden bei den Kunden in Echtzeit oder zeitlich versetzt überwacht, deren Energieverbrauch über die Abrechnungsperiode gemessen wird. Der auf dem Zähler noch nicht abgelesene Erlösanteil wird am Stichtag geschätzt.

―	Gas-, Strom- und sonstige Energieinfrastruktureinrichtungen

Die von Betreibern von Gas- und Strominfrastruktureinrichtungen für das Bereitstellen von Transport-, Verteil- oder Speicherkapazitäten erzielten Erlöse werden linear über die Vertragslaufzeit erfasst.

In den Ländern, in denen die Gruppe als Energiedienstleister (Lieferant) agiert, ohne für die Verteilung oder den Transport zuständig zu sein, vor allem in Frankreich und Belgien, werden die Energieabsatzverträge und der entsprechende Regulierungsrahmen analysiert, um zu entscheiden, ob die den Kunden in Rechnung gestellten Verteilungs- oder Transportleistungen aus den Erlösen nach IFRS 15 auszuschließen sind.

Aufgrund dieser Analyse kann die Gruppe im eigenen Ermessen festlegen, ob der Energiedienstleister bei Verteilungs- oder Transportdienstleistungen für Gas oder Strom, die den Kunden weiterberechnet werden, als Agent oder Prinzipal handelt. Die wichtigsten Kriterien der Gruppe für ihre Ermessensentscheidung und die Festlegung, dass der Energiedienstleister in bestimmten Ländern als Agent des Infrastrukturbetreibers agiert, sind: Wer ist in erster Linie für das Erbringen der Verteil- oder Transportdienstleistungen verantwortlich? Ist der Energiedienstleister befugt, Verträge zur Kapazitätsreservierung mit dem Infrastrukturbetreiber abzuschließen? Welchen Spielraum hat der Energiedienstleister für das Festlegen des Preises für Verteil- oder Transportleistungen?

―	Gebäude, Bauwerke, Betrieb und Wartung (O&M), Facility Management (FM) und sonstige Dienstleistungen

Verträge über Gebäude und Bauwerke beziehen sich hauptsächlich auf Anlagen, die am Standort von Kunden errichtet werden, wie Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen, Heizanlagen oder sonstige energieeffiziente Anlagen. Die Erlöse daraus werden üblicherweise nach dem Anteil der Fertigstellung auf der Basis der angefallenen Kosten erfasst.

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

FM bezieht sich allgemein auf das Management und die Integration einer Vielzahl unterschiedlicher Leistungen, die Kunden ausgelagert haben. Die den FM-Auftragnehmern geschuldete Gegenleistung kann entweder fix oder variabel sein, je nach Stundenzahl oder einer anderen Kennzahl, unabhängig von der Art der erbrachten Leistungen. Somit werden die Erlöse daraus nach dem Anteil der Fertigstellung auf der Basis der angefallenen Kosten oder der geleisteten Stunden erfasst.

Lässt sich aus der Analyse der Verträge nicht schließen, dass der Vertrag unter IFRS 15 fällt, werden die Erlöse so bilanziert, dass es sich nicht um Erlöse nach IFRS 15 handelt.

Erlöse aus sonstigen Verträgen, die Erlösen aus Geschäften entsprechen, die nicht unter IFRS 15 fallen, die in der Spalte "Sonstige" ausgewiesen sind, umfassen Leasing- oder Konzessionseinnahmen wie auch die finanzielle Komponente betrieblicher Leistungen.

In der Tabelle sind die Erlöse nach Art der Bilanzierungsprinzipien gegliedert:

In Millionen Euro	Gasverkauf	Verkauf von Strom und sonstigen Energien	Verkauf von an Infrastruktureinrichtungen geknüpften Leistungen	Gebäude, Bauwerke, O&M, FM und sonstige Leistungen	Sonstige	31. Dez. 2019 ⁽¹⁾
Frankreich ohne Infrastructures	3.207	4.160	144	8.338	5	15.854
Frankreich Infrastructures	64	1	5.265	218	22	5.569
Summe Frankreich	3.271	4.160	5.409	8.556	27	21.423
Resteuropa	3.147	6.403	331	7.323	66	17.270
Lateinamerika	559	3.840	351	457	134	5.341
USA & Kanada	465	2.734	2	1.342	3	4.545
Naher Osten, Asien und Afrika	446	1.293	21	1.053	101	2.914
Sonstige	3.464	3.303	130	1.050	619	8.565
SUMME ERTRÄGE	11.351	21.732	6.244	19.781	949	60.058

In Millionen Euro	Gasverkauf	Verkauf von Strom und sonstigen Energien	Verkauf von an Infrastruktureinrichtungen geknüpften Leistungen	Gebäude, Bauwerke, O&M, FM und sonstige Leistungen	Sonstige	31. Dez. 2018 ⁽¹⁾
Frankreich ohne Infrastructures	3.164	4.040	105	7.684	5	14.998
Frankreich Infrastructures	155		5.092	200	3	5.450
Summe Frankreich	3.318	4.040	5.197	7.885	9	20.448
Resteuropa	3.237	6.398	410	6.845	55	16.946
Lateinamerika	461	3.522	322	197	138	4.639
USA & Kanada	592	1.858		900	5	3.355
Naher Osten, Asien und Afrika	452	2.605	31	806	121	4.014
Sonstige	3.835	2.231	117	908	473	7.565
SUMME ERTRÄGE	11.895	20.654	6.077	17.540	801	56.967

⁽¹⁾ Die Angaben per 31. Dezember 2019 wurden gemäß der neuen von der Gruppe übernommenen Darstellung der Gewinn- und Verlustrechnung aufbereitet. Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2018 wurden gemäß dieser neuen Darstellung umklassifiziert (vgl. Anhang 1 "Bilanzierungsrahmen und Grundlage für die Vorbereitung des Konzernabschlusses").

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

Bilanzierungsstandards

Beim Erstansatz werden die Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen zum Transaktionspreis nach IFRS 15 erfasst.

Ein aktiver Vertragsposten ist der Anspruch des Unternehmens auf eine Gegenleistung im Austausch für Waren oder Dienstleistungen, die auf einen Kunden übertragen wurden, für die die Zahlung aber noch nicht fällig ist oder von der Zufriedenheit mit einer speziellen vertraglich vereinbarten Bedingung abhängt. Wird ein Betrag fällig, wird er in die Forderungen übertragen.

Eine Forderung wird erfasst, wenn das Unternehmen einen unbedingten Anspruch auf Gegenleistung hat. Ein Anspruch auf Gegenleistung ist unbedingt, wenn der reine Zeitablauf vor der Zahlung der Gegenleistung erforderlich ist.

Ein passiver Vertragsposten ist eine Pflicht des Unternehmens, Waren oder Dienstleistungen auf einen Kunden zu übertragen, für die das Unternehmen die Gegenleistung des Kunden bereits erhalten hat. Die Verbindlichkeit wird bei Ansatz des entsprechenden Erlöses ausgebucht.

Nach den Bestimmungen in IFRS 9 werden Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen und Vermögenswerte aus Verträgen mit Kunden auf Wertminderung durch erwartete Kreditausfälle getestet.

Das Wertminderungsmodell für finanzielle Vermögenswerte basiert auf dem Modell des erwarteten Kreditausfalls. Um erwartete Ausfälle zu berechnen, verwendet die Gruppe einen Matrixansatz für Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und Vermögenswerte aus Verträgen mit Kunden, bei denen die Änderung des Kreditrisikos auf Portfoliobasis überwacht wird. Ein individueller Ansatz gilt für Großkunden oder andere große Gegenparteien, bei denen die Änderung des Kreditrisikos individuell überwacht wird.

Vgl. Anhang 17 "Risiken durch Finanzinstrumente" zur Bewertung des Gegenparteirisikos für die Gruppe.

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

In Millionen Euro	31. Dez. 2019	31. Dez. 2018
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen, netto	15.180	15.613
davon nach IFRS 15	7.385	7.552
davon nicht nach IFRS 15	7.795	8.060
Vermögenswerte aus Verträgen mit Kunden	7.831	7.411
Aktive Rechnungsabgrenzung und nicht abgerechnete Erlöse	6.783	6.377
Energie auf dem Zähler ^{(1) (2)}	1.048	1.034

⁽¹⁾ d. h. 1,7 % der Jahreserlöse
⁽²⁾ abzüglich Vorauszahlungen

2019 gehörten zu den Segmenten, die die höchsten über einen Zeitraum angesetzten Erlöse berichteten, Frankreich ohne Infrastructures (2.884 Mio. €, vor allem Frankreich B2B und B2C), Resteuropa (2.708 Mio. €, vor allem Benelux, Deutschland und Großbritannien) und Sonstige (hauptsächlich die BU GEM mit 1.017 Mio. €).

	31. Dez. 2019			31. Dez. 2018
In Millionen Euro	Brutto	Wertberichtigungen und erwartete Kreditausfälle	Netto	Brutto	Wertberichtigungen und erwartete Kreditausfälle	Netto
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen, netto	16.277	(1.097)	15.180	16.689	(1.076)	15.613
Vermögenswerte aus Verträgen mit Kunden	7.848	(17)	7.831	7.419	(8)	7.411
SUMME	24.125	(1.114)	23.011	24.108	(1.085)	23.023

Gas und Strom auf dem Zähler

Bei Kunden, deren Energieverbrauch über die Bilanzierungsperiode gemessen wird, wird das gelieferte, aber noch nicht abgelesene Gas am Ende der Berichtsperiode ausgehend von historischen Angaben, Verbrauchsstatistiken und geschätzten Verkaufspreisen geschätzt.

Für Verkäufe über Netze, die eine Vielzahl von Netzbetreibern nutzt, wird der Gruppe ein bestimmtes Volumen an Energie zugeteilt, das die Netz-Manager durch die Netze leiten. Da die endgültigen Zuordnungen mitunter erst Monate später bekannt sind, lassen sich Erlöszahlen nicht mit absoluter Sicherheit bestimmen. Doch hat die Gruppe Mess- und Modellier-Tools entwickelt, die es gestatten, Erlöse mit hinreichender Genauigkeit zu schätzen und so sicherzustellen, dass Fehlerrisiken in Verbindung mit der Schätzung verkaufter Mengen und den daraus resultierenden Umsatzerlösen als nicht wesentlich anzusehen sind.

In Frankreich und Belgien werden noch nicht abgelesene Erlöse ("Gas auf dem Gaszähler") mit einer direkten Darstellung berechnet, die den geschätzten Verbrauch beim Kunden seit der letzten Abrechnung oder Ablesung, die noch nicht abgerechnet ist, berücksichtigt. Diese Schätzungen entsprechen dem von den Netzmanagern in derselben Periode zugeteilten Energievolumen. Mit dem Durchschnittspreis wird das "Gas auf dem Zähler" bewertet. Er berücksichtigt die Kundenkategorie und den Zeitraum, über den das gelieferte, nicht abgerechnete Gas "auf dem Gaszähler" ist. Der Anteil nicht abgerechneter Umsatzerlöse am Ende der Berichtsperiode schwankt je nach Annahmen zu Menge und Durchschnittspreis.

"Strom auf dem Zähler" wird auch mit einer direkten Zuordnungsmethode bestimmt, ähnlich der für Gas, die aber spezielle Faktoren berücksichtigt, die mit dem Stromverbrauch zusammenhängen. Er wird ebenfalls kundenindividuell oder nach Kundentyp bewertet.

Realisierte, aber noch nicht abgelesene Erlöse (sogenannte ungemessene Erlöse) in Höhe von 3.275 Mio. € per 31. Dezember 2019 (3.108 Mio. € per 31. Dezember 2018) betreffen vor allem Frankreich und Belgien.

7.2.2 Verbindlichkeiten aus Verträgen mit Kunden

	31. Dez. 2019			31. Dez. 2018
In Millionen Euro	Langfristig	Kurzfristig	Summe	Langfristig	Kurzfristig	Summe
Verbindlichkeiten aus Verträgen mit Kunden	45	4.286	4.330	36	3.598	3.634
Erhaltene Vorauszahlungen und Abschlagszahlungen	11	2.190	2.201	-	1.713	1.713
Passive Rechnungsabgrenzungsposten	34	2.096	2.129	36	1.885	1.921

2019 gehörten zu den Segmenten, die die höchsten über einen Zeitraum angesetzten Erlöse berichteten, Frankreich ohne Infrastructures (2.382 Mio. €, vor allem Frankreich B2B und B2C) und Resteuropa (1.295 Mio. €, vor allem Benelux, Deutschland und Großbritannien).

7.3 Erlöse aus noch nicht erfüllten Leistungsverpflichtungen

Erlöse aus am 31. Dezember 2019 nur teilweise erfüllten Leistungsverpflichtungen beliefen sich auf 16.792 Mio. €.

Das betrifft vor allem die BUs Großbritannien (7.441 Mio. €) und Frankreich B2B (5.052 Mio. €). Diese BUs gehen mit einer Vielzahl von Verträgen über Gebäude, Bauwerke, Instandhaltung und Facility Management um, für die die Erlöse im Zeitablauf erfasst werden. Auch die BUs Benelux, Tractebel Engineering und Nord-, Süd- und Osteuropa werden im Laufe der kommenden drei Jahre Erlöse für über einen Zeitraum erbrachte Leistungsverpflichtungen ansetzen.

ANHANG 8 Betriebliche Aufwendungen

Bilanzierungsstandards

Betriebliche Aufwendungen umfassen:

―

Käufe und Commodity-Sicherungen, die beinhalten:

―	den Kauf von Commodities und Nebenkosten (Infrastruktur, Transport, Lagerung usw.),
―	die realisierte Auswirkung, einschließlich Änderung des beizulegenden Zeitwerts (MtM), von Commodity-Transaktionen mit physischer Lieferung oder ohne, die unter IFRS 9 - Finanzinstrumente fallen und sich nicht als Trading- oder Sicherungsinstrument eignen. Diese Verträge werden zur wirtschaftlichen Sicherung betriebsrelevanter Transaktionen im Energiesektor genutzt;

―

Käufe von Dienstleistungen und anderen Posten, wie Weitervergabe von Aufträgen und Zwischenmietaufwendungen, Aufwendungen aus Leasingverhältnissen (kurzfristige Leasingverträge oder Leasingverträge mit einem geringwertigem Basiswert), Konzessionsaufwendungen usw.;

―

Personalkosten;

―

Abschreibung und Rückstellungen und

―

Steuern.

8.1 Käufe und betriebsrelevante Derivate

In Millionen Euro	31. Dez. 2019 ⁽¹⁾	31. Dez. 2018 ^(1,2)
Käufe und sonstige Erträge und Aufwendungen für betriebsrelevante Derivate, die keine Trading-Instrumente sind (3)	(29.340)	(28.431)
Dienstleistungen und sonstige Käufe ⁽⁴⁾	(10.609)	(10.229)
KÄUFE UND BETRIEBSRELEVANTE DERIVATE	(39.950)	(38.660)

⁽¹⁾ Die Angaben per 31. Dezember 2019 wurden gemäß der neuen von der Gruppe übernommenen Darstellung der Gewinn- und Verlustrechnung aufbereitet. Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2018 wurden ausgehend von dieser Neudefinition neu berechnet (vgl. Anhang 1 "Bilanzierungsrahmen und Grundlage für die Vorbereitung des Konzernabschlusses").
⁽²⁾ Die per 31. Dezember 2018 veröffentlichten Angaben wurden aufgrund der Übergangsmethode, die für die Anwendung von IFRS 16 benutzt wurde, nicht neu berechnet (vgl. Anhang 1 "Bilanzierungsrahmen und Grundlage für die Vorbereitung des Konzernabschlusses").
⁽³⁾ davon ein Nettoaufwand von 426 Mio. € per 31. Dezember 2019 für MtM von Commodity-Kontrakten, die keine Trading-Instrumente sind (verglichen mit einem Nettoaufwand von 223 Mio. € am 31. Dezember 2018).
⁽⁴⁾ davon 258 Mio. € an Leasing-Aufwendungen für kurzfristige Leasingverträge und Leasingverträge mit geringem Basiswert, die zum 31. Dezember 2019 nach IFRS 16 bilanziert wurden (gegenüber 828 Mio. € an Leasing-Aufwendungen, die per 31. Dezember 2018 nach IFRS 17 bilanziert wurden).

8.2 Personalkosten

In Millionen Euro	Anhänge	31. Dez. 2019	31. Dez. 2018
Kurzfristige Leistungen		(10.933)	(9.998)
Anteilsbasierte Vergütungen	21	(56)	(86)
Kosten für leistungsorientierte Pläne	20.3.4	(368)	(407)
Kosten für beitragsorientierte Pläne	20.4	(121)	(133)
PERSONALAUFWAND		(11.478)	(10.624)

8.3 Abschreibung und Rückstellungen

In Millionen Euro	Anhänge	31. Dez. 2019	31. Dez. 2018( ¹ )
Abschreibung	14 und 15	(4.497)	(3.882)
Nettoänderung bei außerplanmäßigen Abschreibungen von Vorräten und Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstigen Vermögenswerten		(104)
Nettoänderung bei Rückstellungen	19	208	296
ABSCHREIBUNG UND RÜCKSTELLUNGEN		(4.393)	(3.586)

Per 31. Dezember 2019 gliedert sich die Abschreibung hauptsächlich in 943 Mio. € für immaterielle Vermögenswerte und 3.554 Mio. € für Sachanlagen.

ANHANG 9 Sonstige Posten des Erfolges der betrieblichen Tätigkeit

Bilanzierungsstandards

Sonstige Posten des Erfolges der betrieblichen Tätigkeit umfassen:

―

"Wertminderungsaufwendungen", zu denen Wertminderungen des Geschäfts- oder Firmenwerts, sonstiger immaterieller Vermögenswerte, Sachanlagen und Investitionen in Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, gehören;

―

"Restrukturierungskosten": Kosten für ein vom Management geplantes und gesteuertes Restrukturierungsprogramm, das entweder den Zweck eines vom Unternehmen ausgeführten Geschäfts oder die Art, in der das Geschäft durchgeführt wird, wesentlich verändert, wenn man die Kriterien aus IAS 37 zugrunde legt;

―

"Änderungen des Konsolidierungskreises". Diese Zeile enthält:

―	direkte Kosten bei Erwerben von beherrschenden Anteilen,
―	bei einem stufenweisen Unternehmenszusammenschluss die Neubewertung des zuvor gehaltenen Anteils zum beizulegenden Zeitwert am Tag des Erwerbs,
―	daraus entstehende Änderungen des beizulegenden Zeitwerts der bedingten Gegenleistung;
―	Gewinne oder Verluste aus Veräußerungen von Investitionen, die zu einer Änderung der Konsolidierungsmethode führen, sowie Auswirkungen der Neubewertung zuvor gehaltener Anteile mit Ausnahme von Gewinnen und Verlusten aus Transaktionen im Rahmen der Geschäftsmodelle "Develop, Build, Share & Operate" (DBSO) oder "Develop, Share, Build & Operate" (DSBO). Diese Transaktionen im Bereich der erneuerbaren Energieträger werden im kurzfristigen Betriebsergebnis erfasst, denn sie sind Teil des periodischen Umschlags des betriebsnotwendigen Kapitals der Gruppe;

―

"Sonstige Sonderposten" umfassen hauptsächlich Gewinne und Verluste bei Veräußerungen langfristiger Vermögenswerte.

9.1 Wertminderungsaufwendungen

In Millionen Euro	Anhänge	31. Dez. 2019	31. Dez. 2018
Wertminderungsaufwendungen:
Geschäfts- oder Firmenwert	13.1	(116)	(14)
Sachanlagen und andere immaterielle Vermögenswerte	14 und 15	(1.735)	(1.609)
Investitionen in Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden und zugehörige Rückstellungen		-	(209)
SUMME WERTMINDERUNGSAUFWENDUNGEN		(1.851)	(1.831)
Aufholung von Wertminderungsaufwendungen:
Sachanlagen und andere immaterielle Vermögenswerte		61	33
Investitionen in Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden und zugehörige Rückstellungen		20
SUMME DER WERTAUFHOLUNGEN		81	33
SUMME		(1.770)	(1.798)

2019 betrugen die Nettowertminderungsaufwendungen 1.770 Mio. € und betrafen hauptsächlich Sachanlagen und den Geschäfts- oder Firmenwert. Nach Berücksichtigung der latenten Steuereffekte und des Anteils nicht beherrschender Beteiligungen an Wertminderungsaufwendungen belief sich die Auswirkung dieser Wertminderungsaufwendungen auf den Jahresüberschuss (Konzernanteil) 2019 auf 1.579 Mio. €.

Werthaltigkeitstests finden wie in Anhang 13.3 beschrieben statt.

9.1.1 2019 angesetzte Wertminderungsaufwendungen

2019 betrugen die Nettowertminderungsaufwendungen 1.770 Mio. € und bezogen sich hauptsächlich auf:

―	Belgische Kernkraftwerke

Infolge der fortdauernden Investitionen in die Verlängerung der Betriebsdauer der Kernkraftwerke auf 50 Jahre und der Erhöhung der Abbruchvermögenswerte im Zusammenhang mit der Überprüfung der Rückstellungen für den Abbruch (vgl. Anhang 19.2 "Verbindlichkeiten aus dem Abbruch von Kernkraftwerken") stieg der Buchwert der Kernkraftwerke in einem Kontext sinkender Preise 2019 erheblich. Angesichts der in der Vergangenheit angesetzten Wertminderungsaufwendungen (vgl. Anhang 10.2.1 zum Konzernabschluss für das am 31. Dezember 2018 beendete Jahr) wurden die Kernkraftwerke auf Werthaltigkeit getestet, wobei zwischen Kernkraftwerken ohne Möglichkeit einer Verlängerung ihrer Betriebsdauer und solchen unterschieden wurde, deren Betriebsdauer über 2025 hinaus verlängert werden könnte.

Unter diesen Bedingungen hat die Gruppe ihre Prognosen entsprechend dem für die kommenden drei Jahre überprüften Instandhaltungsplan für Kernkraftwerke und der Anpassung ihrer Managementmethode aktualisiert, sobald sie sich dem Ende ihrer Betriebsdauer nähern. Die Gruppe setzte für 2019 Wertminderungsaufwendungen von 1.023 Mio. € für Anlagen an, deren Betriebsdauer nicht verlängert werden könnte, einschließlich 639 Mio. € für den Abbruch von Vermögenswerten, entsprechend der Erhöhung der Rückstellungen für den Abbruch von Kernkraftwerken.

―	Sonstige Wertminderungsaufwendungen

Sonstige von der Gruppe erfasste Wertminderungsaufwendungen betreffen hauptsächlich:

―	Vermögenswerte der Wärmekraftwerke in Lateinamerika in Höhe von 165 Mio. € nach der erwarteten Stilllegung dieser Anlagen;
―	die Entscheidung, ein Wärmekraftwerk im Nahen Osten wegen ungünstiger Wirtschaftsbedingungen vorübergehend stillzulegen (135 Mio. €);
―	den immateriellen Vermögenswert von 111 Mio. €, die dem Wert des B2C-Kundenportfolios in Frankreich entsprechen. Diesem Wert schadete das Gesetz von 2019, das das Ende der regulierten Gastarife ab 2023 verfügt;
―	Wertberichtigungen für mehrere Kohlekraftwerke in Deutschland und den Niederlanden im Zusammenhang mit ihrer Veräußerung (vgl. Anhang 4.1 " Veräußerungen im Jahr2019") in Höhe von 148 Mio. €, die hauptsächlich für den gesamten Geschäfts- oder Firmenwert ausgewiesen wurden, der den Vermögenswerten zugeordnet war, die für 108 Mio. € verkauft wurden.

9.1.2 2018 angesetzte Wertminderungsaufwendungen

2018 betrugen die Nettowertminderungsaufwendungen 1.798 Mio. € und bezogen sich hauptsächlich auf:

―	Wärmekraftwerke in Europa (646 Mio. €), insbesondere wegen der erwarteten Auswirkung eines strengeren regulatorischen Umfelds für Kohlekraftwerke;
―	belgische Kernkraftanlagen (615 Mio. €) für Kernkraftwerke, deren Betriebsdauer nicht verlängert wird;
―	sonstige Wertminderungsaufwendungen für eine Investition im berichtspflichtigen Segment Afrika/Asien (209 Mio. €), Gasinfrastruktureinrichtungen in Europa (87 Mio. €) und Wärmekraftwerke in Lateinamerika (71 Mio. €).

Nach Berücksichtigung der latenten Steuereffekte und des Anteils nicht beherrschender Beteiligungen an Wertminderungsaufwendungen belief sich die Auswirkung dieser Wertminderungsaufwendungen auf den Jahresüberschuss (Konzernanteil) 2018 auf 1.540 Mio. €.

9.2 Restrukturierungskosten

2019 beliefen sich die Restrukturierungskosten auf 218 Mio. € (gegenüber 162 Mio. € 2018). Bei den Restrukturierungskosten ging es in beiden Jahren vor allem um Kosten von Personalabbauplänen und Maßnahmen zur Anpassung an die Wirtschaftsbedingungen sowie um die Stilllegung von Produktion, die Schließung oder Umstrukturierung bestimmter Betriebsstätten und sonstige verschiedene Restrukturierungskosten.

9.3 Änderungen des Konsolidierungskreises

Die Auswirkung von Änderungen des Konsolidierungskreises 2019 erbrachte positive 1.604 Mio. €. Sie bestand hauptsächlich aus (i) der positiven Auswirkung des Verkaufs von Glow für 1.580 Mio. €, einschließlich 143 Mio. € bei Posten des sonstigen Gesamtergebnisses, die in die Gewinn- und Verlustrechnung recycelt wurden (Umrechnungsdifferenzen von 351 Mio. € und Sicherungen in Höhe von negativen 208 Mio. €).

Die Auswirkung der Änderungen des Konsolidierungskreises war 2018 mit 150 Mio. € negativ. Sie beinhaltete im Wesentlichen (i) 87 Mio. € negativer Auswirkung des Verkaufs des Wärmekraftwerks Loy Yang B in Australien, hauptsächlich wegen der Posten des Sonstigen Gesamtergebnisses, die in die Gewinn- und Verlustrechnung umgegliedert wurden, und (ii) 27 Mio. € negativer Auswirkung des Verkaufs von LNG-Geschäften in den Vereinigten Staaten.

9.4 Sonstige Sonderposten

Sonstige Sonderposten machten 2019 negative 1.240 Mio. € aus und betrafen vor allem den Einmaleffekt der Überprüfung von Kernenergierückstellungen (Back-End-Kosten des Kreislaufs) und sonstige verschiedene Aufwendungen in Höhe von negativen 1.166 Mio. €.

2018 bezogen sich sonstige Sonderposten in Höhe von negativen 147 Mio. € vor allem auf Anlagenverschrottung, Kosten durch Standortschließungen und sonstige verschiedene Aufwendungen.

ANHANG 10 Nettofinanzerträge/(-aufwendungen)

In Millionen Euro	Aufwendungen	Ertrag	31. Dez. 2019	Aufwendungen	Ertrag	31. Dez. 2018 ⁽¹⁾
Zinsaufwand für Bruttoschuld und Sicherungsverhältnisse	(894)	-	(894)	(828)	-	(828)
Fremdwährungsgewinne/-verluste bei Fremdkapital und Sicherungsverhältnissen	-	30	30	-	4	4
Unwirksamer Anteil bei Derivaten, die als Sicherungen des beizulegenden Zeitwerts qualifizieren	(3)	-	(3)	(3)	-	(3)
Gewinne und Verluste bei Zahlungsmitteln und Zahlungsmitteläquivalenten und liquiden Schuldinstrumenten, die zum Zweck von Bareinlagen gehalten wurden		84	84		81	81
Aktivierte Fremdkapitalkosten	106	-	106	134	-	134
Aufwand der Nettoverschuldung	(790)	114	(676)	(697)	85	(611)
Kosten der Verbindlichkeiten aus Leasingverhältnissen ⁽²⁾	(48)	-	(48)	(16)	-	(16)
Barauszahlungen zur Auflösung von Swaps	(62)	-	(62)	(108)	-	(108)
Aufholung des negativen beizulegenden Zeitwerts für diese frühzeitig aufgelösten derivativen Finanzinstrumente		62	62		102	102
Aufwendungen für Transaktionen der Schuldenrestrukturierung	-	6	6	-	13	13
Gewinne/(Verluste) aus Schuldenrestrukturierung und frühzeitiger Glattstellung derivativer Finanzinstrumente	(62)	68	6	(108)	115	7
Nettozinsaufwendungen für Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstige langfristig fällige Leistungen	(121)		(121)	(112)		(112)
Glattstellung von Abzinsungsberichtigungen für sonstige langfristige Rückstellungen	(566)		(566)	(538)		(538)
Änderung des beizulegenden Zeitwerts von Derivaten, die nicht als Sicherungen qualifizieren, und der unwirksame Anteil von Derivaten, die als Cashflow-Sicherungen qualifizieren	(223)		(223)	(185)		(185)
Erlös/(-fehlbetrag) aus Schuld- und Eigenkapitalinstrumenten	(34)	212	179	(84)	73	(11)
Zinsertrag von Krediten und Forderungen, zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet	-	169	169	-	111	111
Sonstige	(457)	350	(107)	(241)	216	(25)
Sonstiges Finanzergebnis	(1.400)	731	(669)	(1.161)	400	(761)
NETTOFINANZERGEBNIS	(2.300)	913	(1.387)	(1.981)	600	(1.381)

⁽¹⁾ Die per 31. Dezember 2018 veröffentlichten Angaben wurden aufgrund der Übergangsmethode, die für die Anwendung von IFRS 16 benutzt wurde, nicht neu berechnet (vgl. Anhang 1 "Bilanzierungsrahmen und Grundlage für die Vorbereitung des Konzernabschlusses").
⁽²⁾ Per 31. Dezember 2018 entsprechen die Kosten der Verbindlichkeiten aus Leasingverhältnissen den Zinsen für Finanzierungsleasings, die zuvor als "Aufwand der Nettoverschuldung" klassifiziert waren.

Der gestiegene Aufwand der Nettoverschuldung ging ab 31. Dezember 2018 im Wesentlichen auf die wachsende Schuldenlast in Brasilien durch die Akquisition von TAG zurück (vgl. Anhang 4.3.1 "Erwerb eines Anteils von 58,5 % an Transportadora Associada de Gas S.A. (TAG) in Brasilien"). Dem standen teilweise die positiven Auswirkungen von Transaktionen der Gruppe zur Schuldenfinanzierung und ein aktives Zinsmanagement gegenüber (vgl. Anhang 16.3.3 " Finanzinstrumente -die wichtigsten Ereignisse in der Periode").

Am 31. Dezember 2019 lag der durchschnittliche Aufwand der Nettoverschuldung nach Sicherung bei 2,70 %, verglichen mit 2,68 % per 31. Dezember 2018.

ANHANG 11 Ertragsteueraufwand

Bilanzierungsstandards

Die Gruppe berechnet Steuern gemäß der geltenden Steuergesetzgebung in den Ländern, in denen der Ertrag steuerpflichtig ist.

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

Eine latente Steuerschuld wird für alle steuerpflichtigen temporären Differenzen im Zusammenhang mit Investitionen in Tochtergesellschaften, assoziierte Unternehmen, Gemeinschaftsunternehmen und Niederlassungen erfasst, es sei denn, die Gruppe ist in der Lage, den Zeitplan für die Aufholung der temporären Differenz zu steuern, und es ist wahrscheinlich, dass die temporäre Differenz nicht in vorhersehbarer Zukunft aufgeholt wird.

Die Salden latenter Steuern werden ausgehend vom steuerlichen Status jedes Unternehmens oder vom Gesamtertrag der Unternehmen, die zur jeweiligen steuerlichen Organschaft gehören, errechnet und mit ihrem Nettobetrag je steuerliche Einheit als Vermögenswerte oder Verbindlichkeiten dargestellt.

Am Ende jeder Berichtsperiode werden die latenten Steuern überprüft, um Faktoren wie die Auswirkung von geänderten Steuergesetzen und die Aussichten auf Einbringung latenter Steueransprüche aus abzugsfähigen temporären Differenzen zu berücksichtigen.

Latente Steueransprüche und -schulden werden nicht abgezinst.

Steuereffekte bei Kupon-Zahlungen für tief nachrangige, ewig laufende Anleihen werden bei Gewinn oder Verlust erfasst.

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

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

Der in der Gewinn- und Verlustrechnung 2019 angesetzte Steueraufwand beläuft sich auf 640 Mio.€ (Ertragsteueraufwand 2018 704 Mio. €). Er gliedert sich wie folgt:

In Millionen Euro	31. Dez. 2019	31. Dez. 2018 ⁽¹⁾
Tatsächliche Ertragsteuern	(761)	(712)
Latente Steuern	121	9
SUMME IM ERTRAG AUSGEWIESENE ERTRAGSTEUERANSPRÜCHE/(-AUFWENDUNGEN)	(640)	(704)

⁽¹⁾ Die per 31. Dezember 2018 veröffentlichten Angaben wurden aufgrund der Übergangsmethode, die für die Anwendung von IFRS 16 benutzt wurde, nicht neu berechnet (vgl. Anhang 1 "Bilanzierungsrahmen und Grundlage für die Vorbereitung des Konzernabschlusses").

11.1.2 Überleitung von theoretischem Ertragsteueraufwand auf den tatsächlichen Ertragsteueraufwand

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

In Millionen Euro	31. Dez. 2019	31. Dez. 2018 ⁽¹⁾
Jahresüberschuss (-fehlbetrag)	1.649	1.629
Anteil am Jahresüberschuss von Unternehmen, die nach der Equity-Methode bewertet werden	500	361
Jahresüberschuss aus aufgegebenen Geschäftsbereichen	-	1.069
Ertragsteueraufwand	(640)	(704)
Ergebnis vor Ertragsteueraufwand und Anteil am Jahresüberschuss von assoziierten Unternehmen (A)	1.790	903
davon französische Unternehmen	285	1.434
davon Unternehmen außerhalb Frankreichs	1.505	(531)
Gesetzlicher Ertragsteuersatz der Muttergesellschaft (B)	34,4%	34,4%
THEORETISCHER ERTRAGSTEUERAUFWAND (C) = (A) X (B)	(616)	(311)
Überleitungsposten von theoretischem auf den tatsächlichen Ertragsteueraufwand
Differenz zwischen dem gesetzlichen Steuersatz für die Muttergesellschaft und dem gesetzlichen Steuersatz in Rechtsgebieten Frankreichs und im Ausland	215	42
Permanente Differenzen ⁽²⁾	(23)	(72)
Steuerermäßigter oder steuerbefreiter Ertragt ⁽³⁾	533	123
Zusätzlicher Steueraufwand ⁽⁴⁾	(123)	(74)
Wirkung nicht angesetzter latenter Steueransprüche auf steuerliche Verlustvorträge und sonstige steuerabzugsfähige temporäre Differenzen ⁽⁵⁾	(867)	(968)
Ansatz oder Verwendung von Steuerertrag auf zuvor nicht erfasste steuerliche Verlustvorträge und andere steuerabzugsfähige temporäre Differenzen ⁽⁶⁾	212	370
Auswirkung von Änderungen der Steuersätze ⁽⁷⁾	(55)	54
Steuerguthaben und sonstige Steuerermäßigungen ⁽⁸⁾	101	185
Sonstige ⁽⁹⁾	(16)	(53)
IM ERTRAG AUSGEWIESENE ERTRAGSTEUERANSPRÜCHE/(-AUFWENDUNGEN)	(640)	(704)

⁽¹⁾ Die per 31. Dezember 2018 veröffentlichten Angaben wurden aufgrund der Übergangsmethode, die für die Anwendung von IFRS 16 benutzt wurde, nicht neu berechnet (vgl. Anhang 1 "Bilanzierungsrahmen und Grundlage für die Vorbereitung des Konzernabschlusses").
⁽²⁾ Enthält hauptsächlich steuerlich nicht ansatzfähige Wertminderungsverluste beim Geschäfts- oder Firmenwert, nicht ansatzfähige betriebliche Aufwendungen, den Abzug von Zinsaufwand aus Hybrid-Schulden und die Effekte der Obergrenze für ansatzfähige Fremdkapitalzinsen in Frankreich im Jahr 2018.
⁽³⁾ Bildet hauptsächlich Kapitalgewinne aus Veräußerungen von Wertpapieren ab, die in manchen Steuerrechtsgebieten steuerbefreit oder -ermäßigt sind, die Auswirkung spezieller Besteuerungen, die einige Unternehmen nutzen, nicht ansatzfähige Wertminderungsaufwendungen und Kapitalverluste bei Wertpapieren und die Aus Wirkung des unversteuerten Ertrags aus der Neubewertung von zuvor gehaltenen (oder verbliebenen) Eigenkapitalanteilen in Verbindung mit Akquisitionen und Änderungen der Konsolidierungsmethoden.
⁽⁴⁾ Umfasst hauptsächlich Steuern auf Dividenden, die aus dem Besteuerungsverfahren der Muttergesellschaft resultieren, Quellensteuer auf Dividenden und Zinsen, die in verschiedenen Steuerrechtsgebieten erhoben wird, Zuführungen zu Rückstellungen für Ertragsteuer und regionale und pauschale Körperschaftssteuern.
⁽⁵⁾ Beinhaltet (i) den Wegfall des Postens der latenten Nettosteueransprüche für einige steuerliche Einheiten, für die sich keine hinreichenden Gewinne prognostizieren lassen, und (ii) die Auswirkung nicht ansatzfähiger Wertminderungsaufwendungen für Anlagevermögen.
⁽⁶⁾ Enthält die Auswirkung des Ansatzes von Posten der latenten Nettosteueransprüche für einige steuerliche Einheiten.
⁽⁷⁾ Beinhaltet vor allem die Auswirkung eines geänderten Steuersatzes auf Salden latenter Steuern in Frankreich.
⁽⁸⁾ Enthält zumeist Auflösungen von Rückstellungen für Steuerstreitigkeiten, Steuerguthaben in Frankreich und sonstige Steuerermäßigungen.
⁽⁹⁾ Enthält hauptsächlich die Berichtigung früherer Steuerbelastungen.

11.1.3 Analyse des in der Gewinn- und Verlustrechnung angesetzten latenten Steuerergebnisses nach Art der temporären Differenz

	Auswirkung in der Gewinn- und Verlustrechnung
In Millionen Euro	31. Dez. 2019	31. Dez. 2018 ⁽¹⁾
Latente Steueransprüche:
Steuerliche Verlustvorträge und Steuerguthaben	572	302
Pensionen und dazugehörige Verpflichtungen	28	2
Nicht abzugsfähige Rückstellungen	(137)	(77)
Differenz zwischen dem Buchwert von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten und ihren Bemessungsgrundlagen	(93)	(141)
Bemessung von Finanzinstrumenten zum beizulegenden Zeitwert (IAS 32/ IFRS 9)	(1.360)	845
Sonstige	(36)	38
SUMME	(1.028)	969
Latente Steuerschulden:
Differenz zwischen dem Buchwert von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten und ihren Bemessungsgrundlagen	(239)	(249)
Bemessung von Finanzinstrumenten zum beizulegenden Zeitwert (IAS 32/ IFRS 9)	1.661	(751)
Sonstige	(273)	116
SUMME	1.149	(884)
LATENTES STEUERERGEBNIS	121	85
davon fortgeführte Geschäftsbereiche	121	9

⁽¹⁾ Die per 31. Dezember 2018 veröffentlichten Angaben wurden aufgrund der Übergangsmethode, die für die Anwendung von IFRS 16 benutzt wurde, nicht neu berechnet (vgl. Anhang 1 "Bilanzierungsrahmen und Grundlage für die Vorbereitung des Konzernabschlusses").

11.2 Im "Sonstigen Gesamtergebnis" angesetztes latentes Steuerergebnis

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

In Millionen Euro	31. Dez. 2019	31. Dez. 2018
Eigenkapital- und Schuldinstrumente	(2)	(1)
Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	256	68
Sicherungen von Nettoinvestitionen	12	(14)
Cashflow-Sicherungen für sonstige Posten	218	71
Cashflow-Sicherungen der Nettoschuld	10	(10)
SUMME OHNE ANTEIL DER NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERTEN UNTERNEHMEN	494	114
Anteil der Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden	81	(20)
Aufgegebene Geschäftsbereiche	-	(81)
SUMME	575	13

11.3 Darstellung latenter Steuern in der Bilanz

11.3.1 Änderung bei latenten Steuern

Änderungen bei latenten Steuern, die in der Bilanz nach Aufrechnung der Ansprüche und Verbindlichkeiten aus latenten Steuern je steuerliche Einheit ausgewiesen wurden, gliedern sich wie folgt:

In Millionen Euro	Vermögenswerte	Verbindlichkeiten	Nettoposition
PER 31. DEZEMBER 2018 ⁽¹⁾	1.066	(5.415)	(4.349)
IFRS 16 (vgl. Anhang 1)	-	4	4
AM 1. JANUAR 2019 einschließlich IFRS 16	1.066	(5.410)	(4.345)
Auswirkung auf das Jahresergebnis	(1.028)	1.149	121
Auswirkung auf die Posten des sonstigen Gesamtergebnisses	482	38	520
Auswirkung von Änderungen des Konsolidierungskreises	(86)	29	(57)
Auswirkung von Umrechnungsanpassungen	10	(27)	(17)
Sonstige	(115)	121	7
Auswirkung der Aufrechnung nach steuerlicher Einheit	531	(531)
PER 31. DEZEMBER 2019	860	(4.631)	(3.771)

⁽¹⁾ Die per 31. Dezember 2018 veröffentlichten Angaben wurden aufgrund der Übergangsmethode, die für die Anwendung von IFRS 16 benutzt wurde, nicht neu berechnet (vgl. Anhang 1 "Bilanzierungsrahmen und Grundlage für die Vorbereitung des Konzernabschlusses").

11.3.2 Analyse der Position latente Nettosteuern, ausgewiesen in der Bilanz (vor Aufrechnung latenter Steueransprüche und -verbindlichkeiten je steuerliche Einheit) nach Art der temporären Differenz

Bilanzierungsstandards

Bewertung angesetzter steuerlicher Verlustvorträge

Latente Steueransprüche werden bei den steuerlichen Verlustvorträgen angesetzt, wenn es wahrscheinlich ist, dass es einen steuerpflichtigen Gewinn gibt, gegen den sich steuerliche Verlustvorträge verwenden lassen. Die Wahrscheinlichkeit, dass es einen steuerpflichtigen Gewinn gibt, der sich für die nicht genutzten steuerlichen Verluste verwenden lässt, basiert auf steuerpflichtigen temporären Differenzen in Verbindung mit derselben Steuerbehörde und demselben steuerpflichtigen Unternehmen und auf Schätzungen künftiger steuerpflichtiger Gewinne. Diese Schätzungen und Verwendungen steuerlicher Verlustvorträge wurden auf der Grundlage von Gewinn- und Verlusterwartungen über eine Steuerprojektion von sechs Jahren erstellt, wie sie der mittelfristige vom Management genehmigte Businessplan enthält, sofern nicht ein besonderer Kontext eine Ausnahme rechtfertigt, und nötigenfalls aufgrund zusätzlicher Prognosen.

	Bilanz per
In Millionen Euro	31. Dez. 2019	31. Dez. 2018 ⁽¹⁾
Latente Steueransprüche:
Steuerliche Verlustvorträge und Steuerguthaben	2.118	1.765
Pensionsverpflichtungen	1.635	1.374
Nicht abzugsfähige Rückstellungen	268	371
Differenz zwischen dem Buchwert von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten und ihren Bemessungsgrundlagen	763	787
Bemessung von Finanzinstrumenten zum beizulegenden Zeitwert (IAS 32 / IFRS 9)	2.199	3.398
Sonstige	518	545
SUMME	7.502	8.239
Latente Steuerschulden:
Differenz zwischen dem Buchwert von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten und ihren Bemessungsgrundlagen	(8.953)	(8.773)
Bemessung von Finanzinstrumenten zum beizulegenden Zeitwert (IAS 32 / IFRS 9)	(1.700)	(3.343)
Sonstige	(620)	(472)
SUMME	(11.273)	(12.588)
LATENTE STEUERANSPRÜCHE/(-SCHULDEN), NETTO	(3.772)	(4.349)

⁽¹⁾ Die per 31. Dezember 2018 veröffentlichten Angaben wurden aufgrund der Übergangsmethode, die für die Anwendung von IFRS 16 benutzt wurde, nicht neu berechnet (vgl. Anhang 1 "Bilanzierungsrahmen und Grundlage für die Vorbereitung des Konzernabschlusses").

11.4 Nicht angesetzte latente Steuern

Am 31. Dezember 2019 belief sich der Steuereffekt von steuerlichen Verlusten und Steuerguthaben, die für Vorträge in Betracht kommen, aber nicht genutzt und in der Bilanz nicht angesetzt wurden, auf 3.836 Mio. € (3.216 Mio. € am 31. Dezember 2018). Die meisten dieser nicht angesetzten steuerlichen Verluste betreffen Unternehmen in Ländern, in denen Verluste auf unbestimmte Zeit (hauptsächlich Belgien und Luxemburg) oder in den Niederlanden bis zu neun oder sechs Jahre vorgetragen werden dürfen, je nach dem Jahr, in dem diese Verluste realisiert wurden. Diese steuerlichen Verlustvorträge bewirkten keinen oder nur einen teilweisen Ansatz latenter Steuern, weil mittelfristig ausreichende Gewinnerwartungen fehlen.

Der Steuereffekt sonstiger steuerabzugsfähiger temporärer Differenzen, die nicht in der Bilanz ausgewiesen sind, betrug Ende Dezember 2019 929 Mio. € gegenüber 1.364 Mio. € für Ende Dezember 2018.

ANHANG 12 Ergebnisse je Aktie

Bilanzierungsstandards

Das unverwässerte Ergebnis je Aktie wird durch Division des Jahresüberschusses (Konzernanteil) durch die gewichtete durchschnittliche Zahl der während des Jahres im Umlauf befindlichen Stammaktien errechnet. Die Durchschnittszahl von während des Jahres in Umlauf befindlichen Stammaktien ist die Zahl der Stammaktien, die zu Jahresbeginn im Umlauf sind, berichtigt um die Zahl der Stammaktien, die im Laufe des Jahres zurückgekauft oder ausgegeben wurden.

Zur Berechnung des verwässerten Ergebnisses je Aktie werden die gewichtete durchschnittliche Anzahl von Aktien und das unverwässerte Ergebnis je Aktie so berichtigt, dass die Auswirkung der Umwandlung oder Ausübung von potenziell verwässernden Stammaktien (Optionen, Optionsscheinen und Wandelanleihen usw.) berücksichtigt ist.

Gemäß IAS 33 - Ergebnis je Aktie basieren die Ergebnisse je Aktie und die verwässerten Ergebnisse je Aktie auf dem Konzernanteil am Jahresergebnis nach Abzug von Zahlungen an Inhaber tief nachrangiger, ewig laufender Anleihen (vgl. Anhang 18.2.1 "Emission tief nachrangiger, ewig laufender Anleihen").

Die verwässernden Instrumente der Gruppe für die Berechnung des verwässerten Ergebnisses je Aktie umfassen Bonusaktien und Performance Shares, die in Form von ENGIE-Wertpapieren gewährt werden.

Zähler (in Millionen Euro)	31. Dez. 2019	31. Dez. 2018 ⁽¹⁾
Jahresüberschuss/(-fehlbetrag), Konzernanteil	984	1.033
davon Jahresüberschuss(-fehlbetrag) aus fortgeführten Geschäftsbereichen, Konzernanteil	984	(12)
Zinsen auf tief nachrangige, ewig laufende Anleihen	(165)	(145)
Jahresüberschuss zur Berechnung der Ergebnisse je Aktie	820	889
davon Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) aus fortgeführten Geschäftsbereichen, Konzernanteil, zur Berechnung der Ergebnisse je Aktie	820	(156)
Auswirkung von verwässernden Instrumenten	-	-
Verwässerter Konzernanteil am Jahresergebnis	820	889
Nenner (in Millionen Aktien)
Durchschnittliche Anzahl im Umlauf befindlicher Aktien	2.413	2.396
Auswirkung von verwässernden Instrumenten:
Bonusaktienpläne für Mitarbeiter	12	11
Verwässerte durchschnittliche Anzahl im Umlauf befindlicher Aktien	2.425	2.407
Ergebnisse je Aktie (Euro)
Unverwässertes Ergebnis je Aktie	0,34	0,37
davon unverwässertes Ergebnis, Konzernanteil, aus fortgeführten Geschäftsbereichen je Aktie	0,34	(0,07)
Verwässertes Ergebnis je Aktie	0,34	0,37
davon verwässertes Ergebnis, Konzernanteil, aus fortgeführten Geschäftsbereichen je Aktie	0,34	(0,06)

⁽¹⁾ Die per 31. Dezember 2018 veröffentlichten Angaben wurden aufgrund der Übergangsmethode, die für die Anwendung von IFRS 16 benutzt wurde, nicht neu berechnet (vgl. Anhang 1 "Bilanzierungsrahmen und Grundlage für die Vorbereitung des Konzernabschlusses").

ANHANG 13 Geschäfts- oder Firmenwert

Bilanzierungsstandards

Der Geschäfts- oder Firmenwert wird bemessen als Differenz zwischen:

―

einerseits der Summe aus:

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

―

andererseits dem am Erwerbstag beizulegenden Nettozeitwert der identifizierbaren erworbenen Vermögenswerte und übernommenen Schulden. Die Hauptannahmen und Schätzungen für die Bestimmung des beizulegenden Zeitwerts von erworbenen Vermögenswerten und übernommenen Verbindlichkeiten enthalten die Marktaussichten für die Bewertung künftiger Zahlungsströme und die anzusetzende Abzinsung. Diese Annahmen geben die bestmöglichen Schätzungen des Managements zum Erwerbszeitpunkt wieder.

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

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

Wertminderungsrisiko

Der Geschäfts- oder Firmenwert wird nicht abgeschrieben, sondern nach IAS 36 jährlich auf seine Werthaltigkeit getestet oder auch öfter, wenn es einen Hinweis auf eine Wertminderung gibt. Werthaltigkeitstests werden auf der Ebene der Zahlungsmittel generierenden Einheiten (cash-generating units - CGUs) oder Gruppen von CGUs durchgeführt, die Gruppen von Vermögenswerten bilden, die Zahlungsströme generieren, die weitgehend unabhängig von den Zahlungsströmen anderer CGUs sind.

Der Geschäfts- oder Firmenwert ist wertgemindert, wenn der Nettobuchwert der CGU, der der Geschäfts- oder Firmenwert zugeordnet ist, größer als der erzielbare Betrag dieser CGU ist. Die Methoden zur Durchführung dieser Werthaltigkeitstests sind in Punkt 13.3 beschrieben.

Eine Wertminderung des Geschäfts- oder Firmenwerts kann nicht aufgeholt werden, sie erscheint unter "Wertminderungsaufwand" in der Gewinn- und Verlustrechnung.

Anzeichen einer Wertminderung des Geschäfts- oder Firmenwerts

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

―

externe Informationsquellen:

―	ein sinkender Wert eines Vermögenswertes über die Periode, der signifikant größer ist, als über diesen Zeitraum oder durch normalen Gebrauch zu erwarten wäre,
―	signifikant nachteilige Veränderungen über die Periode oder für die nächste Zukunft im Technologiemarkt, im wirtschaftlichen oder rechtlichen Umfeld, in dem das Unternehmen tätig ist, oder in dem Markt, für den ein Vermögenswert bestimmt ist,
―	über die Periode steigende Zinsen im Markt oder sonstige Marktsätze für Kapitalrenditen, wenn dieser Anstieg möglicherweise den Abzinsungssatz beeinflusst, mit dem der Nutzungswert eines Vermögenswerts berechnet wurde, und damit seinen erzielbaren Betrag wesentlich verringert,
―	der Buchwert der Nettovermögenswerte des Unternehmens übersteigt seinen Börsenkurswert;

―

interne Informationsquellen:

―	Nachweis von Überalterung oder physischem Schaden an einem Vermögenswert,
―	signifikante Änderungen des Umfangs oder der Art und Weise, in der ein Vermögenswert genutzt oder seine Nutzung erwartet wird, zu denen es in der Periode oder unmittelbar danach gekommen ist und die sich nachteilig auf ihn auswirken. Teil dieser Veränderungen ist, dass ein Vermögenswert außer Betrieb gestellt wird, dass die Veräußerung schneller als erwartet geplant wird, dass seine Nutzungsdauer als begrenzt statt auf unbestimmte Zeit umbewertet oder die Umstrukturierung der Geschäftstätigkeit geplant wird, der der Vermögenswert zugeordnet ist,
―	interne Berichte, aus denen hervorgeht, dass die wirtschaftliche Leistung eines Vermögenswertes schlechter als erwartet ausfällt oder ausfallen wird.

13.1 Bewegungen im Buchwert des Geschäfts- oder Firmenwerts

In Millionen Euro	Nettobetrag
PER 31. DEZEMBER 2018	17.809
Wertminderungsaufwendungen	(116)
Änderungen des Konsolidierungskreises und sonstige	876
Umrechnungsdifferenzen	96
PER 31. DEZEMBER 2019	18.665

Änderungen in der Periode gingen hauptsächlich zurück auf (i) die Auswirkung von Änderungen des Konsolidierungskreises, die sich im Wesentlichen auf den Ansatz eines Geschäfts- oder Firmenwerts aus der Akquisition der Powerlines Group GmbH (160 Mio. €), OTTO Luft- und Klimatechnik GmbH & Co (137 Mio. €), Compania Americana de Multiservicios (78 Mio. €), CN'Air's Houatgroup (77 Mio. €) und Pierre Guerin (69 Mio. €) bezieht, und (ii) auf den Ansatz eines Wertminderungsaufwands von 108 Mio. € aufgrund der Veräußerung von Kohlekraftwerken in Deutschland und den Niederlanden.

13.2 Goodwilltragende CGUs

Diese Tabelle zeigt "wesentliche" goodwilltragende CGUs per 31. Dezember 2019:

In Millionen Euro	Geschäftssegment	31. Dez. 2019
WESENTLICHE CGUs
Benelux	Resteuropa	4.260
GRDF	Frankreich Infrastructures	4.009
Frankreich Erneuerbare Energie	Frankreich ohne Infrastructures	1.194
Großbritannien	Resteuropa	1.115
SONSTIGE MASSGEBLICHE CGUs
Frankreich B2B	Frankreich ohne Infrastructures	1.052
Frankreich B2C	Frankreich ohne Infrastructures	1.046
Nordamerika	USA & Kanada	986
Nord-, Süd- und Zentraleuropa	Resteuropa	818
GRTgaz	Frankreich Infrastructures	614
Generation Europe	Resteuropa	521
SONSTIGE CGUs		3.051
SUMME		18.665

13.3 Werthaltigkeitstest von goodwilltragenden-CGUs

Alle goodwilltragenden CGUs werden ausgehend von den Daten Ende Juni auf Werthaltigkeit getestet, ergänzt durch eine Prüfung der Ereignisse in der zweiten Jahreshälfte. In den meisten Fällen wird der erzielbare Betrag von CGUs mit Hilfe eines Nutzungswerts bestimmt, der auf der Grundlage von Cashflow-Projektionen aus dem Haushalt 2020 und dem mittelfristigen Businessplan 2021-2022, wie vom Geschäftsführenden Vorstand und dem Aufsichtsrat genehmigt, errechnet wird, und über diesen Zeitrahmen hinaus mit extrapolierten Cashflows.

Cashflow-Projektionen werden auf der Grundlage makroökonomischer Annahmen (Inflation, Wechselkursen und Wachstumsraten) und von Preisprognosen im Ergebnis des Referenzszenariums der Gruppe für 2023-2040 ermittelt. Im Dezember 2019 hat der Geschäftsführende Vorstand die Prognosen für das Referenzszenarium genehmigt. Die Prognosen und Projektionen im Referenzszenarium wurden auf der Grundlage folgender Inputfaktoren bestimmt:

―

Forward-Marktpreise für Brennstoffe (Kohle, Öl und Gas), CO ₂ und Strom über die Liquiditätsperiode für jeden Markt;

―

mittel- und langfristige Energiepreise über diesen Zeitraum hinaus hat die Gruppe ausgehend von makroökonomischen Annahmen und Modellen des fundamentalen Gleichgewichts von Angebot und Nachfrage bestimmt, deren Ergebnisse regelmäßig mit den Prognosen verglichen werden, die externe Spezialisten des Energiesektors erstellen. Die langfristigen Projektionen für CO ₂ stimmen mit den Zielen der Klimaneutralität für 2050 überein, die die Europäische Kommission als Teil des im Dezember 2019 verkündeten "Green Deal" festgelegt hat. Genauer gesagt hat die Gruppe mittel- und langfristige Strompreise mit Prognosemodellen für den Strombedarf, mittelund langfristigen Prognosen der Brennstoff- und CO ₂-Preise und den erwarteten Trends bei der installierten Leistung und dem T echnologiemix der Produktionsanlagen in jedem Stromerzeugungssystem bestimmt.

Abzinsungssatz

Die angesetzten Abzinsungen entsprechen den gewichteten durchschnittlichen Kapitalkosten, die so angepasst sind, dass sie das Geschäft, den Markt, das Land und das Fremdwährungsrisiko für jede überprüfte goodwilltragende CGU widerspiegeln. Die Abzinsungssätze sind mit den verfügbaren externen Informationsquellen konsistent. Die Sätze nach Steuern, die 2019 zur Bewertung des Nutzungswerts von goodwilltragenden CGUs benutzt wurden, um künftige Zahlungsströme abzuzinsen, lagen zwischen 3,1 % und 13,1 %, verglichen mit einer Spanne von 3,7 % und 11,3 % für 2018. Abzinsung für die wichtigsten goodwilltragenden CGUs:

Maßgebliche CGUs

⁽¹⁾ Als Bewertungsmethoden wurden die Methode des abgezinsten Cashflows (discounted cash flows - DCF) und die Methode des Modells der abgezinsten Dividenden (Discounted Dividend Model -DDM) benutzt

13.3.1 Wesentliche CGUs

Dieser Abschnitt erläutert die Methode zur Bestimmung des Nutzungswerts, die Grundannahmen für die Bewertung und die Empfindlichkeitsanalysen für die Werthaltigkeitstests bei den wichtigsten goodwilltragenden CGUs der Gruppe am 31. Dezember 2019.

13.3.1.1 CGU Benelux

Der der CGU Benelux zugeordnete Geschäfts- oder Firmenwert belief sich per 31. Dezember 2019 auf 4.260 Mio. €. Die CGU Benelux beinhaltet die Geschäftstätigkeit der Gruppe in Belgien, den Niederlanden und Luxemburg: (i) Stromerzeugung in ihren Kernkraftwerken und Windparks, (ii) Erdgas- und Stromverkauf und (iii) Energiedienstleistungen sowie Entnahmerechte an den Kraftwerken Chooz B und Tricastin in Frankreich.

Grundannahmen für den Werthaltigkeitstest

Die Cashflow-Projektionen für die CGU Benelux beruhen auf einer Vielzahl von Grundannahmen, wie den langfristigen Preisen für Brennstoffe und CO ₂, erwarteten Trends bei der Nachfrage von Gas und Strom und den Strompreisen, den Marktaussichten sowie Änderungen des regulatorischen Umfelds (insbesondere im Hinblick auf die Kernkraftkapazitäten in Belgien und die Verlängerung von Verträgen über Entnahmerechte für französische Kernkraftwerke). Zu den Grundannahmen gehört auch der Abzinsungssatz zur Berechnung des Nutzungswerts dieser goodwilltragenden CGU.

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

Tätigkeiten	Annahmen für die Zeit jenseits des Businessplans ⁽¹⁾
Strom aus Kernkraftwerken in Belgien	Für Doel 1, Doel 2 und Tihange 1 Cashflow-Projektion über die restliche Nutzungsdauer von 50 Jahren. Für die Reaktoren der zweiten Generation Doel 3 und Tihange 2 Cashflow-Projektion über die restliche Nutzungsdauer von 40 Jahren. Für die Reaktoren der zweiten Generation Doel 4 und Tihange 3 Verlängerung der Betriebsdauer um 20 Jahre.
Entnahmerechte für die Kraftwerke Chooz B und Tricastin	Cashflow-Projektion über die verbleibende Vertragsdauer, zuzüglich der Annahme, dass Entnahmerechte um weitere 10 Jahre verlängert werden
Privatkunden- und Servicegeschäfte im Energiebereich	Cashflow-Projektion über die Dauer des Businessplans bei der Hälfte der Laufzeit, außerdem die Anwendung eines Endwerts ausgehend von einem normalen Cashflow, indem eine langfristige Wachstumsrate von 1,9 % zugrunde gelegt wird.

⁽¹⁾ unveränderte Annahmen seit 31. Dezember 2018.

Die wichtigsten Annahmen bezüglich des regulatorischen Umfelds in Belgien beziehen sich auf die Betriebsdauer der bestehenden Kernreaktoren und die Höhe der Nutzungsentgelte und der Kernenergieabgaben an den belgischen Staat.

Der Werthaltigkeitstest berücksichtigte die Verlängerung der Betriebsdauer von Tihange 1, Doel 1 und Doel 2 um 10 Jahre (bis 2025), jährliche Nutzungsentgelte von 20 Mio. € für diese Verlängerung sowie die neuen Bedingungen für die Ermittlung der Kernenergieabgabe für Reaktoren der zweiten Generation (Doel 3 und 4, Tihange 2 und 3) bis zum 40. Jahr ihrer Betriebsdauer, wie im Gesetz vom 29. Dezember 2016 festgelegt.

Für Reaktoren der zweiten Generation bekräftigten das Gesetz vom 18. Juni 2015 und der von der Regierung am 30. März 2018 verabschiedete Energiepakt den Grundsatz eines schrittweisen Ausstiegs aus der Kernenergie und den Zeitplan für diesen Ausstieg mit der Abschaltung der Reaktoren Doel 3 2022, Tihange 2 2023 und Tihange 3 und Doel 4 2025 nach 40 Jahren Betriebsdauer. Der Pakt wird durch eine bundesweite Energiestrategie ergänzt, die vier Ziele verfolgt: die Sicherstellung der Versorgung, die Auswirkung auf das Klima, die Auswirkung auf Energiepreise und die Kraftwerkssicherheit. Ein Kontrollausschuss wurde eingesetzt, um die Erfüllung dieser Ziele zu bewerten und Politikern gegebenenfalls Korrekturmaßnahmen zu empfehlen.

Aufgrund (i) der Verlängerung der Betriebsdauer von Tihange 1, Doel 1 und Doel 2 über 40 Jahre hinaus, (ii) der Bedeutung des Atomstroms im belgischen Energiemix, (iii) des Fehlens eines hinreichend detaillierten und attraktiven Industrieplans, der Energieversorgern einen Anreiz bietet, in den Ersatz thermische Kapazität zu investieren, und (iv) der Ziele zur Verringerung der CO ₂-Emission geht die Gruppe jedoch davon aus, dass die Kernenergie nach wie vor gebraucht wird, um in Belgien nach 2025 das Energiegleichgewicht zu gewährleisten. Demzufolge nimmt die Gruppe für die Berechnung des Nutzungswerts eine Betriebszeitverlängerung für die Hälfte ihrer Reaktoren der zweiten Generation um 20 Jahre an und berücksichtigt einen Mechanismus zur Zahlung der Kernenergieabgabe an die belgische Regierung. Sollten sich die hier dargestellten Umstände künftig ändern, kann die Gruppe ihr Industrieszenarium entsprechend anpassen.

In Frankreich genehmigte die Atomaufsichtsbehörde eine vierte 10-jährliche Inspektion der Kernkraftwerke Tricastin und damit eine Verlängerung der Betriebsdauer dieser Reaktoren um 10 Jahre. Daher bezog die Gruppe eine Annahme ein, wonach ihre Entnahmerechte an den Kernkraftwerken Tricastin und Chooz B, die 2021 bzw. 2037 auslaufen, um zehn Jahre verlängert werden. Die Annahme der Verlängerung wurde auch 2018 berücksichtigt, als die Gruppe der Auffassung war, dass die Laufzeitverlängerung für die Reaktoren zu diesem Zeitpunkt das glaubhafteste und wahrscheinlichste Szenarium war. Das ist auch mit dem erwarteten französischen Energiemix konsistent, der für das Referenzszenarium der Gruppe eine Rolle spielt.

Ergebnisse des Werthaltigkeitstests

Per 31. Dezember 2019 ist der erzielbare Betrag der goodwilltragenden CGU höher als ihr Buchwert. Zudem wies die Gruppe Wertminderungsaufwendungen von 1.022 Mio. € für Kernreaktoren aus (vgl. Anhang 9.1 "Wertminderungsaufwendungen"), einschließlich 638 Mio. € für den Abbruch von Kernenergieanlagen, deren Betriebsdauer nicht verlängert werden könnte. Sie werden nach der dreijährlichen Überprüfung der Kernenergierückstellungen angesetzt (vgl. Anhang 19.2"Stromerzeugung aus radioaktivem Material").

Empfindlichkeitsanalysen

Ein Sinken des Preises für Atomstrom um 10 €/MWh würde einen zusätzlichen Wertminderungsaufwand von etwa 0,5 Mrd. € bedeuten. Dagegen hätte eine Erhöhung der Strompreise um 10 €/MWh eine positive Wirkung auf den Überschuss des erzielbaren Betrags über den Buchwert der goodwilltragenden CGU.

Eine Erhöhung der angesetzten Abzinsungssätze um 50 Basispunkte hätte eine Negativwirkung von 54 % auf den Überschuss des erzielbaren Betrags über den Buchwert der goodwilltragenden CGU. Der erzielbare Betrag würde jedoch weiter über dem Buchwert liegen. Eine Senkung der angesetzten Abzinsungssätze um 50 Basispunkte hätte eine Positivwirkung von 57 % auf diese Berechnung.

Für die Atomstromproduktion in Belgien wurden verschiedene Umstellungsszenarien in Betracht gezogen:

―

Verschwände die Kernenergiekomponente 2025 nach einer Laufzeit von 50 Jahren im Fall von Tihange 1, Doel 1 und Doel 2 und 40 Jahren Laufzeit der Reaktoren der zweiten Generation vollständig aus dem Portfolio, würde sich das außerordentlich nachteilig auf die Testergebnisse auswirken, da der erzielbare Betrag wesentlich unter den Buchwert fiele. In diesem Szenarium betrüge das Wertminderungsrisiko etwa 1,5 Mrd. €;

―

würde die Betriebsdauer der Hälfte der Reaktoren der zweiten Generation um zehn Jahre verlängert und dann die gesamte Kernenergiekomponente verschwinden, sänke der erzielbare Betrag unter den Buchwert, und das Wertminderungsrisiko läge bei 0,6 Mrd. €.

13.3.1.2 CGU GRDF

Der der CGU GRDF per 31. Dezember 2019 zugeordnete gesamte Geschäfts- oder Firmenwert betrug 4.009 Mio. €. Die CGU GRDF umfasst die Geschäfte der regulierten Erdgasverteilung der Gruppe in Frankreich.

Der Endwert zur Berechnung des Nutzungswerts entspricht der erwarteten regulatorischen Kapitalbasis (Regulated Asset Base - RAB) ohne Aufschlag Ende 2025. Die RAB ist der Wert, den die französische Energieregulierungskommission (CRE) den Vermögenswerten zuweist, die der Versorger betreibt. Sie ist die Summe des künftigen Cashflows vor Steuern, abgezinst in einer Höhe, die der Rendite vor Steuern entspricht, die der Regulierer garantiert.

Die Cashflow-Projektionen werden auf der Grundlage des Tarifs für die öffentlichen Erdgasverteilungsnetze, bekannt als "ATRD-6-Tarif", der am 1. Juli 2020 für die Dauer von vier Jahren in Kraft tritt, und der Höhe der Gesamtinvestitionen erstellt, die mit der CRE als Teil ihres Beschlusses zum "ATRD-5-Tarif" vereinbart worden sind.

Da die in der CGU GRDF zusammengefassten Geschäfte reguliert sind, würde eine angemessene Änderung eines Bewertungsparameters nicht zu einem Wertminderungsaufwand führen.

13.3.1.3 CGU Frankreich Erneuerbare Energie

Der der CGU Frankreich Erneuerbare Energie zugeordnete Geschäfts- oder Firmenwert belief sich per 31. Dezember 2019 auf 1.194 Mio. €. Die CGU Frankreich Erneuerbare Energie fasst die Konzipierung, den Bau, die Finanzierung, den Betrieb und die Instandhaltung aller Stromerzeugungsanlagen aus erneuerbaren Energieträgern in Frankreich zusammen (Wasserkraft, Wind und Photovoltaik).

Zur Berechnung des Nutzungswerts wurde der Endwert für die Wasserkraftwerke durch Extrapolieren der Cashflows über diese Zeit hinaus bestimmt, ausgehend von dem von der Gruppe angenommenen Referenzszenarium.

Die Hauptannahmen und wichtigsten Schätzungen beziehen sich hauptsächlich auf Abzinsungssätze, Annahmen hinsichtlich der Erneuerung der Konzessionsverträge zur Nutzung der Wasserkraft und Änderungen der Stromverkaufspreise über die Liquiditätsperiode hinaus.

Der Nutzungswert der Compagnie Nationale du Rhone und von SHEM wurde aufgrund von Annahmen berechnet, zu denen die Verlängerung oder Erneuerung einer Ausschreibung für die Konzessionsverträge sowie die Bedingungen für eine potenzielle Verlängerung gehören.

Die Cashflows für die Perioden, die durch die Verlängerung der Konzessionsverträge abgedeckt sind, basieren auf einer Reihe von Annahmen bezüglich der wirtschaftlichen und regulatorischen Bedingungen für den Betrieb dieser Anlagen (Höhe der Abgaben, erforderliche Investitionen usw.) in diesem Zeitraum.

Ein Rückgang der Preise für Strom aus Wasserkraftwerken um 10 €/MWh hätte eine Negativwirkung von 73 % auf den Überschuss des erzielbaren Betrags über den Buchwert der goodwilltragenden CGU. Der erzielbare Betrag würde jedoch weiter über dem Buchwert liegen. Umgekehrt hätte eine Erhöhung der Strompreise um 10 €/MWh eine Positivwirkung von 71 % auf diese Berechnung.

Eine Erhöhung der angesetzten Abzinsungssätze um 50 Basispunkte hätte eine Negativwirkung von 48% auf den Überschuss des erzielbaren Betrags über den Buchwert der goodwilltragenden CGU. Der erzielbare Betrag würde jedoch weiter über dem Buchwert liegen. Eine Senkung der angesetzten Abzinsungssätze um 50 Basispunkte hätte eine Positivwirkung von 65% auf diese Berechnung.

Würden die Konzessionsverträge für die Wasserkraftwerke der Compagnie Nationale du Rhone nicht über 2023 hinaus verlängert, hätte das eine deutlich nachteilige Auswirkung auf die Testergebnisse, da der erzielbare Betrag erheblich unter den Buchwert fiele. In diesem Szenarium betrüge das Wertminderungsrisiko etwa 1,3 Mrd. €.

13.3.1.4 CGU Großbritannien

Der der CGU Großbritannien zugeordnete Geschäfts- oder Firmenwert belief sich per 31. Dezember 2019 auf 1.115 Mio. €. Die CGU Großbritannien beinhaltet (i) Geschäfte der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energieträgern (Wasser, Wind, Sonne), (ii) den Verkauf von Gas und Strom und (iii) Dienstleistungen für Privat- und Gewerbekunden in Großbritannien.

Zur Berechnung des Nutzungswerts des Dienstleistungs- und Energieverkaufsgeschäfts wurde der Endwert durch Extrapolieren der Cashflows über diese Zeit hinaus bei einer langfristigen Wachstumsrate von jährlich 2 % bestimmt.

Die Grundannahmen und wichtigsten Schätzungen beziehen sich hauptsächlich auf Abzinsungssätze und Preisänderungen über die Liquiditätsperiode hinaus.

Eine Erhöhung der angesetzten Abzinsungssätze um 50 Basispunkte hätte eine Negativwirkung von 52 % auf den Überschuss des erzielbaren Betrags über den Buchwert der goodwilltragenden CGU. Der erzielbare Betrag würde jedoch weiter über dem Buchwert liegen. Eine Senkung der angesetzten Abzinsungssätze um 50 Basispunkte hätte eine Positivwirkung von 40 % auf diese Berechnung.

Eine Verringerung der mit Stromerzeugungsanlagen erzielten Marge um 10 % hätte eine Negativwirkung von 21 % auf den Überschuss des erzielbaren Betrags über den Buchwert der goodwilltragenden CGU. Der erzielbare Betrag würde jedoch weiter über dem Buchwert liegen. Eine Erhöhung der erzielten Marge um 10 % hätte eine Positivwirkung von 21 % auf diese Berechnung.

13.3.2 Sonstige maßgebliche CGUs

13.3.2.1 CGU Nordamerika

Der der CGU Nordamerika zugeordnete Geschäfts- oder Firmenwert belief sich per 31. Dezember 2019 auf 986 Mio. €. Zur CGU Nordamerika zählen vor allem:

―	Kanada mit Geschäften im Bereich (i) Stromerzeugung aus erneuerbaren Energieträgern (Wind und Biomasse), (ii) Dienstleistungen für gewerbliche und Privatkunden;
―	die Vereinigten Staaten mit Geschäften in den Bereichen (i) Gas- und Stromvertrieb, (ii) Dienstleistungen für gewerbliche und Privatkunden und (iii) Stromerzeugung in Wärmekraftwerken;
―	Puerto Rico mit einer Investition in EcoElectrica, einem einflussreichen Player der Energieindustrie in der Wirtschaft Puerto Ricos (vgl. Anhang 3.2 "Investitionen in Gemeinschaftsunternehmen"). Trotz der schwierigen finanziellen Rahmenbedingungen in Puerto Rico hat ENGIE per 31. Dezember 2019 keine Informationen, die eine Änderung der Bewertungsannahmen für den Anteil an diesen Vermögenswerten begründen würden.

Die Geschäfte im Bereich der Stromerzeugung aus Wind- und Sonnenenergie, die 2018 in den Vereinigten Staaten erworben wurden, bilden eine eigene goodwilltragende CGU.

Der Nutzungswert dieser Geschäfte wurde mit Cashflow-Projektionen auf der Grundlage des Haushalts 2020 und dem mittelfristigen Businessplan 2021-2022 errechnet. Mit EBITDA-Multiples wurde ein Endwert für die Dienstleistungs- und Energieverkaufsgeschäfte errechnet.

Die Grundannahmen und wichtigsten Schätzungen beziehen sich hauptsächlich auf Abzinsungssätze und Änderungen der erzielten Margen über die Liquiditätsperiode hinaus.

Eine Erhöhung der angesetzten Abzinsungssätze um 50 Basispunkte hätte eine Negativwirkung auf den Überschuss des erzielbaren Betrags über den Buchwert der goodwilltragenden CGU. Der erzielbare Betrag würde jedoch weiter über dem Buchwert liegen. Eine Senkung der angesetzten Abzinsungssätze um 50 Basispunkte würde sich positiv auf diese Berechnung auswirken.

Eine Verringerung der mit dem Absatz von Gas und Strom erzielten Gewinnspanne um 10 % hätte eine Negativwirkung von 18 % auf den Überschuss des erzielbaren Betrags über den Buchwert der goodwilltragenden CGU. Der erzielbare Betrag würde jedoch weiter über dem Buchwert liegen. Dagegen würde sich eine um 10% größere Marge beim Verkauf von Gas und Strom mit 18% positiv auf die Berechnung auswirken.

Ein Rückgang der Dienstleistungsgeschäfte um 10 % hätte eine Negativwirkung von 8 % auf den Überschuss des erzielbaren Betrags über den Buchwert der goodwilltragenden CGU. Der erzielbare Betrag würde jedoch weiter über dem Buchwert liegen. Dagegen würde sich eine um 10% größere Marge beim Verkauf von Gas und Strom mit 8% positiv auf die Berechnung auswirken.

13.3.2.2 CGU Generation Europe

Der der CGU Generation Europe zugeordnete Geschäfts- oder Firmenwert belief sich per 31. Dezember 2019 auf 521 Mio. €. Die CGU Generation Europe fasst die Stromerzeugung in Wärmekraftwerken in Europa zusammen.

Der Nutzungswert dieser Geschäfte wurde mit Cashflow-Projektionen auf der Grundlage des Haushalts 2020 und dem mittelfristigen Businessplan 2021 -2022 errechnet. Ausgehend von dem von der Gruppe angenommenen Referenzszenarium wurden die Cashflows über diesen Dreijahreszeitraum hinaus für die Nutzungsdauern der Anlagen projiziert.

Die Grundannahmen und wichtigsten Schätzungen beziehen sich hauptsächlich auf Abzinsungssätze, die geschätzte Stromnachfrage und Preisänderungen für CO ₂, Brennstoff und Strom über die Liquiditätsperiode hinaus.

Ergebnisse des Werthaltigkeitstests

Per 31. Dezember 2019 war der erzielbare Betrag der goodwilltragenden CGU Generation Europe höher als ihr Buchwert.

Empfindlichkeitsanalysen

Eine Erhöhung der angesetzten Abzinsungssätze um 50 Basispunkte hätte eine Negativwirkung von 15 % auf den Überschuss des erzielbaren Betrags über den Buchwert der goodwilltragenden CGU. Der erzielbare Betrag würde jedoch weiter über dem Buchwert liegen. Eine Senkung der angesetzten Abzinsungssätze um 50 Basispunkte hätte eine Positivwirkung von 18 % auf diese Berechnung.

Eine Verringerung der mit Wärmekraftwerken erzielten Marge um 10 % hätte eine Negativwirkung von 24 % auf den Überschuss des erzielbaren Betrags über den Buchwert der goodwilltragenden CGU. Der erzielbare Betrag würde jedoch weiter über dem Buchwert liegen. Eine Erhöhung der erzielten Marge um 10 % hätte eine Positivwirkung von 24% auf diese Berechnung.

13.3.2.3 Sonstige maßgebliche goodwilltragende CGUs

Bei anderen maßgeblichen goodwilltragenden CGUs besteht per 31. Dezember 2019 eine erhebliche Differenz zwischen dem für sie erzielbaren Betrag und ihrem Buchwert.

13.4 Segmentinformation über den Geschäfts- oder Firmenwert

Der Buchwert des Geschäfts- oder Firmenwerts lässt sich wie folgt nach berichtspflichtigen Segmenten analysieren:

In Millionen Euro	31. Dez. 2019
Frankreich ohne Infrastructures	3.705
Frankreich Infrastructures	5.006
Resteuropa	6.713
Lateinamerika	820
USA & Kanada	1.103
Naher Osten, Asien und Afrika	741
Sonstige	576
SUMME	18.665

ANHANG 14 Immaterielle Vermögenswerte

Bilanzierungsstandards

Erstansatz

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

Abschreibung

Immaterielle Vermögenswerte werden auf der Basis des erwarteten Verbrauchs des geschätzten künftigen wirtschaftlichen Nutzens abgeschrieben, den der Vermögenswert verkörpert. Die Abschreibung wird hauptsächlich linear über folgende Nutzungsdauer berechnet:

	Nutzungsdauer
Die wichtigsten Abschreibungszeiträume (Jahre)	Minimum	Maximum
Konzessionsrechte	10	30
Kundenportfolio	10	40
Sonstige immaterielle Vermögenswerte	1	50

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

Wertminderungsrisiko

Im Einklang mit IAS 36 werden Werthaltigkeitstests für Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte durchgeführt, wenn es Hinweise darauf gibt, dass die Werte gemindert sein können. Derartige Hinweise können auf Ereignissen oder Veränderungen des Marktumfelds oder internen Informationsquellen beruhen. Nicht abzuschreibende immaterielle Vermögenswerte werden jährlich auf ihre Werthaltigkeit getestet.

Hinweise auf Wertminderung

Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte mit begrenzter Nutzungsdauer werden nur auf Werthaltigkeit getestet, wenn es Anzeichen dafür gibt, dass sie wertgemindert sein könnten. Das ist allgemein die Folge erheblicher Änderungen des Umfelds, in dem die Vermögenswerte betrieben werden, oder bei einer Wirtschaftsleistung, die unter der erwarteten liegt.

Die wichtigsten Hinweise auf Wertminderung, die die Gruppe verwendet, sind Anhang 13 "Geschäfts- oder Firmenwert" beschrieben.

Wertminderung

Bei Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten wird der einzelne Vermögenswert oder gegebenenfalls die Zahlungsmittel generierende Einheit (CGU) nach IAS 36 auf Werthaltigkeit getestet. Ist der erzielbare Betrag eines Vermögenswerts geringer als sein Buchwert, wird der Buchwert auf den erzielbaren Betrag wertberichtigt, indem ein Wertminderungsaufwand verbucht wird. Wird ein Wertminderungsaufwand angesetzt, müssen die Höhe der Abschreibung und möglicherweise die Nutzungsdauer des entsprechenden Vermögenswerts berichtigt werden.

Der für Sachanlagen oder immaterielle Vermögenswerte erfasste Wertminderungsaufwand kann später aufgeholt werden, sobald der erzielbare Betrag des Vermögenswerts wieder höher als sein Buchwert ist. Der erhöhte Buchwert einer Sachanlage nach der Aufholung einer Wertminderung darf nicht den Buchwert übersteigen, der ermittelt worden wäre (abzüglich Abschreibung), wäre in früheren Perioden kein Wertminderungsaufwand angesetzt worden.

Bewertung des erzielbaren Betrags

Um den erzielbaren Betrag von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten prüfen zu können, werden die Vermögenswerte gegebenenfalls in CGUs zusammengefasst, und der Buchwert jeder CGU wird ihrem erzielbaren Betrag gegenübergestellt.

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

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

Abzinsungen werden nach Steuern ermittelt und auf Zahlungsströme nach Steuern angewandt. Die erzielbaren Beträge, die mit diesen Abzinsungssätzen errechnet werden, sind die gleichen wie die Beträge, die man durch Anwendung von Abzinsungssätzen vor Steuern auf einen Cashflow erhält, der vor Steuern geschätzt wurde, wie in IAS 36 gefordert.

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

Bei sinkendem Wert wird der Wertminderungsaufwand in der konsolidierten Gewinn- und Verlustrechnung unter "Wertminderungsaufwendungen" ausgewiesen.

Immaterielle Rechte aus Konzessionsverträgen

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

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

―	der Konzessionsgeber kontrolliert oder regelt, welche Dienstleistungen der Betreiber mit der Infrastruktureinrichtung zu erbringen hat, an wen er sie zu erbringen hat und zu welchem Preis, und
―	der Konzessionsgeber kontrolliert bei Ablauf der Vereinbarung eine Restbeteiligung an der Infrastruktureinrichtung. Er wahrt beispielsweise sein Recht, die Infrastruktureinrichtung bei Beendigung der Konzession zurückzunehmen.

Das Modell des immateriellen Vermögenswertes nach Punkt 17 in IFRIC 12 gilt, wenn der Betreiber ein Recht (eine Lizenz) hat, bei Nutzern oder dem Konzessionsgeber eine Gebühr zu erheben, die von der Nutzung der öffentlichen Dienstleistung abhängt. Es besteht kein unbedingtes Recht zum Erhalt von Zahlungsmitteln, da die Beträge von der Nutzung der Dienstleistungen durch die Öffentlichkeit abhängig sind.

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

Kosten für Forschung und Entwicklung

Kosten für Forschung werden als Aufwand verbucht, wie sie anfallen.

Entwicklungskosten werden aktiviert, wenn die Kriterien für den Ansatz des Vermögenswerts nach IAS 38 erfüllt sind. Aktivierte Entwicklungskosten werden über die Nutzungsdauer des erfassten immateriellen Vermögenswerts abgeschrieben.

14.1 Bewegungen bei immateriellen Vermögenswerten

In Millionen Euro	Immaterielle Rechte aus Konzessionsverträgen	Kapazitätsrechte	Sonstige	Summe
BRUTTOBETRAG
PER 31. DEZEMBER 2018 ⁽¹⁾	3.753	2.719	11.000	17.472
IFRS 16 (vgl. Anhang 1)	(12)	-	-	(12)
PER 1. JANUAR 2019 mit IFRS 16	3.741	2.719	11.000	17.460
Erwerbe	152		1.120	1.271
Veräußerungen	(13)	(17)	(135)	(165)
Umrechnungsdifferenzen	(3)		36	33
Änderungen des Konsolidierungskreises	(26)		5	(21)
Übertragung in "als veräußerungsfähig klassifizierte Vermögenswerte"			2	2
Sonstige	(14)	160	(43)	103
PER 31. DEZEMBER 2019	3.838	2.862	11.984	18.684
KUMULIERTE ABSCHREIBUNG UND WERTMINDERUNG
PER 31. DEZEMBER 2018 ⁽¹⁾	(1.550)	(2.087)	(7.117)	(10.754)
IFRS 16 (vgl. Anhang 1)	5			5
PER 1. JANUAR 2019 mit IFRS 16	(1.545)	(2.087)	(7.117)	(10.749)
Abschreibung	(138)	(65)	(741)	(943)
Wertminderung	(14)		(128)	(142)
Veräußerungen	12	17	62	91
Umrechnungsdifferenzen	1		(20)	(19)
Änderungen des Konsolidierungskreises	26		119	145
Übertragung in "als veräußerungsfähig klassifizierte Vermögenswerte"
Sonstige	2		(31)	(29)
PER 31. DEZEMBER 2019	(1.656)	(2.135)	(7.855)	(11.646)
BUCHWERT
PER 31. DEZEMBER 2018 ⁽¹⁾	2.204	632	3.883	6.718
PER 31. DEZEMBER 2019	2.182	727	4.129	7.038

⁽¹⁾ Die per 31. Dezember 2018 veröffentlichten Angaben wurden aufgrund der Übergangsmethode, die für die Anwendung von IFRS 16 benutzt wurde, nicht neu berechnet (vgl. Anhang 1 "Bilanzierungsrahmen und Grundlage für die Vorbereitung des Konzernabschlusses").

2019 ging der Nettozuwachs bei "immateriellen Vermögenswerten" vor allem auf Investitionen von insgesamt 1.271 Mio. € zurück, die zum Teil mit Abschreibungen von insgesamt 943 Mio. € verrechnet wurden. Änderungen des Konsolidierungskreises im Umfang von 124 Mio. € betreffen hauptsächlich die Akquisition von OTTO Luft- und Klimatechnik GmbH & Co für 26 Mio. €, der Energiedienstleistungsunternehmen Conti in Nordamerika für 34 Mio. € und von Certinergy für 51 Mio. €.

14.1.1 Wertminderung

Am 31. Dezember 2019 bezieht sich diese Position insbesondere auf Wertminderungsaufwand, der nach der Verabschiedung des Gesetzes über das Ende regulierter Verkaufstarife und aufgrund zunehmender Ausfälle im Portfolio in Höhe von 111 Mio. € für Customer Relationship in Frankreich angesetzt wurde.

14.1.2 Kapazitätsrechte

Die Gruppe hat Kapazitätsrechte an Kraftwerken erworben, die von Dritten betrieben werden. Diese Kraftwerkskapazitätsrechte wurden in Verbindung mit Transaktionen oder im Rahmen des Engagements der Gruppe bei der Finanzierung des Baus bestimmter Kraftwerke erworben. Als Gegenleistung erhielt die Gruppe das Recht, über die Betriebsdauer der Basisvermögenswerte einen Teil der Produktion zu kaufen. Diese Rechte werden über die Nutzungsdauer der Basisvermögenswerte, aber über höchstens 50 Jahre abgeschrieben. Gegenwärtig hält die Gruppe Rechte an den Kraftwerken Chooz B und Tricastin in Frankreich und an dem virtuellen Kraftwerk (VPP) in Italien.

14.1.3 Sonstige

Am 31. Dezember 2019 bezieht sich diese Position hauptsächlich auf Software und Lizenzen für 1.218 Mio. € sowie auf immaterielle Vermögenswerte in Entwicklung für 636 Mio. € und immaterielle Vermögenswerte (Kundenportfolio) für 2.007 Mio. €, die im Ergebnis von Unternehmenszusammenschlüssen und aktivierten Anschaffungskosten für Verträge mit Kunden erworben wurden.

14.2 Information über Forschungs- und Entwicklungskosten

Aktivitäten in Forschung und Entwicklung beziehen sich hauptsächlich auf verschiedene Studien zu technologischer Innovation, effizienteren Anlagen, Sicherheit, Umweltschutz, Dienstleistungsqualität und Nutzung von Energieressourcen.

Die Kosten für Forschung und Entwicklung ohne Kosten für technische Betreuung beliefen sich 2019 auf 189 Mio. €, davon 23 Mio. € als Aufwendungen für unternehmensinterne Projekte in der Entwicklungsphase, die die Kriterien für einen Ansatz als immaterieller Vermögenswert nach IAS 38 erfüllen.

ANHANG 15 Sachanlagen

Bilanzierungsstandards

Erstmaliger Ansatz und Folgebewertung

Sachanlagen werden zu Anschaffungskosten, abzüglich etwaiger kumulierter planmäßiger Abschreibung und etwaiger kumulierter Wertminderungsaufwendungen angesetzt.

Der Buchwert dieser Posten wird nicht neu bewertet, da die Gruppe die Wahl getroffen hat, die zulässige alternative Methode nicht anzuwenden, die darin besteht, regelmäßig eine oder mehrere Kategorien von Sachanlagen neu zu bewerten.

Subventionen für Investitionen werden vom Bruttowert der jeweiligen Vermögenswerte abgezogen.

Gemäß IAS 16 enthalten die anfänglichen Kosten von Sachanlagen eine anfängliche Kostenschätzung für Abbruch und Entfernen des Postens und für die Wiederherstellung des Standorts, an dem er sich befindet, wenn das Unternehmen gegenwärtig, gesetzlich oder faktisch dazu verpflichtet ist, den Posten abzubauen oder den Standort wiederherzustellen. Eine entsprechende Rückstellung für diese Verpflichtung wird in Höhe des Bestandteils des Vermögenswerts angesetzt.

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

Leasingverhältnisse

Gemäß den Grundsätzen von IAS 17 - Leasingverhältnisse wurden bis zum 31. Dezember 2018 nur als Finanzierungsleasings klassifizierte Leasingverhältnisse, in denen die Gruppe Leasingnehmer ist, als Vermögenswert in der Bilanz ausgewiesen. Ein Leasing ist dann ein Finanzierungsleasing, wenn alle maßgeblichen Eigentumsrechte und -pflichten an dem entsprechenden Vermögenswert auf den Leasingnehmer übergewälzt werden.

Wie in Anhang 1.1.1 "IFRS-Standards, Änderungen oder IFRIC-Interpretationen, die 2019 anzuwenden sind" dargelegt, wendet die Gruppe seit 1. Januar 2019 IFRS 16 - Leasingverhältnisse an, um Leasingverhältnisse mit der Gruppe als Leasingnehmer zu bilanzieren.

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

Der Vermögenswert aus einem Nutzungsrecht wird anfänglich mit den direkten Kosten bewertet. Dazu gehören der Anfangsbetrag der Leasingverbindlichkeit, berichtigt um Leasingzahlungen vor dem oder am Zugangszeitpunkt, zuzüglich anfänglich direkt angefallener Kosten, und eine Kostenschätzung für Abbruch und Entfernung des Basiswerts oder für die Wiederherstellung des Basiswerts oder der Stätte, an der er sich befindet, abzüglich eventuell erhaltener Leasing-Anreize. Die Leasingverbindlichkeit wird anfänglich zum Barwert der restlichen Leasingraten bemessen und mit dem Grenzfremdkapitalzinssatz des Leasingnehmers abgezinst. Dieser Zinssatz wird nach dem Grenzfremdkapitalzinssatz der Gruppe, angepasst nach IFRS 16, berechnet und berücksichtigt (i) das wirtschaftliche Umfeld der Tochterunternehmen und insbesondere ihr Kreditrisiko, (ii) die Währung, in der der Vertrag geschlossen wurde und (iii) die Vertragsdauer zum Zugangszeitpunkt (oder die Restlaufzeit von zum Zeitpunkt der Erstanwendung von IFRS 16 bestehenden Verträgen). Die Methode zur Ermittlung des Grenzfremdkapitalzinssatzes spiegelt das Profil der Leasingzahlungen wider (Durationsmethode).

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

Kissengas

In die unterirdischen Speicher injiziertes "Kissen"-Gas ist entscheidend, um zu sichern, dass Speicher effizient betrieben werden können. Es ist daher untrennbar von diesen Speichern. Anders als "Arbeits"-Gas, das zu den Vorräten gehört (vgl. Anhang 24.2 "Vorräte"), wird Kissengas bei den sonstigen Sachanlagen ausgewiesen.

Planmäßige Abschreibung

Gemäß dem Komponentenansatz wird jede wesentliche Komponente einer Sachanlage mit einer Nutzungsdauer, die sich von der des Hauptvermögenswertes unterscheidet, zum dem sie gehört, separat über ihre eigene Nutzungsdauer abgeschrieben.

Sachanlagen werden zumeist nach der linearen Abschreibungsmethode über die folgende Nutzungsdauer abgeschrieben:

	Nutzungsdauer
Die wichtigsten Abschreibungszeiträume (Jahre)	Minimum	Maximum
Anlagen und Maschinen
• Lagerung - Produktion- Transport- Verteilung	5	60 ^(*)
• Installation - Instandhaltung	3	10
• Hydraulische Anlagen und Maschinen	20	65
Sonstige Sachanlagen	2	33

^(*) ohne Kissengas

Die Spanne der Nutzungsdauer ergibt sich aus der Unterschiedlichkeit der Vermögenswerte jeder Kategorie. Die als Minimum angegebenen Zeiträume beziehen sich auf kleinere Ausrüstung und Möbel, während es bei den als Maximum angegebenen um Netzinfrastruktureinrichtungen und Speicherstätten geht. Im Einklang mit dem von der belgischen Abgeordnetenkammer am 31. Januar 2003 verabschiedeten Gesetz über den schrittweisen Ausstieg aus der Kernenergie für die industrielle Stromerzeugung wurde die Nutzungsdauer von Kernkraftwerken überprüft und prospektiv auf 40 Jahre von 2003 an angepasst. Eine Ausnahme bilden Tihange 1, Doel 1 und Doel 2 mit einer um 10 Jahre verlängerten Betriebsdauer.

Die Betriebsausstattung von von der Gruppe betriebenen Wasserkraftwerken wird über die Vertragslaufzeit oder die Nutzungsdauer der Vermögenswerte abgeschrieben -in Abhängigkeit davon, welche die kürzere ist -, wobei die Verlängerung der Konzession berücksichtigt wird, sofern eine solche Verlängerung hinreichend sicher ist.

Der Vermögenswert aus einem Nutzungsrecht wird bei Leasingverhältnissen ab dem Zugangszeitpunkt bis zum Ende der Leasingdauer nach der linearen Abschreibungsmethode abgeschrieben, sofern nicht das Leasingverhältnis bei Beendigung der Vertragsdauer das Eigentum an dem Basiswert auf die Gruppe überträgt. In solchem Fall wird der Vermögenswert aus einem Nutzungsrecht über die Nutzungsdauer des Basisvermögenswerts abgeschrieben, die auf dieselbe Weise wie oben für Sachanlagen dargelegt bestimmt wird.

Wertminderungsrisiko

Siehe Anhang 14 "Immaterielle Vermögenswerte".

Hinweise auf Wertminderung

Vgl. Anhang 13 "Geschäfts- oder Firmenwert".

15.1 Bewegungen bei Sachanlagen

In Millionen Euro	Grundstücke	Gebäude	Anlagen und Maschinen	Fahrzeuge	Abbruchkosten	Anlagen im Bau
BRUTTOBETRAG
PER 31. DEZEMBER 2018 ⁽¹⁾	671	5.676	81.615	419	2.444	5.469
IFRS 16 (vgl. Anhang 1)	-	(230)	(1.161)	(2)	-	-
PER 1. JANUAR 2019 mit IFRS 16	670	5.446	80.455	417	2.444	5.469
Erwerbe/Erhöhungen	6	26	596	55	1.124	4.801
Veräußerungen	(18)	(61)	(371)	(19)		(18)
Umrechnungsdifferenzen	1	29	73	1	1	51
Änderungen des Konsolidierungskreises	2	(308)	(3.924)	17	(56)	(41)
Übertragung in "als veräußerungsfähig klassifizierte Vermögenswerte"	(2)	-	(100)	-	-	(276)
Sonstige	38	357	5.129	(4)	(17)	(5.815)
PER 31. DEZEMBER 2019	698	5.490	81.857	467	3.496	4.172
KUMULIERTE ABSCHREIBUNG UND WERTMINDERUNG
PER 31. DEZEMBER 2018 ⁽¹⁾	(130)	(3.175)	(42.270)	(290)	(1.418)	(367)
IFRS 16 (vgl. Anhang 1)		83	222
PER 1. JANUAR 2019 mit IFRS 16	(130)	(3.092)	(42.049)	(289)	(1.418)	(367)
Planmäßige Abschreibung	(8)	(124)	(2.630)	(49)	(161)
Wertminderung	(2)	(12)	(729)	(1)	(662)	(35)
Veräußerungen	3	53	273	16		2
Umrechnungsdifferenzen		(3)	(49)	(1)	(1)
Änderungen des Konsolidierungskreises	2	302	3.077	(5)	38	1
Übertragung in "als veräußerungsfähig klassifizierte Vermögenswerte"	-	-	7	-	-	-
Sonstige		(119)	377	9	(19)	43
PER 31. DEZEMBER 2019	(134)	(2.995)	(41.722)	(320)	(2.223)	(357)
BUCHWERT
PER 31. DEZEMBER 2018 ⁽¹⁾	541	2.501	39.345	129	1.026	5.102
PER 31. DEZEMBER 2019	564	2.495	40.135	147	1.273	3.815

In Millionen Euro	Nutzungsrecht	Sonstige	Summe
BRUTTOBETRAG
PER 31. DEZEMBER 2018 ⁽¹⁾		1.015	97.309
IFRS 16 (vgl. Anhang 1)	3.402	223	2.233
PER 1. JANUAR 2019 mit IFRS 16	3.402	1.239	99.541
Erwerbe/Erhöhungen	539	102	7.250
Veräußerungen	(78)	(47)	(611)
Umrechnungsdifferenzen	22	7	186
Änderungen des Konsolidierungskreises	(43)	21	(4.332)
Übertragung in "als veräußerungsfähig klassifizierte Vermögenswerte"	-	-	(378)
Sonstige	40	94	(178)
PER 31. DEZEMBER 2019	3.882	1.417	101.478
KUMULIERTE ABSCHREIBUNG UND WERTMINDERUNG
PER 31. DEZEMBER 2018 ⁽¹⁾		(742)	(48.392)
IFRS 16 (vgl. Anhang 1)	(356)	(33)	(85)
PER 1. JANUAR 2019 mit IFRS 16	(356)	(775)	(48.476)
Planmäßige Abschreibung	(468)	(114)	(3.554)
Wertminderung	(91)	(1)	(1.532)
Veräußerungen	65	42	455
Umrechnungsdifferenzen	(3)	(1)	(58)
Änderungen des Konsolidierungskreises	7	(8)	3.414
Übertragung in "als veräußerungsfähig klassifizierte Vermögenswerte"	-	-	7
Sonstige	(22)	(44)	225
PER 31. DEZEMBER 2019	(868)	(901)	(49.520)
BUCHWERT
PER 31. DEZEMBER 2018 ⁽¹⁾		273	48.917
PER 31. DEZEMBER 2019	3.014	515	51.958

⁽¹⁾ Die per 31. Dezember 2018 veröffentlichten Angaben wurden aufgrund der Übergangsmethode, die für die Anwendung von IFRS 16 benutzt wurde, nicht neu berechnet (vgl. Anhang 1 "Bilanzierungsrahmen und Grundlage für die Vorbereitung des Konzernabschlusses").

2019 berücksichtigt der Nettozuwachs bei den "Sachanlagen" vor allem:

―

Erhaltungs- und Entwicklungsinvestitionen für insgesamt 5.587 Mio. €, meist im Zusammenhang mit dem Bau und der Entwicklung von Wind- und Solarparks in den Vereinigten Staaten, in Lateinamerika und in Indien und dem Ausbau von Transport- und Verteilnetzen im Segment Frankreich Infrastructures;

―

Änderungen des Konsolidierungskreises in Höhe von negativen 918 Mio. €, vorwiegend bei DBSO ⁽¹⁾ -Geschäften mit Windparks in den Vereinigten Staaten (negative 234 Mio. €), in Mexiko (negative 137 Mio. €) und in Frankreich (negative 195 Mio. €), die Veräußerung in Betrieb befindlicher Photovoltaikanlagen des Unternehmens Langa (negative 256 Mio. €) und die Veräußerung der Kohlekraftwerke in Deutschland und den Niederlanden (negative 280 Mio. €). Dem steht teilweise die Akquisition eines Biomethan-Projekts in Frankreich (positive 92 Mio. €) gegenüber;

―

positive Nettowährungsumrechnungen von 128 Mio. €, die hauptsächlich den US-Dollar (Positivwirkung von 129 Mio. €), das Pfund Sterling (Positivwirkung von 87 Mio. €) und den brasilianischen Real (Negativwirkung von 75 Mio. €) betrafen;

―

dem stand teilweise eine Abschreibung mit einer negativen Gesamtwirkung von 3.554 Mio. € gegenüber;

―

die Einstufung von Photovoltaikfeldern in Mexiko (negative 285 Mio. €) und von Vermögenswerten bei den erneuerbaren Energieträgern in Frankreich (negative 87 Mio. €) als "zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte";

―

Wertminderungsaufwand von 1.532 Mio. € vor allem bei:

―	belgischen Kernenergievermögenswerten mit negativen 1.022 Mio. € (vgl. Anhang 9.1.1 "2019 angesetzter Wertminderungsaufwand"),
―	die Veräußerung mehrerer Kohlekraftwerke in den Niederlanden und Deutschland mit negativen 148 Mio. €. Davon wurden 108 Mio. € dem gesamten Geschäfts- oder Firmenwert, der den "zur Veräußerung gehaltenen Vermögenswerten" zugeordnet war, und 40 Mio. € den Sachanlagen belastet,
―	Kohlekraftwerke in Lateinamerika mit negativen 165 Mio. € wegen der geplanten Abschaltung und Aufgabe von Geschäftsbereichen von zwei mit Kohle betriebenen Energieerzeugungsanlagen in Chile in Verbindung mit der Verpflichtung zum schrittweisen Ausstieg aus Kohlekraftwerken in Chile,
―	die Gas- und-Dampfturbinen im berichtspflichtigen Segment Naher Osten, Asien & Afrika mit negativen 135 Mio. €, für die aufgrund des schwachen wirtschaftlichen Kontextes eine dauerhafte Einmottungsstragegie beschlossen wurde.

15.2 Als Sicherheit gestellte und mit Hypotheken belastete Vermögenswerte

Sachanlagenposten, die die Gruppe als Bürgschaft für Fremdkapital und Schulden verpfändet hat, beliefen sich per 31. Dezember 2019 auf 2.261 Mio. € gegenüber 1.298 Mio. € per 31. Dezember 2018.

Die Zunahme betrifft vor allem Wärmekraftwerke und Windparks in Brasilien mit 950 Mio. € und Vermögenswerte für erneuerbare Energieträger in Frankreich mit 46 Mio. €.

15.3 Vertragliche Zusicherungen zum Kauf von Sachanlagen

In Zuge ihrer gewöhnlichen Geschäftstätigkeit gaben einige Unternehmen der Gruppe Zusicherungen zum Kauf von Sachanlagen ab, die zu liefern sich die entsprechenden Dritten verpflichtet haben. Diese Zusicherungen beziehen sich im Wesentlichen auf Bestellungen von Ausrüstung und Material für den Bau von Energieerzeugungsanlagen und auf Dienstleistungsvereinbarungen.

Die Investitionszusagen der Gruppe zum Kauf von Sachanlagen beliefen sich per 31. Dezember 2019 auf 1.384 Mio. € gegenüber 1.415 Mio. € am 31. Dezember 2018.

15.4 Weitere Angaben

Die Fremdkapitalkosten, die 2019 in den Sachanlagenkosten enthalten waren, beliefen sich per 31. Dezember 2019 auf 106 Mio. € und per 31. Dezember 2018 auf 134 Mio. €.

⁽¹⁾ Develop, Build, Share and Operate (planen, bauen, gemeinsam nutzen, betreiben)

ANHANG 16 Finanzinstrumente

16.1 Finanzielle Vermögenswerte

Bilanzierungsstandards

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

―

ein erstes Kriterium bezieht sich auf die Merkmale der vertraglichen Zahlungsströme des finanziellen Vermögenswertes. Die Analyse der Merkmale vertraglicher Zahlungsströme hilft zu bestimmen, ob diese Zahlungsströme "einzig Zahlungen von Hauptforderung und Zinsen auf offene Beträge sind" (der sogenannte SPPI-Test - Solely Payment of Principal and Interest -ausschließlich Tilgungs- und Zinszahlungen auf den ausstehenden Kapitalbetrag);

―

ein zweites Kriterium betrifft das Geschäftsmodell, mit dem die Gruppe ihre finanziellen Vermögenswerte verwaltet. IFRS 9 definiert drei verschiedene Geschäftsmodelle: Ein erstes Geschäftsmodell mit dem Ziel, die finanziellen Vermögenswerte zu halten, um so die vertraglichen Zahlungsströme zu vereinnahmen (halten und vereinnahmen), ein zweites Modell mit dem Ziel, die vertraglichen Zahlungsströme zu vereinnahmen und die finanziellen Vermögenswerte zu verkaufen (halten und verkaufen), und weitere Geschäftsmodelle.

Die Identifizierung des Geschäftsmodells und die Analyse der Merkmale der vertraglichen Zahlungsströme verlangen Ermessensentscheidungen, die sichern, dass die finanziellen Vermögenswerte in die richtige Kategorie eingestuft werden.

Ist der finanzielle Vermögenswert eine Investition in ein Eigenkapitalinstrument und wird nicht für den Handel gehalten, kann die Gruppe unwiderruflich wählen, die Gewinne und Verluste aus dieser Investition im sonstigen Gesamtergebnis darzustellen.

Abgesehen von Forderungen aus Lieferungen und Leistungen, die gemäß IFRS 15 zu ihrem Transaktionspreis bewertet werden, werden finanzielle Vermögenswerte beim Erstansatz mit ihrem beizulegenden Zeitwert erfasst, zuzüglich, falls ein finanzieller Vermögenswert nicht mit Erfassung der Wertänderungen in der Gewinn- und Verlustrechnung bewertet wird, der Transaktionskosten, die direkt seinem Erwerb zuzuordnen sind.

Am Ende jeder Berichtsperiode unterliegen finanzielle Vermögenswerte, die nach der Methode der fortgeführten Anschaffungskosten oder des beizulegenden Zeitwerts mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis (mit einem Umgliederungsmechanismus) bewertet werden, einem Werthaltigkeitstest, der auf der Methode der erwarteten Kreditausfälle basiert.

Zu finanziellen Vermögenswerten gehören auch Derivate, die nach IFRS 9 zum beizulegenden Zeitwert bewertet werden.

Nach IAS 1 stellt die Gruppe kurzfristige und langfristige Vermögenswerte und kurzfristige und langfristige Verbindlichkeiten in der Bilanz separat dar. Im Hinblick auf die Hauptgeschäftstätigkeiten der Gruppe wurde entschieden, dass das anzuwendende Kriterium für die Klassifizierung von Vermögenswerten die erwartete Dauer bis zur Realisierung des Vermögenswerts oder zur Begleichung der Verbindlichkeit ist: Der Vermögenswert wird als kurzfristig klassifiziert, wenn dieser Zeitraum höchstens 12 Monate nach der Berichtsperiode beträgt, und als langfristig, wenn er 12 Monate überschreitet.

Die folgende Tabelle zeigt die unterschiedlichen Kategorien finanzieller Vermögenswerte der Gruppe, untergliedert in kurzfristige und langfristige Posten:

		31. Dez. 2019			31. Dez. 2018
In Millionen Euro	Anhänge	Langfristig	Kurzfristig	Summe	Langfristig	Kurzfristig
Sonstige finanzielle Vermögenswerte	16.1	7.022	2.546	9.567	6.193	2.290
Eigenkapitalinstrumente zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis		921	-	921	742	-
Eigenkapitalinstrumente, erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet		377	-	377	365	-
Schuldinstrumente zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis bewertete		1.072	77	1.149	1.108	840
Schuldinstrumente, erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet		871	397	1.268	600	233
Kredite und Forderungen, zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet		3.782	2.072	5.854	3.378	1.218
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen	7.2	-	15.180	15.180	-	15.613
Vermögenswerte aus Verträgen mit Kunden	7.2	15	7.816	7.831	-	7.411
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente ⁽¹⁾		-	10.519	10.519	-	8.700
Derivative Instrumente	16.4	4.137	10.134	14.272	2.693	10.679
SUMME		11.174	46.194	57.369	8.886	44.692

	31. Dez. 2018
In Millionen Euro	Summe
Sonstige finanzielle Vermögenswerte	8.483
Eigenkapitalinstrumente zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis	742
Eigenkapitalinstrumente, erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet	365
Schuldinstrumente zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis bewertete	1.947
Schuldinstrumente, erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet	832
Kredite und Forderungen, zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet	4.596
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen	15.613
Vermögenswerte aus Verträgen mit Kunden	7.411
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente ⁽¹⁾	8.700
Derivative Instrumente	13.372
SUMME	53.578

⁽¹⁾ 2019 änderte die Gruppe die Bilanzierung bestimmter finanzieller Vermögenswerte, die von der Nettofinanzschuld subtrahiert werden, um den Umgang der Gruppe mit Investitionen und Liquiditätsrisiko der Gruppe widerzuspiegeln. Sie hat diese Vermögenswerte in Höhe von 619 Mio. € deshalb per 31. Dezember 2019 als Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente umklassifiziert. Diese Änderung wirkt sich nicht auf die Nettofinanzschuld aus.

16.1.1 Sonstige finanzielle Vermögenswerte

16.1.1.1 Eigenkapitalinstrumente zum beizulegenden Zeitwert

Bilanzierungsstandards

Eigenkapitalinstrumente zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis (OCI)

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

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

Beim Erstansatz werden diese Eigenkapitalinstrumente zum beizulegenden Zeitwert erfasst, der allgemein ihren Anschaffungskosten entspricht, zuzüglich Transaktionskosten.

Am Ende jeder Berichtsperiode wird der beizulegende Zeitwert börsennotierter Wertpapiere nach der Marktpreisnotierung am Bilanzstichtag ermittelt. Bei nicht börsennotierten Wertpapieren wird der beizulegende Zeitwert mit Evaluierungsmodellen bewertet, die primär auf den letzten Markttransaktionen, der Abzinsung von Dividenden oder auf den Zahlungsströmen und dem Nettovermögenswert basieren.

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

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

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

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

Am Ende jeder Berichtsperiode ist für die börsennotierten und nicht an der Börse notierten Wertpapiere dieselbe Bewertungsmethode wie oben beschrieben anzuwenden.

In Millionen Euro	Eigenkapitalinstrumente zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis	Eigenkapitalinstrumente, erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet	Summe
PER 31. DEZEMBER 2018	742	365	1.107
Zunahme	226	170	396
Rückgang	(111)	(24)	(135)
Änderungen des beizulegenden Zeitwerts	92	(23)	69
Änderungen des Konsolidierungskreises, Währungsumrechnungsdifferenzen und sonstige	(28)	(112)	(140)
PER 31. DEZEMBER 2019	921	377	1.297
Dividenden	65	7	72

Von den Eigenkapitalinstrumenten sind 222 Mio. € börsennotierte Eigenkapitalinstrumente und 1.075 Mio. € nicht an der Börse notierte Eigenkapitalinstrumente. Dieser Betrag beinhaltet vor allem 478 Mio. € in von der Gruppe gehaltenen Aktien als Minderheitsbeteiligung an der Nord Stream AG.

16.1.1.2 Schuldinstrumente, bewertet zum beizulegenden Zeitwert

Bilanzierungsstandards

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

Finanzielle Vermögenswerte, die in einem Geschäftsmodell gehalten werden, dessen Ziel sowohl das Vereinnahmen von vertraglichen Zahlungsströmen als auch das Verkaufen finanzieller Vermögenswerte ist und das aufgrund der Vertragsbedingungen an bestimmten Terminen Anspruch auf Zahlungsströme bedingt, bei denen es sich einzig um Rückzahlungen des Nominalwerts und der Zinsen auf den noch offenen Betrag handelt (SPPI), werden zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Änderungen im OCI bewertet (mit einem Umgliederungsmechanismus). Dazu gehören eine Bewertung mit Erfassung der Wertänderungen in der Gewinn- und Verlustrechnung für die Zinsen (zu fortgeführten Anschaffungskosten mit der Effektivzinssatzmethode), Wertminderung und Gewinne und Verluste aus Wechselkursen und mit Erfassung der Änderungen im OCI (mit einem Umgliederungsmechanismus) für sonstige Gewinne oder Verluste.

In diese Kategorie fallen vor allem Anleihen.

Gewinne und Verluste aus dem beizulegenden Zeitwert dieser Instrumente werden im sonstigen Gesamtergebnis angesetzt, mit Ausnahme folgender Posten, die in der Gewinn- und Verlustrechnung stehen:

―	Zinsertrag mit Hilfe der Effektivzinssatzmethode;
―	erwartete Kreditausfälle und Aufholungen;
―	Umrechnungsgewinne und -verluste.

Mit dem Ausbuchen des finanziellen Vermögenswertes wird der kumulierte Gewinn oder Verlust, der vorher im sonstigen Gesamtergebnis angesetzt war, vom Eigenkapital in die Gewinn- und Verlustrechnung umklassifiziert.

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

Finanzielle Vermögenswerte, deren vertragliche Zahlungsströme nicht einzig Rückzahlungen des Nominalwerts und der Zinsen auf den noch offenen Betrag sind (SPPI), oder die im Hinblick auf "sonstige" Geschäftsmodelle gehalten werden, werden zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen in der Gewinn- und Verlustrechnung bewertet.

Unter dieser Position werden die Investitionen der Gruppe in UCITS bilanziert. Nach IAS 32 - Finanzinstrumente: Darstellung gelten sie als Schuldinstrumente, da der Emittent verpflichtet ist, Anteile auf Verlangen des Inhabers einzulösen. Sie werden zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen in der Gewinn- und Verlustrechnung bewertet, weil die Merkmale der vertraglichen Zahlungsströme nicht dem SPPI-Test genügen.

In Millionen Euro	Schuldinstrumente, zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis bewertet	Liquide Schuldinstrumente, die für Bareinlagen gehalten werden, zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis bewertet
PER 31. DEZEMBER 2018	1.025	922
Zunahme	647	10
Rückgang	(617)	(306)
Änderungen des beizulegenden Zeitwerts	102
Änderungen des Konsolidierungskreises, Währungsumrechnungsdifferenzen und sonstige ⁽¹⁾	(20)	(614)
PER 31. DEZEMBER 2019	1.138	11

In Millionen Euro	Schuldinstrumente, erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet	Liquide Schuldinstrumente, die für Bareinlagen gehalten werden, erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet	Summe
PER 31. DEZEMBER 2018	525	307	2.779
Zunahme	430	197	1.284
Rückgang	(269)	-	(1.193)
Änderungen des beizulegenden Zeitwerts	75	3	181
Änderungen des Konsolidierungskreises, Währungsumrechnungsdifferenzen und sonstige ⁽¹⁾	-	-	(634)
PER 31. DEZEMBER 2019	761	507	2.417

⁽¹⁾ davon 619 Mio. € an Finanzinstrumenten, die von den Nettofinanzschulden abgezogen und von "Sonstige finanzielle Vermögenswerte" in "Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente" umklassifiziert wurden (vgl. Anhang 16.1 "Finanzielle Vermögenswerte").

Am 31. Dezember 2019 enthalten Schuldinstrumente zum beizulegenden Zeitwert von Synatom gehaltene Anleihen und Geldmarktfonds in Höhe von 1.846 Mio. € und liquide Instrumente, die von der Nettofinanzschuld abgezogen wurden, in Höhe von 518 Mio. € (am 31. Dezember 2018: 1.492 Mio. € bzw. 1.229 Mio. €).

16.1.1.3 Kredite und Forderungen, zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet

Bilanzierungsstandards

Kredite und Forderungen, die die Gruppe nach einem Geschäftsmodell hält, wonach das Instrument dem Vereinnahmen der vertraglichen Zahlungsströme dient und dessen vertragliche Zahlungsströme einzig eine Rückzahlung des Nominalwerts und der Zinsen auf den noch offenen Betrag sind (SPPI-Test), werden zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet. Die Zinsen werden mit der Effektivzinssatzmethode berechnet.

Folgende Posten werden in der Gewinn- und Verlustrechnung erfasst:

―	Zinsertrag mit Hilfe der Effektivzinssatzmethode;
―	erwartete Kreditausfälle und Aufholungen;
―	Umrechnungsgewinne und -verluste.

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

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

Vgl. Anhang 17 "Risiken durch Finanzinstrumente" zur Bewertung des Gegenparteirisikos.

	31. Dez. 2019			31. Dez. 2018
In Millionen Euro	Langfristig	Kurzfristig	Summe	Langfristig	Kurzfristig	Summe
Konzerngesellschaften gewährte Kredite	2.293	172	2.465	1.498	121	1.619
Sonstige Forderungen, zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet	302	1.697	1.998	675	940	1.614
Forderungsbeträge aus Konzessionsverträgen	588	65	653	544	68	612
Forderungsbeträge aus Finanzierungsleasings	599	138	738	661	89	750
SUMME	3.782	2.072	5.854	3.378	1.218	4.596

"Kredite und Forderungen, zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet" beinhaltet hauptsächlich ein Neptune Energy gewährtes Darlehen von 311 Mio. € als Teil des Verkaufs des Explorations- und Fördergeschäfts. Zu dem Posten gehört auch die Finanzierung des Pipeline-Projekts Nord Stream 2 mit einem Nominalbetrag von 298 Mio. € (ohne kapitalisierte Zinsen und erwartete Kreditausfälle) für die erste Tranche und von 433 Mio. € für die zweite Tranche.

Wertminderung und erwartete Kreditausfälle bei Krediten und Forderungen, die zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet sind, machten am 31. Dezember 2019 139 Mio. € aus (am 31. Dezember 2018: 319 Mio. €). Dieser Betrag enthält vor allem die Wertminderung einer Forderung gegenüber dem argentinischen Staat im Zusammenhang mit Konzessionen für Aguas Provinciales de Santa Fe, die SUEZ zuzuordnen ist (vgl. Anhang 25.4.1 "Konzessionen in Buenos Aires und Santa Fe").

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

	Bewertung nach Erwerbung
In Millionen Euro	Zinsertrag	Umrechnung der Fremdwährung	Erwarteter Kreditausfall
Per 31. Dezember 2019	233	(38)	4
Per 31. Dezember 2018	263	(21)	(41)

Am 31. Dezember 2019 und am 31. Dezember 2018 wurden keine wesentlichen erwarteten Kreditausfälle bei Krediten und Forderungen, die zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet sind, angesetzt.

Forderungsbeträge aus Finanzierungsleasings

Hier geht es um Leasingverträge, bei denen ENGIE Leasinggeber ist, die nach IFRS 16 als Finanzierungsleasings klassifiziert sind. Sie betreffen (i) Energiekaufund -verkaufverträge, bei denen der Vertrag ein Exklusivrecht zur Nutzung eines Produktionsvermögenswerts überträgt, und (ii) bestimmte Verträge mit Industriekunden im Zusammenhang mit von der Gruppe gehaltenen Vermögenswerten.

Die Gruppe hat Forderungen aus Finanzierungsleasings zumeist für Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen für Wapda und NTDC (Uch - Pakistan) und Lanxess (Electrabel - Belgien) angesetzt.

In Millionen Euro	31. Dez. 2019	31. Dez. 2018
Nicht abgezinste künftige Mindestleasingzahlungen	878	919
Nicht garantierter Restwert, der dem Leasinggeber zuzurechnen ist	8	27
SUMME BRUTTOINVESTITION IN DAS LEASINGVERHÄLTNIS	886	946
Noch nicht realisierter Finanzertrag	94	170
NETTOINVESTITION IN DAS LEASINGVERHÄLTNIS (BILANZ)	792	777
davon Barwert künftiger Mindestleasingzahlungen	787	758
davon Barwert des nicht garantierten Restwerts	6	19

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

In Millionen Euro	31. Dez. 2019	31. Dez. 2018
Jahr 1	118	182
Jahr 2 bis 5 inkl.	470	420
über Jahr 5 hinaus	290	317
SUMME	878	919

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

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

16.1.3 Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente

Bilanzierungsstandards

Zu diesem Posten gehören Zahlungsmitteläquivalente ebenso wie kurzfristige Investitionen, die jederzeit in bestimmte Zahlungsmittelbeträge umgewandelt werden können und bei denen Wertschwankungsrisiken nach den Maßstäben in IAS 7 als vernachlässigbar gelten.

Kontokorrentkredite werden in die Berechnung der Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente nicht aufgenommen und unter "Kurzfristiges Fremdkapital" verbucht.

Nach dem in IFRS 9 dargestellten Modell der erwarteten Kreditausfälle werden Posten mit Zahlungsmitteln und Zahlungsmitteläquivalenten Werthaltigkeitstests unterzogen.

Per 31. Dezember 2019 beliefen sich die Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente auf 10.519 Mio. € (am 31. Dezember 2018: 8.700 Mio. €).

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

Am 31. Dezember 2019 enthielt dieser Betrag auch 86 Mio. € verfügungsbeschränkte Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente (am 31. Dezember 2018 waren es 121 Mio. €), davon 63 Mio. € Zahlungsmitteläquivalente, die bereitgestellt wurden, um die Rückzahlung von Fremdkapital und Schulden als Teil von Projektfinanzierungsvereinbarungen mit bestimmten Tochtergesellschaften abzudecken.

Die Gewinne aus "Zahlungsmitteln und Zahlungsmitteläquivalenten" beliefen sich per 31. Dezember 2019 auf 76 Mio. €, gegenüber 73 Mio. € am 31. Dezember 2018.

16.1.4 Finanzielle Vermögenswerte, die bereitgestellt werden, um die künftigen Kosten für den Abbruch von kerntechnischen Anlagen und die Verwaltung von spaltbarem radioaktivem Material zu decken

Wie in Anhang 19.2 "Verbindlichkeiten für den Abbruch von kerntechnischen Anlagen" angegeben, übertrug das belgische Gesetz vom 11. April 2003 in seiner Fassung vom 25. April 2007 Synatom, einer 100%igen Tochtergesellschaft der Gruppe, die Verantwortung für das Management und die Investition von Geldern, die sie von Betreibern von Kernkraftwerken in Belgien erhält, um die Kosten für den Abbruch von Kernkraftwerken und für die Verwaltung von spaltbarem radioaktivem Material zu decken.

Nach diesem Gesetz kann Synatom Betreibern von Kernkraftwerken für bis zu 75% dieser Gelder Kredite gewähren, sofern sie bestimmte Bonitätskriterien erfüllen. Mittel, die nicht als Kredite an Betreiber vergeben werden dürfen, werden in Vermögenswerte investiert, um die Verbindlichkeiten zu erfüllen.

Nach der dreijährlichen Überprüfung von Kernenergierückstellungen durch die belgische Kommission für Kernenergierückstellungen (vgl. Anhang 19.2 " Verpflichtungen im Zusammenhang mit der Stromerzeugung aus Kernenergie") verpflichtete sich Electrabel, keine weiteren Kredite für Rückstellungen für Back-End-Kosten des Kernbrennstoffkreislaufs aufzunehmen und alle dafür aufgenommenen Kredite bis 2025 zurückzuzahlen. In den kommenden fünf Jahren investiert Synatom daher in finanzielle Vermögenswerte, um die künftigen Kosten für die Verwaltung von spaltbarem radioaktivem Material zu decken, und zwar bis zur Höhe der entsprechenden Rückstellungen, also etwa 6 Mrd. € mehr als die per 31. Dezember 2019 bereitgestellten Vermögenswerte zur Deckung dieser Rückstellungen, zuzüglich der jährlich wiederkehrenden Belastung aus dem Unwinding des Abzinsungssatzes auf diese Rückstellungen und der zusätzlich verbrauchten Brennstoffmengen.

Die finanziellen Vermögenswerte zur Deckung der künftigen Kosten des Abbruchs kerntechnischer Anlagen und der Verwaltung des radioaktiven spaltbaren Materials sind entweder Kredite an juristische Personen, die die gesetzlich geforderten Bonitätskriterien erfüllen, oder sonstige externe Vermögenswerte, die hinreichend diversifiziert und breit gestreut sind, um das Risiko zu minimieren. Der Kommission für Kernenergierückstellungen hat eine Stellungnahme dazu abgegeben, in welche Anlagenklassen Synatom investieren darf. Synatom hat auch zugesagt, eine Investitionsabteilung aufzubauen, zwei externe Geschäftsführer in den Vorstand aufzunehmen und einen Prüfungsausschuss einzurichten.

Kredite an konzernfremde Unternehmen und sonstige Bareinlagen sind der folgenden Tabelle zu entnehmen:

In Millionen Euro	31. Dez. 2019	31. Dez. 2018
Kredite an Dritte	467	512
Kredit an Eso/Elia	453	454
Kredit an Ores Assets		40
Kredit an Sibelga	14	18
Sonstige Kredite und Forderungen, zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet	85	163
Schuldinstrumente -verfügungsbeschränkte Zahlungsmittel	85	163
Eigenkapital- und Schuldinstrumente, zum beizulegenden Zeitwert bewertet	2.054	1.539
Eigenkapitalinstrumente zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis	207	47
Schuldinstrumente, zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis bewertet	1.138	1.025
Schuldinstrumente, erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet	709	467
SUMME	2.606	2.214

Kredite an konzernfremde Unternehmen und verfügungsbeschränkte Zahlungsmittel, die von Geldmarktfonds gehalten werden, stehen in der Bilanz unter "Kredite und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten". Von Synatom gehaltene Anleihen und Geldmarktfonds sind als "Eigenkapitalinstrumente zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis", "Schuldinstrumente zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis" oder "erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert erfasste Schuldinstrumente" ausgewiesen (vgl. Anhang 16.1 "Finanzielle Vermögenswerte").

16.1.5 Übertragung finanzieller Vermögenswerte

Per 31. Dezember 2019 war der ausstehende Betrag übertragener finanzieller Vermögenswerte (wie auch von Risiken, denen die Gruppe nach der Übertragung dieser finanziellen Vermögenswerte ausgesetzt bleibt) als Teil von Transaktionen, die dazu führten, dass entweder (i) alle oder ein Teil dieser Vermögenswerte in der Bilanz verblieben oder (ii) sie bei Fortbestehen des Engagements in diesen finanziellen Vermögenswerten vollständig entkonsolidiert wurden, für die Kennzahlen der Gruppe nicht wesentlich.

2019 nahm die Gruppe Veräußerungen ohne Rückgriffsrecht auf finanzielle Vermögenswerte als Teil von Transaktionen vor, die zur vollständigen Ausbuchung führten. Der offene Betrag belief sich am 31. Dezember 2019 auf 944 Mio. €.

16.1.6 Als Sicherheit für Finanzschulden verpfändete finanzielle Vermögenswerte und Eigenkapitalinstrumente

In Millionen Euro	31. Dez. 2019	31. Dez. 2018
Als Sicherheit verpfändete finanzielle Vermögenswerte und Eigenkapitalinstrumente	4.471	3.447

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

16.2 Finanzielle Verbindlichkeiten

Bilanzierungsstandards

Fremdkapital und sonstige finanzielle Verbindlichkeiten werden zu fortgeführten Anschaffungskosten nach dem Effektivzinssatzverfahren bewertet.

Beim Erstansatz werden Emissions- oder Rückzahlungsagios und Abzinsungen und Emissionskosten dem Nominalwert des entsprechenden Fremdkapitals hinzugefügt oder von ihm abgezogen. Diese Posten fließen in die Berechnung des Effektivzinssatzes ein. Man weist sie daher über die Laufzeit des Fremdkapitals nach dem Verfahren der fortgeführten Anschaffungskosten in der konsolidierten Gewinn- und Verlustrechnung aus.

Bei strukturierten Schuldinstrumenten ohne Eigenkapitalbestandteil kann es für die Gruppe erforderlich sein, ein "eingebettetes" Derivat aus dem Basisvertrag herauszulösen. Bei Trennung eines eingebetteten Derivats von seinem Basisvertrag zerfällt der ursprüngliche Buchwert des strukturierten Instruments in eine eingebettete Derivatkomponente, die dem beizulegenden Zeitwert des eingebetteten Derivats entspricht, und eine Komponente der finanziellen Verbindlichkeit, die der Differenz zwischen dem Ausgabebetrag und dem beizulegenden Zeitwert des eingebetteten Derivats entspricht. Die Trennung der Bestandteile beim erstmaligen Ansatz verursacht keine Gewinne oder Verluste. In der Folgezeit erfasst man die Schuld zu fortgeführten Anschaffungskosten nach dem Effektivzinssatzverfahren, während das Derivat zum beizulegenden Zeitwert bewertet wird, wobei Änderungen des beizulegenden Zeitwerts in der Gewinn- und Verlustrechnung angesetzt werden.

Finanzielle Verbindlichkeiten werden ausgewiesen entweder:

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

Die folgende Tabelle stellt die verschiedenen finanziellen Verbindlichkeiten der Gruppe am 31. Dezember 2019 dar, aufgegliedert in kurzfristige und langfristige Posten:

		31. Dez. 2019			31. Dez. 2018 ⁽¹⁾
In Millionen Euro	Anhänge	Langfristig	Kurzfristig	Summe	Langfristig	Kurzfristig
Fremdkapital und Schulden		30.002	8.543	38.544	26.434	5.745
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten	16.2		19.109	19.109		19.759
Verbindlichkeiten aus Verträgen mit Kunden	7.2	45	4.286	4.330	36	3.598
Derivative Instrumente	16.4	5.129	10.446	15.575	2.785	11.510
Sonstige finanzielle Verbindlichkeiten		38		38	46
SUMME		35.213	42.383	77.596	29.301	40.612

	31. Dez. 2018 ⁽¹⁾
In Millionen Euro	Summe
Fremdkapital und Schulden	32.178
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten	19.759
Verbindlichkeiten aus Verträgen mit Kunden	3.634
Derivative Instrumente	14.295
Sonstige finanzielle Verbindlichkeiten	46
SUMME	69.913

⁽¹⁾ Die per 31. Dezember 2018 veröffentlichten Angaben wurden aufgrund der Übergangsmethode, die für die Anwendung von IFRS 16 benutzt wurde, nicht neu berechnet (vgl. Anhang 1 "Bilanzierungsrahmen und Grundlage für die Vorbereitung des Konzernabschlusses").

16.2.1 Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten

In Millionen Euro	31. Dez. 2019	31. Dez. 2018
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen	18.683	19.192
Verbindlichkeit aus Anlagevermögen	426	568
SUMME	19.109	19.759

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

16.2.2 Verbindlichkeiten aus Verträgen mit Kunden

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

16.3 Nettofinanzschulden

16.3.1 Nettofinanzschulden nach Art

	31. Dez. 2019			31. Dez. 2018 ⁽¹⁾
In Millionen Euro	Langfristig	Kurzfristig	Summe	Langfristig	Kurzfristig	Summe
Fremdkapital und Schulden
Anleiheemissionen	23.262	2.753	26.015	21.444	1.202	22.645
Bankdarlehen	4.229	1.063	5.292	4.272	349	4.620
Marktfähige Commercial Paper		3.233	3.233		2.894	2.894
Leasingverbindlichkeiten ⁽²⁾	1.935	578	2.512	262	118	380
Sonstiges Fremdkapital ⁽³⁾	576	668	1.244	456	718	1.174
Kontokorrentkredite und Transaktionskonten	-	247	247	-	464	464
FREMDKAPITAL UND SCHULDEN	30.002	8.543	38.544	26.434	5.745	32.178
Sonstige finanzielle Vermögenswerte
Sonstige finanzielle Vermögenswerte, die von der Nettofinanzschuld abgezogen werden ⁽⁴⁾	(213)	(1.289)	(1.502)	(288)	(1.694)	(1.982)
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente ⁽⁵⁾	-	(10.519)	(10.519)	-	(8.700)	(8.700)
Derivative Instrumente
Fremdkapital besichernde Derivate ⁽⁶⁾	(521)	(83)	(604)	(419)	24	(395)
NETTOFINANZSCHULDEN	29.267	(3.348)	25.919	25.727	(4.625)	21.102

⁽¹⁾ Die per 31. Dezember 2018 veröffentlichten Angaben wurden aufgrund der Übergangsmethode, die für die Anwendung von IFRS 16 benutzt wurde, nicht neu berechnet (vgl. Anhang 1 "Bilanzierungsrahmen und Grundlage für die Vorbereitung des Konzernabschlusses").
⁽²⁾ Per 31. Dezember 2018 entsprechen Leasingverbindlichkeiten Verbindlichkeiten aus Finanzierungsleasings.
⁽³⁾ Dieser Posten entspricht der Neubewertung des Zinsbestandteils der Schuld in einer qualifizierten Besicherungsbeziehung für den beizulegenden Zeitwert.
⁽⁴⁾ Dieser Posten entspricht hauptsächlich Vermögenswerten im Zusammenhang mit Finanzierung, liquiden Schuldinstrumenten, die für Bareinlagen gehalten werden, und Nachschussforderungen für Derivate, die Fremdkapital besichern -aktiviert.
⁽⁵⁾ davon Finanzinstrumente in Höhe von 619 Mio. €, die von den Nettofinanzschulden abgezogen und von "Sonstige finanzielle Vermögenswerte" zu "Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente' umklassifiziert wurden (vgl. Anhang 16.1 "Finanzielle Vermögenswerte"), ohne Auswirkung auf die Nettofinanzverschuldung.
⁽⁶⁾ Dieser Posten stellt den Zinsbestandteil des beizulegenden Zeitwerts von Derivaten dar, die Fremdkapital in einem designierten Sicherungsverhältnis des beizulegenden Zeitwerts besichern. Er stellt auch die Wechselkurs- und die ausstehende aufgelaufene Zinskomponente des beizulegenden Zeitwerts aller Kreditderivate dar, unabhängig davon, ob sie als Absicherungen in Betracht kommen.

Am 31. Dezember 2019 belief sich der beizulegende Zeitwert des Bruttofremdkapitals und der Schulden (ohne Leasingverbindlichkeiten) auf 38.893 Mio. € gegenüber einem Buchwert von 35.057 Mio. €.

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

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

In Millionen Euro	31. Dez. 2018 ⁽¹⁾	Cashflow aus Finanzierungstätigkeit	Cashflow aus Geschäfts- und Investitionstätigkeit und Abweichung bei Zahlungsmitteln und Zahlungsmitteläquivalenten
Fremdkapital und Schulden
Anleiheemissionen	22.645	3.210	-
Bankdarlehen	4.620	705	-
Marktfähige Commercial Paper	2.894	317	-
Leasingverbindlichkeiten ⁽²⁾	380	(551)	-
Sonstiges Fremdkapital	1.174	133	-
Kontokorrentkredite und Transaktionskonten	464	(150)	-
FREMDKAPITAL UND SCHULDEN	32.178	3.664	-
Sonstige finanzielle Vermögenswerte
Sonstige finanzielle Vermögenswerte, die von der Nettofinanzschuld abgezogen werden ⁽³⁾	(1.982)	(135)	-
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente ⁽³⁾	(8.700)	-	(1.306)
Derivative Instrumente
Fremdkapital sichernde Derivate	(395)	(75)	-
NETTOFINANZSCHULDEN	21.102	3.454	(1.306)

In Millionen Euro	Änderung des beizulegenden Zeitwerts	Umrechnungsdifferenzen	Änderung des Konsolidierungskreises und sonstige
Fremdkapital und Schulden
Anleiheemissionen	-	170	(10)
Bankdarlehen	-	13	(46)
Marktfähige Commercial Paper	-	22	-
Leasingverbindlichkeiten ⁽²⁾	-	9	2.674
Sonstiges Fremdkapital	66	19	(147)
Kontokorrentkredite und Transaktionskonten	-	(2)	(65)
FREMDKAPITAL UND SCHULDEN	66	231	2.405
Sonstige finanzielle Vermögenswerte
Sonstige finanzielle Vermögenswerte, die von der Nettofinanzschuld abgezogen werden ⁽³⁾	(8)	2	620
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente ⁽³⁾	-	(34)	(479)
Derivative Instrumente
Fremdkapital sichernde Derivate	25	(155)	(5)
NETTOFINANZSCHULDEN	83	45	2.542

In Millionen Euro	31. Dez. 2019
Fremdkapital und Schulden
Anleiheemissionen	26.015
Bankdarlehen	5.292
Marktfähige Commercial Paper	3.233
Leasingverbindlichkeiten ⁽²⁾	2.512
Sonstiges Fremdkapital	1.244
Kontokorrentkredite und Transaktionskonten	247
FREMDKAPITAL UND SCHULDEN	38.544
Sonstige finanzielle Vermögenswerte
Sonstige finanzielle Vermögenswerte, die von der Nettofinanzschuld abgezogen werden ⁽³⁾	(1.502)
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente ⁽³⁾	(10.519)
Derivative Instrumente
Fremdkapital sichernde Derivate	(604)
NETTOFINANZSCHULDEN	25.919

⁽¹⁾ Die per 31. Dezember 2018 veröffentlichten Angaben wurden aufgrund der Übergangsmethode, die für die Anwendung von IFRS 16 benutzt wurde, nicht neu berechnet (vgl. Anhang 1 "Bilanzierungsrahmen und Grundlage für die Vorbereitung des Konzernabschlusses").
⁽²⁾ Leasingverbindlichkeiten: Der Betrag von 551 Mio. € in der Spalte "Cashflow aus Finanzierungstätigkeit' entspricht Leasingzahlungen ohne Zinsen (der gesamte Zahlungsmittelabfluss für Leasings belief sich auf 590 Mio. €, von denen 39 Mio. € Zinsen sind). Der Betrag in der Spalte "Änderungen des Konsolidierungskreises und sonstige" entspricht hauptsächlich der erstmaligen Anwendung von IFRS 16.
⁽³⁾ Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente: Der Betrag der Spalte "Änderungen des Konsolidierungskreises und sonstige" entspricht hauptsächlich der Umklassifizierung finanzieller Vermögenswerte von 619 Mio. € von den "Sonstigen finanziellen Vermögenswerten" zu "Zahlungsmitteln und Zahlungsmitteläquivalenten' (vgl. Anhang 16.1 "Finanzielle Vermögenswerte").

16.3.3 Die wichtigsten Ereignisse in der Periode

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

2019 erhöhten Wechselkursänderungen die Nettofinanzschuld um 45 Mio. €, einschließlich einer Steigerung um 88 Mio. € für den US-Dollar, dem eine Senkung von 36 Mio. € bei den in brasilianischen Real und von 20 Mio. € bei den in Pfund Sterling denominierten Schulden gegenüberstand.

Änderungen des Konsolidierungskreises (einschließlich des Beitrags von Zahlungsmitteln aus Akquisitionen und Veräußerungen) ließen die Nettofinanzschuld um 78 Mio. € steigen. Darin zeigen sich:

―

Veräußerungen von Vermögenswerten über die Periode, die die Nettofinanzschulden um 3.094 Mio. € verringerten, insbesondere durch die Veräußerung des Anteils an GLOW, der Kohlekraftwerke in Deutschland und den Niederlanden und der von Langa in Frankreich gehaltenen Vermögenswerte (vgl. Anhang 4.1 "Veräußerungen Im Jahr 2019");die Klassifizierung von Vermögenswerten der erneuerbaren Energieträger in Mexiko und Vermögenswerten der Grüngaserzeugung in Frankreich als "zum Verkauf gehaltene Vermögenswerte" (vgl. Anhang 4.2 .Zum Verkauf gehaltene Vermögenswerte"), die die Nettofinanzschulden um 26 Mio. € reduzierte; 2019 durchgeführte Akquisitionen, die die Nettofinanzschulden um 3.198 Mio. € erhöhten, vor allem durch die Akquisition eines Anteils von 90 % an Transportadora Associada de Gas S.A. (TAG) in Brasilien, von Conti in Nordamerika und von OTTO Luft- und Klimatechnik GmbH & Co in Deutschland (vgl. Anhang 4.3.Erwerbe im Jahr 2019").

16.3.3.2 Finanzierungs- und Refinanzierungsgeschäfte

Die Gruppe führte 2019 folgende wichtige Transaktionen durch:

―

am 21. Juni 2019 emittierte ENGIE SA Anleihen im Wert von 1,5 Mrd. €:

―	eine Tranche von 750 Mio. €, die im Juni 2027 fällig wird, mit einem Kupon von 0,375 %;
―	eine Tranche von 750 Mio. €, die im Juni 2039 fällig wird, mit einem Kupon von 1,375 %;

―

am 4. September 2019 legte ENGIE SA Anleihen im Wert von 750 Mio. € mit einer Fälligkeit im März 2027 und einem Kupon von 0 % auf;

―

am 24. Oktober 2019 emittierte ENGIE SA Anleihen im Wert von 1,5 Mrd. €:

―	eine Tranche von 900 Mio. €, eine grüne Anleihe, fällig im Oktober 2030, mit einem Kupon von 0,5 %;
―	eine Tranche von 600 M io. €, die im Oktober 2041 fällig wird, mit einem Kupon von 1,25 %;

―

ENGIE SA zahlte Anleihen im Wert von 775 Mio. € mit einem Kupon von 6,875 % zurück, die am 24. Januar 2019 fällig waren;

―

am 5. Dezember 2018 teilte ENGIE mit, dass für die Tranche von 300 Mio. GBP der tief nachrangigen Anleihen (die mit dem aufgelaufenen Kupon insgesamt 352 Mio. € ausmachten) mit einem Kupon von 4,625 %, die zuvor mit 340 Mio. € netto im Eigenkapital angesetzt waren, die jährliche Option einer vorzeitigen Rückzahlung ausgeübt wurde. ENGIE SA zahlte die Anleihen am 10. Januar 2019 zurück;

―

am 21. Mai 2019 emittierte ENGIE Brasil Energia eine Anleihe in Höhe von 2.500 Mio. BRL (547 Mio. €) mit einer Fälligkeit im November 2020;

―

am 15 Juli 2019 nahm ENGIE Brasil Energia folgende Refinanzierungstransaktionen vor:

―	Anleihen im Wert von 1.596 Mio. BRL (360 Mio. €), einschließlich zweier Tranchen von 952 Mio. BRL, die im Juli 2026 fällig werden, und zweier Tranchen von 644 Mio. BRL mit Fälligkeit im Juli 2029,
―	eine Teilrückzahlung der Anleihe vom 21. Mai 2019 in Höhe von 1.500 Mio. BRL (338 Mio. €) mit Fälligkeit im November 2020;

―

am 17. Mai 2019 nahm ENGIE Brasil Energia drei Bankkredite über insgesamt 252 Mio.€ auf, die im Mai 2022 fällig werden, einschließlich zweier Bankkredite über 150 Mio. USD und einen Bankkredit über 534 Mio. BRL;

―

am 26. November 2019 nahm ENGIE Brasil Energia 18 Bankkredite in Höhe von 1.197 Mio. BRL (263 Mio. €) auf, die im Dezember 2038 fällig werden;

―

am 30. November 2019 nahm ENGIE Brasil Energia einen Bankkredit in Höhe von 795 Mio. BRL (176 Mio. €) mit Fälligkeit im Januar 2036 auf.

16.4 Derivative Instrumente

Bilanzierungsstandards

Derivative Finanzinstrumente werden zum beizulegenden Zeitwert bewertet. Marktdaten aus externen Quellen helfen, diesen beizulegenden Zeitwert zu ermitteln. Fehlen externe Benchmarks, findet eine Bewertung mit Hilfe interner Modelle Anwendung, die von Marktteilnehmern anerkannt sind und bevorzugt Daten nutzen, die direkt aus beobachtbaren Angaben hergeleitet sind, wie OTC-Notierungen.

Die Änderung des beizulegenden Zeitwerts derivativer Finanzinstrumente wird in der Gewinn- und Verlustrechnung erfasst, sofern sie nicht als Sicherungsinstrumente zur Cashflow- oder Nettoinvestitionsabsicherung designiert sind. In solchem Fall werden Wertänderungen der Sicherungsinstrumente ohne den unwirksamen Teil der Sicherungen direkt im Eigenkapital erfasst.

Die Gruppe nutzt derivative Finanzinstrumente, um ihre Marktrisiken zu steuern und zu verringern, die aus Schwankungen von Zinssätzen, Wechselkursen und Rohstoffpreisen vor allem für Gas und Strom erwachsen. Die Gruppe regelt die Nutzung derivativer Instrumente strategisch im Rahmen des Umgangs mit Risiken durch Zinssätze, Devisen und Commodities (vgl. Anhang 17 .Risiken durch Finanzinstrumente").

Derivative Finanzinstrumente sind Verträge, (i) deren Wert sich infolge von Änderungen einer oder mehrerer beobachtbarer Variablen ändert; (ii) die keine wesentliche Anfangsnettoinvestition erfordern und die (iii) zu einem späteren Zeitpunkt beglichen werden.

Zu den derivativen Finanzinstrumenten gehören daher Swaps, Optionen, Futures und Swaptions sowie Forwards zum Kauf oder Verkauf von börsennotierten und nicht notierten Wertpapieren und feste Verpflichtungen oder Optionen, nicht-finanzielle Vermögenswerte zu kaufen oder zu verkaufen, bei denen es um die physische Lieferung des Basiswerts geht.

Bei Käufen und Verkäufen von Strom und Erdgas analysiert die Gruppe systematisch, ob der Vertrag innerhalb der "gewöhnlichen" Geschäftstätigkeit geschlossen wurde und daher nicht unter IFRS 9 fällt. Diese Analyse weist in erster Linie nach, dass der Kontrakt geschlossen und fortgeführt wird, um eine physische Lieferung von Rohstoffen entsprechend dem erwarteten Bedarf der Gruppe an Kauf, Verkauf oder Nutzung vorzunehmen oder entgegenzunehmen. Der zweite Schritt ist nachzuweisen, dass es nicht Praxis der Gruppe ist, derartige Verträge auf Nettobasis zu begleichen und dass diese Verträge kein Äquivalent für geschriebene Optionen sind. Insbesondere bei den Strom- und Gasverkäufen, die dem Käufer eine gewisse Flexibilität hinsichtlich der gelieferten Mengen gestatten, unterscheidet die Gruppe zwischen Verträgen, die ein Äquivalent für Absatz von Kapazität sind -die als Geschäfte angesehen werden, die in die gewöhnliche Geschäftstätigkeit fallen -, und solchen, die ein Äquivalent für geschriebene Finanzoptionen sind, die als derivative Finanzinstrumente bilanziert werden.

Nur Verträge, die alle oben genannten Bedingungen erfüllen, unterliegen nicht IFRS 9. Um diese Untersuchung zu untermauern, wird eine angemessene spezielle Dokumentation erstellt.

Eingebettete Derivate

Die wichtigsten Verträge der Gruppe, die eingebettete Derivate enthalten können, sind Verträge mit Klauseln oder Optionen, bei denen es potenziell um Vertragspreis, Volumen oder Fälligkeit geht. Das trifft hauptsächlich auf Verträge zum Kauf oder Verkauf nicht-finanzieller Vermögenswerte zu, deren Preis nach einem Index, dem Umtauschkurs einer Fremdwährung oder dem Preis eines Vermögenswerts überprüft wird, der nicht der Basiswert des Kontraktes ist.

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

Enthält ein Hybridvertrag einen unter IFRS 9 fallenden Vermögenswert als Basisvertrag, wendet die Gruppe die in Abschnitt 17.1 beschriebenen Anforderungen an Darstellung und Bewertung auf den gesamten Hybridvertrag an.

Enthält der Hybridvertrag dagegen einen nicht unter IFRS 9 fallenden Vermögenswert als Basisvertrag, wird das eingebettete Derivat vom Basisvertrag abgetrennt und nur dann als Derivat bilanziert, wenn:

―	die wirtschaftlichen Merkmale und Risiken des eingebetteten Derivats nicht eng mit denen des Basisvertrages verbunden sind;
―	ein eigenständiges Instrument mit den gleichen Vertragsbedingungen wie das eingebettete Derivat die Definition eines Derivats erfüllen würde; und
―	der Hybridvertrag nicht zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Änderungen in der Gewinn- und Verlustrechnung bewertet wird (d. h., ein Derivat, das in eine finanzielle Verbindlichkeit eingebettet ist, die zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Änderungen in der Gewinn- und Verlustrechnung bewertet wird, wird nicht abgespalten).

Wird ein eingebettetes Derivat vom Basisvertrag abgespalten, wird es zum beizulegenden Zeitwert bewertet, und die Änderungen des beizulegenden Zeitwerts werden in der Gewinn- und Verlustrechnung erfasst (sofern das eingebettete Derivat nicht als Sicherungsverhältnis dokumentiert ist).

Sicherungsinstrumente: Ansatz und Darstellung

Derivative Instrumente, die als Sicherungsinstrumente qualifizieren, werden im Konzernabschluss ausgewiesen und zum beizulegenden Zeitwert bewertet. Doch richtet sich ihre Bilanzierung danach, ob sie eingestuft sind als (i) Sicherung des beizulegenden Zeitwerts eines Vermögenswerts oder einer Verbindlichkeit; (ii) Cashflow-Sicherung oder (iii) Sicherung einer Nettoinvestition in ein ausländisches Geschäft.

Sicherungen des beizulegenden Zeitwerts

Eine Sicherung eines beizulegenden Zeitwerts ist als Sicherung gegen Änderungen des beizulegenden Zeitwerts eines erfassten Vermögenswerts oder einer erfassten Verbindlichkeit definiert, wie Festzinsdarlehen oder Fremdkapital, oder von Vermögenswerten, Verbindlichkeiten oder einer nicht angesetzten festen Verpflichtung in einer Fremdwährung.

Der Gewinn oder Verlust aus der Neubewertung des Sicherungsinstruments zum beizulegenden Zeitwert wird im Ertrag angesetzt. Gewinn oder Verlust aus dem abgesicherten Posten, der dem abgesicherten Risiko zuzuordnen ist, berichtigt den Buchwert des abgesicherten Postens und wird auch im Ertrag angesetzt, wenn der abgesicherte Posten zu einer Kategorie gehört, in der Änderungen des beizulegenden Zeitwerts beim sonstigen Gesamtergebnis erfasst werden. Diese beiden Anpassungen erscheinen netto in der konsolidierten Gewinn- und Verlustrechnung, wobei der Nettoeffekt dem unwirksamen Teil der Sicherung entspricht.

Cashflow-Sicherungen

Eine Cashflow-Sicherung sichert gegen das Schwanken von Zahlungsströmen, das den Ertrag der Gruppe beeinträchtigen könnte. Die abgesicherten Zahlungsströme können einem besonderen Risiko in Verbindung mit einem angesetzten finanziellen oder nicht-finanziellen Vermögenswert oder einem mit hoher Wahrscheinlichkeit erwarteten Geschäft zugeordnet sein.

Der Teil des Gewinns oder Verlusts aus dem Sicherungsinstrument für eine wirksame Absicherung wird direkt im sonstigen Gesamtergebnis nach Steuern angesetzt, während der unwirksame Teil im Ertrag erscheint. Die im Eigenkapital kumulierten Gewinne oder Verluste werden in der konsolidierten Gewinn- und Verlustrechnung in die gleiche Position umklassifiziert wie Verlust oder Gewinn aus dem gesicherten Posten -d. h., kurzfristiges Betriebsergebnis für betriebliche Cashflows und Finanzerträge oder -aufwendungen für sonstige Cashflows -in den gleichen Perioden, in denen sich die gesicherten Zahlungsströme auf den Ertrag auswirken.

Wird das Sicherungsverhältnis aufgegeben, insbesondere weil die Sicherung nicht länger als wirksam gilt, steht der kumulierte Gewinn oder Verlust aus dem Sicherungsinstrument weiterhin im Eigenkapital, bis es zu der erwarteten Transaktion kommt. Ist jedoch das prognostizierte Geschäft nicht länger zu erwarten, wird der kumulierte Gewinn oder Verlust aus dem Sicherungsinstrument sofort im Ertrag angesetzt.

Sicherung einer Nettoinvestition in ein Geschäft im Ausland

Genau wie beim Cashflow-Hedging wird der Teil des Gewinns oder Verlusts aus dem Sicherungsinstrument, der ein Währungsrisiko wirksam absichern soll, direkt im sonstigen Gesamtergebnis nach Steuern angesetzt, während der unwirksame Teil im Ertrag erscheint. Die im sonstigen Gesamtergebnis kumulierten Gewinne oder Verluste werden in die konsolidierte Gewinn- und Verlustrechnung übertragen, wenn die Investition liquidiert oder verkauft wird.

Sicherungsinstrumente: Feststellen und Dokumentieren von Sicherungsverhältnissen

Die Sicherungsinstrumente und die abgesicherten Posten werden zu Beginn des Sicherungsverhältnisses designiert. Das Sicherungsverhältnis wird in jedem Fall unter Angabe der Sicherungsstrategie, des abgesicherten Risikos und der Bewertungsmethode für die Wirksamkeit der Sicherung formell dokumentiert. Nur Derivatkontrakte mit externen Gegenparteien gelten als für das Hedge-Accounting wählbar.

Die Wirksamkeit der Sicherung wird zu Beginn des Sicherungsverhältnisses bewertet und dokumentiert und dann fortlaufend über die Perioden, für die die Sicherung designiert war.

Die Wirksamkeit der Absicherung lässt sich mit verschiedenen Methoden prospektiv und retrospektiv nachweisen, die hauptsächlich auf einem Vergleich von Änderungen des beizulegenden Zeitwerts oder der Cashflows zwischen Sicherungsinstrument und abgesichertem Posten beruhen. Auch Methoden, die auf einer Analyse statistischer Korrelationen zwischen Angaben zum Anschaffungspreis basieren, werden eingesetzt.

Derivative Instrumente, die nicht für eine Bilanzierung von Sicherungsbeziehungen qualifizieren: Ansatz und Darstellung

Diese Posten betreffen hauptsächlich derivative Finanzinstrumente für wirtschaftliche Sicherungen, die für bilanzielle Zwecke nicht - oder nicht mehr - als Sicherungsverhältnis dokumentiert worden sind.

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

Derivative Instrumente, die nicht für eine Bilanzierung von Sicherungsbeziehungen qualifizieren und die die Gruppe in Verbindung mit konzerneigenen Commodity-Handelstätigkeiten nutzt, und sonstige Derivate mit einer Laufzeit von weniger als 12 Monaten werden in der konsolidierten Bilanz bei den kurzfristigen Vermögenswerten und Verbindlichkeiten angesetzt, während Derivate, die nach diesem Zeitraum ablaufen, als langfristige Posten klassifiziert sind.

Bewertung des beizulegenden Zeitwerts

Der beizulegende Zeitwert von Instrumenten, die an einem aktiven Markt notiert sind, wird vom Marktpreis bestimmt. In diesem Falle werden diese Instrumente auf Stufe 1 der Hierarchie des beizulegenden Zeitwerts dargestellt.

Der beizulegende Zeitwert nicht börsennotierter Finanzinstrumente, für die es keinen aktiven Markt, aber beobachtbare Marktdaten gibt, wird mit Evaluierungstechniken wie Optionspreismodellen oder der abgezinsten Cashflow-Methode bestimmt.

Die Modelle zur Evaluierung dieser Instrumente berücksichtigen Annahmen, die auf Markt-Inputs basieren:

―	der beizulegende Zeitwert von Zinsswaps wird nach dem Barwert künftiger Zahlungsströme berechnet;
―	der beizulegende Zeitwert von Devisentermingeschäften und Währungsswaps wird unter Bezug auf die jeweiligen Preise für Verträge mit ähnlichen Fälligkeiten errechnet, indem man den künftigen Cashflow-Spread abzinst (Differenz zwischen dem vertraglichen Terminkurs und dem nach den neuen Marktbedingungen neu berechneten Terminkurs, die auf den Nominalwert anzuwenden ist);
―	der beizulegende Zeitwert von Devisen- und Zinsoptionen wird mit Optionspreismodellen berechnet;
―	Commodity-Derivate werden mit Hilfe notierter Marktpreise bewertet ausgehend vom Barwert künftiger Zahlungsströme (Commodity-Swaps oder Commodity-Forwards), und nach Optionspreismodellen (Optionen), wenn die Marktpreisvolatilität zu berücksichtigen ist. Kontrakte mit Fälligkeiten, die die Tiefe von Transaktionen überschreiten, für die Preise beobachtbar sind, oder die besonders komplex sind, lassen sich nach internen Annahmen bewerten;
―	im Falle komplexer Verträge mit unabhängigen Finanzinstituten verwendet die Gruppe ausnahmsweise Werte, die ihre Gegenparteien festgelegt haben.

Diese Instrumente werden auf Stufe 2 der Hierarchie des beizulegenden Zeitwerts dargestellt, sofern sich die Bewertung nicht im Wesentlichen auf Daten stützt, die nicht beobachtbar sind; in diesem Fall werden sie auf Stufe 3 der Fair-Value-Hierarchie dargestellt. Das trifft meist auf Derivate mit einer Fälligkeit zu, die außerhalb des beobachtbaren Zeitraums für Marktdaten für den Basiswert liegt, oder wenn sich bestimmte Größen wie die Volatilität des Basiswerts nicht beobachten lassen.

Sofern es keine rechtlich durchsetzbaren Globalnetting- oder ähnliche Vereinbarungen gibt, ist das Gegenparteirisiko im beizulegenden Zeitwert von Vermögenswerten und Verbindlichkeiten aus derivativen Finanzinstrumenten enthalten. Es wird nach der Methode des "erwarteten Ausfalls" berechnet und berücksichtigt die erwartete Höhe der Forderung zum Zeitpunkt des Ausfalls, die Ausfallwahrscheinlichkeit und die Verlustquote bei Ausfall. Die Ausfallwahrscheinlichkeit hängt von den Kredit-Ratings für jede Gegenpartei ab (Ansatz der "historischen Ausfallwahrscheinlichkeit").

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

	31. Dez. 2019
	Vermögenswerte			Verbindlichkeiten
In Millionen Euro	Langfristig	Kurzfristig	Summe	Langfristig	Kurzfristig	Summe
Fremdkapital sichernde Derivate	705	124	829	183	41	225
Commodities sichernde Derivate	2.484	9.993	12.476	3.011	10.360	13.371
Sonstige Posten sichernde Derivate ⁽¹⁾	949	17	966	1.934	45	1.980
SUMME	4.137	10.134	14.272	5.129	10.446	15.575

	31. Dez. 2018
	Vermögenswerte			Verbindlichkeiten
In Millionen Euro	Langfristig	Kurzfristig	Summe	Langfristig	Kurzfristig	Summe
Fremdkapital sichernde Derivate	678	42	720	259	66	325
Commodities sichernde Derivate	1.409	10.608	12.018	1.311	11.405	12.716
Sonstige Posten sichernde Derivate ⁽¹⁾	606	28	634	1.215	38	1.254
SUMME	2.693	10.679	13.372	2.785	11.510	14.295

⁽¹⁾ Derivate, die sonstige Posten sichern, umfassen vor allem die Zinskomponente von Zinsderivaten (die nicht als Sicherung geeignet sind oder als Cashflow-Sicherungen in Betracht kommen), die aus der Nettofinanzverschuldung ausgeschlossen sind, sowie Derivate zur Sicherung von Nettoinvestitionen.

16.4.1 Aufrechnung von Vermögenswerten und Verbindlichkeiten derivativer Instrumente

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

		31. Dez. 2019				31. Dez. 2018
In Millionen Euro		Bruttobetrag	In der Bilanz angesetzter Nettobetrag ⁽¹⁾	Sonstige Aufrechnungsvereinbarungen ⁽²⁾	Summe Nettobetrag	Bruttobetrag
Vermögenswerte	Commodities sichernde Derivate	13.121	12.476	(7.704)	4.772	12.588
	Fremdkapital und sonstige Grundgeschäfte sichernde Derivate	1.795	1.795	(399)	1.397	1.354
Verbindlichkeiten	Commodities sichernde Derivate	(14.015)	(13.371)	9.872	(3.499)	(13.285)
	Fremdkapital und sonstige Grundgeschäfte sichernde Derivate	(2.204)	(2.204)	899	(1.305)	(1.579)

	31. Dez. 2018
In Millionen Euro	In der Bilanz angesetzter Nettobetrag ⁽¹⁾	Sonstige Aufrechnungsvereinbarungen ⁽²⁾	Summe Nettobetrag
Vermögenswerte	12.018	(8.409)	3.609
	1.354	(384)	970
Verbindlichkeiten	(12.716)	10.449	(2.267)
	(1.579)	601	(978)

⁽¹⁾ In der Bilanz angesetzter Nettobetrag nach Berücksichtigung von Aufrechnungsvereinbarungen, die die Kriterien aus Paragraph 42, IAS 32, erfüllen.
⁽²⁾ Sonstige Aufrechnungsvereinbarungen enthalten Sicherheiten und sonstige Garantieinstrumente sowie Aulrechnungsvereinbarungen, die die Kriterien aus Paragraph 42 von IAS 32 nicht erfüllen.

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

16.5.1 Finanzielle Vermögenswerte

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

	31. Dez. 2019				31. Dez. 2018
In Millionen Euro	Summe	Stufe 1	Stufe 2	Stufe 3	Summe	Stufe 1
Sonstige finanzielle Vermögenswerte (ohne Kredite und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten)	3.714	2.069	-	1.645	3.887	1.554
Eigenkapitalinstrumente zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis	921	222	-	698	742	62
Eigenkapitalinstrumente, erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet	377	-	-	377	365	-
Schuldinstrumente, zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis bewertet	1.149	1.138	-	11	1.947	1.025
Schuldinstrumente, erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet	1.268	709	-	559	832	467
Derivative Instrumente	14.272	8	12.993	1.270	13.372	38
Fremdkapital sichernde Derivate	829	-	829	-	720	-
Commodities sichernde Derivate -im Zusammenhang mit Portfolio-Management ⁽¹⁾	3.521	-	2.928	593	2.075	-
Commodities sichernde Derivate -im Zusammenhang mit Handelstätigkeit ⁽¹⁾	8.955	8	8.271	677	9.943	38
Sonstige Posten sichernde Derivate	966	-	966		634	-
SUMME	17.986	2.077	12.993	2.916	17.259	1.593

	31. Dez. 2018
In Millionen Euro	Stufe 2	Stufe 3
Sonstige finanzielle Vermögenswerte (ohne Kredite und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten)	-	2.332
Eigenkapitalinstrumente zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis	-	680
Eigenkapitalinstrumente, erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet	-	365
Schuldinstrumente, zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis bewertet	-	922
Schuldinstrumente, erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet	-	365
Derivative Instrumente	12.912	422
Fremdkapital sichernde Derivate	720	-
Commodities sichernde Derivate -im Zusammenhang mit Portfolio-Management ⁽¹⁾	2.036	39
Commodities sichernde Derivate -im Zusammenhang mit Handelstätigkeit ⁽¹⁾	9.522	383
Sonstige Posten sichernde Derivate	634	-
SUMME	12.912	2.754

⁽¹⁾ Zu den derivativen Finanzinstrumenten, die im Zusammenhang mit Commodities Stufe 3 zugeordnet werden, gehören vor allem langfristige Gasbezugsvereinbarungen und eine Strombezugsvereinbarung, die zum beizulegenden Zeitwert bewertet werden und sich auf Handelstätigkeit beziehen.

Eine Definition dieser drei Stufen ist Anhang 16.4 "Derivative Instrumente" zu entnehmen.

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

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

In Millionen Euro	Eigenkapitalinstrumente zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis	Schuldinstrumente, zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis bewertet
PER 31. DEZEMBER 2018	680	922
Erwerbe	43	10
Veräußerungen	(73)	(306)
Änderungen des beizulegenden Zeitwerts	76	-
Änderungen des Konsolidierungskreises, der Währungsumrechnung und sonstige Änderungen ⁽¹⁾	(28)	(614)
PER 31. DEZEMBER 2019	698	11
Im Ertrag erfasste Gewinne/(Verluste) für Instrumente, die am Periodenende gehalten wurden

In Millionen Euro	Eigenkapitalinstrumente, erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet	Schuldinstrumente, erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet	Sonstige finanzielle Vermögenswerte (ohne Kredite und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten)
PER 31. DEZEMBER 2018	365	365	2.332
Erwerbe	170	231	455
Veräußerungen	(24)	(42)	(446)
Änderungen des beizulegenden Zeitwerts	(23)	5	58
Änderungen des Konsolidierungskreises, der Währungsumrechnung und sonstige Änderungen ⁽¹⁾	(112)	-	(755)
PER 31. DEZEMBER 2019	377	559	1.645
Im Ertrag erfasste Gewinne/(Verluste) für Instrumente, die am Periodenende gehalten wurden			51

⁽¹⁾ davon 619 Mio. € an Finanzinstrumenten, die von den Nettofinanzschulden abgezogen und von "Sonstige finanzielle Vermögenswerte" in "Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente' umklassifiziert wurden (vgl. Anhang 16.1 "Finanzielle Vermögenswerte").

Derivative Instrumente

Änderungen bei derivativen Instrumenten der Stufe 3 für Commodities lassen sich wie folgt analysieren:

In Millionen Euro	Nettovermögenswert/ (-verbindlichkeit)
PER 31. DEZEMBER 2018	(99)
Änderungen des im Ertrag erfassten beizulegenden Zeitwerts	178
Abgeltungen	(10)
Übertragung von Stufe 3 auf die Stufen 1 und 2	(29)
Im Ertrag erfasster beizulegender Nettozeitwert	40
Abgegrenzte Erstbewertungsgewinne/(-verluste)	49
PER 31. DEZEMBER 2019	89

16.5.2 Finanzielle Verbindlichkeiten

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

	31. Dez. 2019				31. Dez. 2018
In Millionen Euro	Summe	Stufe 1	Stufe 2	Stufe 3	Summe	Stufe 1
Fremdkapital für designierte Sicherungen des beizulegenden Zeitwerts	6.510		6.510	-	5.358	-
Fremdkapital, das nicht für designierte Sicherungen des beizulegenden Zeitwerts genutzt wird	32.382	22.763	9.620	-	28.293	19.028
Derivative Instrumente	15.575	102	14.292	1.181	14.295	26
Fremdkapital sichernde Derivate	225	-	225	-	325	-
Commodities sichernde Derivate -in Verbindung mit Portfolio-Management ⁽¹⁾	4.136	-	3.697	440	2.124	-
Commodities sichernde Derivate -in Verbindung mit Handelsgeschäften ⁽¹⁾	9.234	102	8.391	741	10.592	26
Sonstige Posten sichernde Derivate	1.980	-	1.980	-	1.254	-
SUMME	54.468	22.865	30.422	1.181	47.946	19.054

	31. Dez. 2018
In Millionen Euro	Stufe 2	Stufe 3
Fremdkapital für designierte Sicherungen des beizulegenden Zeitwerts	5.358	-
Fremdkapital, das nicht für designierte Sicherungen des beizulegenden Zeitwerts genutzt wird	9.265	-
Derivative Instrumente	13.764	505
Fremdkapital sichernde Derivate	325	-
Commodities sichernde Derivate -in Verbindung mit Portfolio-Management ⁽¹⁾	2.075	49
Commodities sichernde Derivate -in Verbindung mit Handelsgeschäften ⁽¹⁾	10.110	456
Sonstige Posten sichernde Derivate	1.254	-
SUMME	28.387	505

⁽¹⁾ Zu den derivativen Finanzinstrumenten, die im Zusammenhang mit Commodities Stufe 3 zugeordnet werden, gehören vor allem langfristige Gasbezugsvereinbarungen und eine Strombezugsvereinbarung, die zum beizulegenden Zeitwert bewertet werden und sich auf Handelstätigkeit beziehen.

Eine Definition dieser drei Stufen ist Anhang 16.4 "Derivative Instrumente" zu entnehmen.

Fremdkapital für designierte Sicherungen des beizulegenden Zeitwerts

Diese Position enthält Anleihen in einem designierten Sicherungsverhältnis des beizulegenden Zeitwerts, die in der Tabelle oben auf Stufe 2 dargestellt sind. Nur der Zinsbestandteil der Anleihen wird neu bewertet, wobei der beizulegende Zeitwert mit Hilfe beobachtbarer Inputfaktoren ermittelt wird.

Fremdkapital, das nicht für designierte Sicherungen des beizulegenden Zeitwerts genutzt wird

Börsennotierte Anleiheemissionen stehen auf Stufe 1.

Sonstiges nicht für ein designiertes Sicherungsverhältnis genutztes Fremdkapital steht in der Tabelle oben auf Stufe 2. Der beizulegende Zeitwert dieses Fremdkapitals wird ausgehend von künftigen abgezinsten Cashflows bestimmt und beruht auf direkt oder indirekt beobachtbaren Daten.

ANHANG 17 Risiken durch Finanzinstrumente

Die Gruppe benutzt derivative Instrumente hauptsächlich, um ihrer Gefährdung durch Marktrisiken zu begegnen. Kapitel II "Risikofaktoren" des einheitlichen Registrierungsformulars beschreibt die Verfahren für das Management des Finanzrisikos.

17.1 Marktrisiken

17.1.1 Commodity-Risiken

Commodity-Risiken entstehen zumeist aus folgenden Tätigkeiten:

―	Portfolio-Management und
―	Handel.

Die Gruppe hat primär zwei Arten von Commodity-Risiken identifiziert: Preisrisiken durch Marktpreisfluktuationen und der Geschäftstätigkeit innewohnende Volumen-Risiken.

In ihrer gewöhnlichen Geschäftstätigkeit sieht sich die Gruppe Commodity-Risiken bei Erdgas, Strom, Kohle, Öl und Ölerzeugnissen, sonstigen Brennstoffen, CO ₂ und sonstigen "grünen" Produkten ausgesetzt. Die Gruppe ist auf diesen Energiemärkten aktiv, entweder für Lieferzwecke oder um ihre Energieerzeugungskette und ihren Energieabsatz zu optimieren und abzusichern. Die Gruppe setzt auch Derivate ein, um ihren Kunden Sicherungsinstrumente anzubieten und ihre eigenen Positionen zu abzusichern.

17.1.1.1 Portfolio-Management

Das Portfolio-Management ist bestrebt, den Marktwert von Vermögenswerten (Kraftwerke, Gas- und Kohlelieferverträge, Energieverkäufe und Gasspeicherung und -weiterleitung) über unterschiedliche Zeithorizonte (kurz-, mittel- und langfristig) zu optimieren. Der Marktwert wird optimiert durch:

―	das Gewährleisten der Versorgung und das Sichern eines Gleichgewichts von physischem Bedarf und Ressourcen;
―	Marktrisikomanagement (Preis, Volumen), um in einem bestimmten Risikorahmen einen optimalen Wert aus Portfolios zu erzielen.

Der Risikorahmen will die finanziellen Ressourcen der Gruppe über die Haushaltsperiode schützen und die mittelfristigen Ergebnisse ausgleichen (über drei oder fünf Jahre, je nach Reife jedes Markts). Er ermutigt Portfolio-Manager, ihr Portfolio wirtschaftlich abzusichern.

Sensibilitäten des Derivat-Portfolios für Commodities, das per 31. Dezember 2019 Teil des Portfolio-Managements war, sind der folgenden Tabelle zu entnehmen. Für künftige Änderungen der konsolidierten Ergebnisse und des konsolidierten Eigenkapitals sind sie nicht repräsentativ, denn sie beziehen die Sensibilitäten nicht mit ein, die mit Kauf- und Verkaufskontrakten von Commodities als Basiswert verbunden sind.

SENSIBILITÄTSANALYSE ⁽¹⁾

		31. Dez. 2019		31. Dez. 2018
In Millionen Euro	Preisänderungen	Auswirkung auf den Ertrag vor Steuern	Auswirkung auf das Eigenkapital vor Steuern	Auswirkung auf den Ertrag vor Steuern	Auswirkung auf das Eigenkapital vor Steuern
Ölerzeugnisse	+10 USD/bbl	40	234	60	-
Erdgas	+3 €/MWh	225	471	961	1
Strom	+5 €/MWh	82	(47)	65	(26)
Kohle	+10 USD/t	(2)	-	9	2
Treibhausgas-Emissionszertifikate	+2 €/t	(89)	19	37	1
EUR/USD	+10 %	(25)	(99)	67	(2)
EUR/GBP	+10 %	33	-	87	-

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

Die Empfindlichkeit des Eigenkapitals für Preisänderungen bei Gas und Ölerzeugnissen geht darauf zurück, dass seit 2019 im Marketing ein Hedge Accounting für Cashflow bei bestimmten Lieferabsicherungen angewandt wird.

17.1.1.2 Handelsgeschäfte

Die Handelstätigkeit der Gruppe wird hauptsächlich abgewickelt von:

―	ENGIE Global Markets und ENGIE Energy Management. Zweck dieser 100%igen Töchter ist, (i) die Unternehmen der Gruppe bei der Optimierung ihrer Asset-Portfolios zu unterstützen; (ii) Managementlösungen für das Energiepreisrisiko für interne und externe Kunden zu erarbeiten und umzusetzen.
―	ENGIE SA, soweit es die Optimierung eines Teils der langfristigen Gasbezugsvereinbarungen, eines Stromtauschvertrags und eines Teils der Gasverkaufsverträge mit Retail-Unternehmen in Frankreich und Benelux und mit Stromerzeugungsanlagen in Frankreich und Belgien betrifft.

Per 31. Dezember 2019 betrugen die Umsatzerlöse aus Handelsgeschäften 684 Mio. € (31. Dezember 2018: 526 Mio. €).

Die Anwendung des Value-at-Risk (VaR) zur Quantifizierung des Marktrisikos aus Handelstätigkeit erlaubt eine diagonale Messung des Risikos unter Berücksichtigung aller Märkte und Erzeugnisse. Der VaR repräsentiert den maximalen potenziellen Verlust eines Portfolios über eine festgelegte Haltezeit auf der Basis eines gegebenen Konfidenzintervalls. Er ist kein Hinweis auf erwartete Ergebnisse, sondern dient als regelmäßiges Backtesting.

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

Der folgende VaR entspricht dem globalen VaR der Handelsunternehmen der Gruppe.

VALUE AT RISK

In Millionen Euro	31. Dez. 2019	Durchschnitt 2019 ⁽¹⁾	Maximum 2019 ⁽²⁾	Minimum 2019 ⁽²⁾	Durchschnitt 2018 ⁽¹⁾
Handelsgeschäfte	12	14	26	6	10

⁽¹⁾ durchschnittlicher täglicher VaR
⁽²⁾ 2019 beobachteter maximaler und minimaler täglicher VaR.

17.1.2 Sicherungsverhältnisse für Commodity-Risiken

SICHERUNGSINSTRUMENTE UND QUELLEN FÜR DIE UNWIRKSAMKEIT VON SICHERUNGEN

Die Gruppe geht Cashflow-Sicherungsverhältnisse ein und nutzt dazu derivative Instrumente (Festpreisverträge oder Optionskontrakte), die im freien Verkehr oder in organisierten Märkten gehandelt werden, um ihre Commodity-Risiken zu verringern, die sich hauptsächlich auf künftige Cashflows aus vertragsgebundenen oder erwarteten Verkäufen und Käufen von Commodities beziehen. Diese Instrumente können netto abgegolten werden, oder sie beinhalten die physische Lieferung des Basiswerts.

Quellen für unwirksame Sicherung sind meist Unsicherheit beim zeitlichen Ablauf und mögliche Abweichungen von Erfüllungstagen und Indizes zwischen den derivativen Instrumenten und den Risiken für den zugehörigen Basiswert.

Die folgende Tabelle zeigt die beizulegenden Zeitwerte von Commodity-Derivaten:

	31. Dez. 2019				31. Dez. 2018
	Vermögenswerte		Verbindlichkeiten		Vermögenswerte
In Millionen Euro	Langfristig	Kurzfristig	Langfristig	Kurzfristig	Langfristig	Kurzfristig
Derivative Instrumente in Verbindung mit Portfolio-Management	2.484	1.037	(3.011)	(1.125)	1.409	666
Cashflow-Sicherungen	1.893	292	(1.953)	(557)	46	56
Sonstige derivative Instrumente	591	746	(1.058)	(568)	1.364	610
Derivative Instrumente in Verbindung mit Handelstätigkeit	-	8.955	-	(9.234)	-	9.943
SUMME	2.484	9.993	(3.011)	(10.360)	1.409	10.608

	31. Dez. 2018
	Verbindlichkeiten
In Millionen Euro	Langfristig	Kurzfristig
Derivative Instrumente in Verbindung mit Portfolio-Management	(1.311)	(813)
Cashflow-Sicherungen	(61)	(129)
Sonstige derivative Instrumente	(1.249)	(684)
Derivative Instrumente in Verbindung mit Handelstätigkeit	-	(10.592)
SUMME	(1.311)	(11.405)

Die beizulegenden Zeitwerte in der Tabelle oben spiegeln die Beträge wider, für die am Ende der Berichtsperiode Vermögenswerte getauscht oder Verbindlichkeiten beglichen werden könnten. Sie sind für erwartete künftige Cashflows nicht repräsentativ, denn (i) sind die Positionen für Preisänderungen empfindlich; (ii) können sie durch nachfolgende Transaktionen modifiziert und (iii) mit künftigen Cashflows verrechnet werden, die aus den ihnen zugrunde liegenden Transaktionen entstehen.

17.1.2.1 Cashflow-Sicherungen

Beizulegende Zeitwerte von Cashflow-Sicherungen nach Commodity-Typ:

	31. Dez. 2019				31. Dez. 2018
	Vermögenswerte		Verbindlichkeiten		Vermögenswerte
In Millionen Euro	Langfristig	Kurzfristig	Langfristig	Kurzfristig	Langfristig	Kurzfristig
Erdgas	1.814	235	(1.937)	(550)	20	15
Strom	14	35	(9)	(5)	1	3
Kohle	-	1	(1)	-	7	3
Öl	51	-	-	-	-	-
Sonstige(1)	14	21	(6)	(2)	18	35
SUMME	1.893	292	(1.953)	(557)	46	56

	31. Dez. 2018
	Verbindlichkeiten
In Millionen Euro	Langfristig	Kurzfristig
Erdgas	(1)	(3)
Strom	(44)	(120)
Kohle	-	-
Öl	-	-
Sonstige(1)	(16)	(6)
SUMME	(61)	(129)

⁽¹⁾ Enthält vor allem Fremdwährungssicherungen für Commodities.

Nominalwerte (netto) ⁽¹⁾

Die Nominalwerte und Fälligkeiten von Cashflow-Absicherungen sehen wie folgt aus:

	Maßeinheit	2020	2021	2022	2023	2024
Erdgas	GWh	212.024	123.387	23.887	4.827	2.147
Strom	GWh	(4.461)	(3.787)	(1.384)	-	-
Kohle	Tausend Tonnen	60	45	20	-	-
Olerzeugnisse	Tausend Barrel	-	(12.476)	(12.476)	(12.476)	(12.476)
Forex	Millionen Euro	21	20	4	-	-
Treibhausgas Emissionszertifikate	Tausend Tonnen	150	-	-	-	-

	mehr als 5 Jahre	Summe per 31. Dez. 2019
Erdgas	-	366.272
Strom	-	(9.632)
Kohle	-	125
Olerzeugnisse	-	(49.902)
Forex	-	45
Treibhausgas Emissionszertifikate	-	150

⁽¹⁾ Long-/(Short-)-Position ⁽¹⁾ (1)

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

	31. Dez. 2019				31. Dez. 2018
	Beizulegender Zeitwert			Nennwert	Beizulegender Zeitwert	Nennwert
In Millionen Euro	Vermögenswerte	Verbindlichkeiten	Summe	Summe	Summe	Summe
Cashflow-Sicherungen	2.184	(2.510)	(325)	4.967	(88)	(244)
SUMME	2.184	(2.510)	(325)	4.967	(88)	(244)

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

In Millionen Euro		Nominalwert	Beizulegender Zeitwert	Änderung des beizulegenden Zeitwerts, genutzt zur Berechnung der Wirksamkeit einer Sicherung	Wertveränderung des Sicherungsinstruments, die im Eigenkapital erfasst ist ⁽¹⁾	Bei Gewinn oder Verlust angesetzter unwirksamer Teil ⁽¹⁾
Cashflow-Sicherungen	Sicherungsinstrumente	4.967	(325)		(781)	-
	Gesicherte Posten			(744)

In Millionen Euro	Aus der Sicherungsrücklage in Gewinn oder Verlust umgegliederter Betrag ⁽¹⁾	Einzelposten für Gewinn oder Verlust
Cashflow-Sicherungen	-	Kurzfristiges Betriebsergebnis mit operativer Marktbewertung

⁽¹⁾ Gewinne/(Verluste)

Die Unwirksamkeit eines Sicherungsverhältnisses wird ausgehend von der Änderung des beizulegenden Zeitwerts des Sicherungsinstruments im Vergleich zur Änderung des beizulegenden Zeitwerts des gesicherten Postens ab Beginn des Sicherungsverhältnisses berechnet. Der beizulegende Zeitwert der Sicherungsinstrumente am 31. Dezember 2019 gibt die kumulierte Änderung des beizulegenden Zeitwerts der Sicherungsinstrumente ab Beginn des Sicherungsverhältnisses wieder.

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

In Millionen Euro	2020	2021	2022	2023	2024	mehr als 5 Jahre
Beizulegender Zeitwert von Derivaten nach Fälligkeit	(266)	-	(26)	(18)	(16)	-

In Millionen Euro	31. Dez. 2019	31. Dez. 2018
Beizulegender Zeitwert von Derivaten nach Fälligkeit	(326)	(88)

IN DER EIGENKAPITALVERÄNDERUNGSRECHNUNG UND DER GESAMTERGEBNISRECHNUNG DARGESTELLTE BETRÄGE

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

	Cashflow-Sicherung
In Millionen Euro	Commodities sichernde Derivate
PER 31. DEZEMBER 2018	(71)
Im Eigenkapital erfasster wirksamer Teil	(781)
Aus der Sicherungsrücklage in Gewinn oder Verlust umgegliederter Betrag	-
Umrechnungsdifferenzen
Änderungen des Konsolidierungskreises und sonstige	1
PER 31. DEZEMBER 2019	(837)

17.1.2.2 Sonstige Commodity-Derivate

Die sonstigen Commodity-Derivate umfassen:

―	Commodity-Kauf- und Verkaufsverträge, die nicht geschlossen oder nicht mehr fortgeführt werden, um Commodities entsprechend den erwarteten Kauf-, Verkaufs- oder Nutzungserfordernissen der Gruppe zu erhalten oder zu liefern;
―	eingebettete Derivate und
―	derivative Finanzinstrumente, die nicht die Voraussetzungen für ein Hedge-Accounting nach IFRS 9 erfüllen oder für die die Gruppe entschieden hat, kein Hedge-Accounting anzuwenden.

17.1.3 Fremdwährungsrisiko

Die Gruppe ist einem Fremdwährungsrisiko ausgesetzt, definiert als Auswirkung von Wechselkursschwankungen auf ihre Bilanz und Gewinn- und Verlustrechnung, die ihre Geschäfts- und Finanzierungstätigkeit beeinflussen. Das Währungsrisiko beinhaltet (i) das Transaktionsrisiko aus der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit; (ii) das Transaktionsrisiko, das speziell mit Investitionen, Fusionen und Erwerbs- oder Veräußerungsvorhaben verbunden ist, und (iii) das Umrechnungsrisiko aus der Konvertierung von Posten der Gewinn- und Verlustrechnung und Bilanz von Tochtergesellschaften mit einer anderen funktionalen Währung als dem Euro. Die wichtigsten Gefährdungen durch Umrechnungsrisiken betreffen in der Reihenfolge ihrer Bedeutung Vermögenswerte in US Dollar, brasilianischen Real und Pfund Sterling.

17.1.3.1 Finanzinstrumente nach Währung

Die folgenden Tabellen zeigen eine Untergliederung des ausstehenden Fremdkapitals und der Schulden und der Nettofinanzverschuldung nach Währung, vor und nach Absicherung:

AUSSTEHENDES FREMDKAPITAL UND SCHULDEN

NETTOFINANZSCHULDEN

17.1.3.2 Empfindlichkeitsanalyse für das Fremdwährungsrisiko

Eine Analyse der Empfindlichkeit des Finanzergebnisses für das Fremdwährungsrisiko -ohne die Auswirkung der Umrechnung der Gewinn- und Verlustrechnung ausländischer Tochtergesellschaften -wurde für alle von der Treasury-Abteilung verwalteten Finanzinstrumente durchgeführt, die ein Währungsrisiko darstellen (einschließlich derivativer Finanzinstrumente).

Eine Analyse der Empfindlichkeit des Eigenkapitals für das Fremdwährungsrisiko wurde für alle Finanzinstrumente durchgeführt, die am Ende der Berichtsperiode Sicherungen für Nettoinvestitionen darstellten.

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

	31. Dez. 2019
	Wirkung auf den Ertrag		Wirkung auf das Eigenkapital
In Millionen Euro	+10% ⁽¹⁾	-10% ⁽¹⁾	+10% ⁽¹⁾
In einer Währung denominierte Gefährdungen, die nicht die funktionale Währung von Unternehmen ist, die die Verbindlichkeiten in ihrer Bilanz ausweisen ⁽²⁾	(20)	20	n.v.
Finanzinstrumente (Schuld- und derivative), qualifiziert als Sicherungen für Nettoinvestitionen ⁽³⁾	n.v.	n.v.	216

⁽¹⁾ +(-) 10 %: Abwertung (Aufwertung) von 10 % aller Fremdwährungen gegenüber dem Euro.
⁽²⁾ ohne Derivate, die als Sicherungen für Nettoinvestitionen qualifizieren.
⁽³⁾ Diesen Wirkungen steht die gegenläufige Entwicklung bei der abgesicherten Nettoinvestition entgegen.

17.1.4 Zinsrisiko

Die Gruppe ist bestrebt, ihre Fremdkapitalkosten dadurch zu steuern, dass sie die Auswirkung von Zinsschwankungen auf die Gewinn- und Verlustrechnung begrenzt. Strategie der Gruppe ist daher, für ihre Nettoverschuldung ein Gleichgewicht aus Festzinsen, variablen Zinsen und gekappten variablen Zinsen zu halten. Der Zins-Mix kann sich in einem Bereich bewegen, den das Management der Gruppe den Markttrends entsprechend definiert.

Zum Management der Zinsstruktur ihrer Nettoverschuldung nutzt die Gruppe Sicherungsinstrumente, insbesondere Zinsswaps und Optionen. Per 31. Dezember 2019 hatte die Gruppe ein Portfolio aus Zinsoptionen (Caps), das sie vor einem kurzfristigen Anstieg der Zinsen beim Euro schützt.

Die Gruppe hat ein Portfolio aus Forward-Interest-Rate-Verträgen als PreHedging für 2020 und 2021 mit einer Fälligkeit von 10 bzw. 20/21 Jahren, um den Refinanzierungszinssatz eines Teils ihrer Schulden zu schützen.

17.1.4.1 Analyse von Finanzinstrumenten nach Art des Zinssatzes

Die folgenden Tabellen zeigen eine Untergliederung des ausstehenden Fremdkapitals und der Schulden und der Nettofinanzverschuldung nach Art des Zinssatzes, vor und nach Absicherung.

AUSSTEHENDES FREMDKAPITAL UND SCHULDEN

NETTOFINANZSCHULDEN

17.1.4.2 Empfindlichkeitsanalyse für das Zinsrisiko

Die Sensibilität wurde ausgehend von der Nettoschuldenposition der Gruppe (einschließlich der Auswirkung von Zins- und Devisenderivaten für die Nettoschulden) am Ende der Berichtsperiode analysiert.

Beim Zinsrisiko entspricht die Empfindlichkeit einem Anstieg oder Sinken der Ertragskurve um 100 Basispunkte im Vergleich zu den Zinssätzen am Jahresende.

	31. Dez. 2019
	Wirkung auf den Ertrag		Wirkung auf das Eigenkapital
In Millionen Euro	+100 Basispunkte	-100 Basispunkte	+100 Basispunkte	-100 Basispunkte
Nettozinsaufwand für die Nettoschuld zu variablen Zinsen (Nominalwert) und für den Anteil variabler Zinsen bei Derivaten	(49)	48	n.v.	n.v.
Änderung des beizulegenden Zeitwerts von Derivaten, die nicht als Sicherung qualifizieren	78	(98)	n.v.	n.v.
Änderung des beizulegenden Zeitwerts von Derivaten, die als Cashflow-Sicherung qualifizieren	n.v.	n.v.	403	(513)

17.1.5 Fremdwährungs- und Zinssicherungen

17.1.5.1 Fremdwährungsrisikomanagement

Das Wechselkursrisiko (oder "FX"-Risiko) wird konzernweit berichtet und geregelt und ordnet sich in eine spezielle Strategie der Gruppe ein, die vom Konzernmanagement genehmigt wird. Die Strategie unterscheidet drei Hauptquellen eines Währungsrisikos:

―	Das normale Transaktionsrisiko

Das normale Transaktionsrisiko entspricht der potenziell negativen finanziellen Auswirkung von Devisenschwankungen auf das Geschäft und auf Finanzierungstätigkeiten, die in einer anderen als der funktionalen Währung denominiert sind.

Das Management des normalen Transaktionsrisikos im Rahmen der jeweiligen Geschäftstätigkeit liegt vollständig in der Hand der Tochtergesellschaften, während die mit zentralen Tätigkeiten verbundenen Risiken auf Konzernebene gesteuert werden.

FX-Risiken in Verbindung mit der betrieblichen Tätigkeit sind systematisch abgesichert, wenn die damit verbundenen Zahlungsströme sicher sind, mit einem Sicherungshorizont, der mindestens dem mittelfristigen Planungshorizont entspricht. Bei Zahlungsströmen, die in ihrer Gesamtheit nicht sicher sind, basiert die Sicherung anfänglich auf einem "No-Regret"-Volumen. Ausgehend von der Summe der Nominal-Zahlungsströme in FX, einschließlich höchstwahrscheinlicher Beträge und der damit verbundenen Sicherungen, werden Gefährdungen überwacht und gesteuert.

Bei mit Finanzierungstätigkeit verbundenen FX-Risiken werden alle signifikanten Gefährdungen in Verbindung mit Zahlungsmitteln, Finanzschulden usw. systematisch gesichert. Expositionen werden ausgehend von der Nettosumme der Bilanzposten in FX überwacht.

―	Projekttransaktionsrisiko

Ein spezielles Projekttransaktionsrisiko entspricht der potenziell negativen finanziellen Auswirkung von FX-Schwankungen auf bestimmte größere Vorhaben, wie Investitionsprojekte, Erwerbe, Veräußerungen und Umstrukturierungen in mehreren Währungen.

Zum Management dieser FX-Risiken gehören die Definition und Umsetzung von Sicherungstransaktionen, die Berücksichtigung der Risikowahrscheinlichkeit (einschließlich der Wahrscheinlichkeit, das Projekt fertigzustellen) und ihre Entwicklung, die Verfügbarkeit von Sicherungsinstrumenten und die damit verbundenen Kosten. Das Management ist bestrebt, die Durchführbarkeit und Rentabilität der Transaktionen zu sichern.

―	Umrechnungsrisiko

Das Umrechnungsrisiko entspricht der potenziell negativen finanziellen Auswirkung von FX-Schwankungen auf konsolidierte Unternehmen mit einer anderen funktionalen Währung als dem Euro. Es bezieht sich auf die Umrechnung ihrer Erträge und Aufwendungen und ihrer Nettovermögenswerte.

Das Umrechnungsrisiko wird zentral gesteuert, wobei der Fokus auf der Sicherung des Nettovermögenswerts liegt.

Inwieweit die Absicherung dieses Umrechnungsrisikos zweckdienlich ist, wird regelmäßig für jede Währung (als Minimum) oder Asset-Gruppe in derselben Währung unter besonderer Berücksichtigung des Werts der Assets und der Kosten der Sicherung beurteilt.

Sicherungsinstrumente und Quellen für Sicherungsunwirksamkeit

Die Gruppe nutzt grundsätzlich folgende Stellhebel des Risikomanagements, um das Fremdwährungsrisiko aufzufangen:

―	derivative Instrumente: das sind zumeist außerbörsliche Verträge. Sie beinhalten FX-Forward-Transaktionen, FX-Swaps, Währungsswaps, kombinierte Währungsswaps, Plain-Vanilla-FX-Optionen oder Kombinationen (Calls, Puts oder Collars);
―	monetäre Posten wie Schulden, Zahlungsmittel und Kredite.

Sicherungsunwirksamkeit entsteht zumeist aus der Unsicherheit im Hinblick auf den zeitlichen Ablauf und in einigen Fällen aus der Höhe künftiger Zahlungsströme in Fremdwährung, die abzusichern sind.

17.1.5.2 Zinsrisikomanagement

Aufgrund ihrer Finanzierungs- und Investitionstätigkeit ist die Gruppe einem Zinsrisiko ausgesetzt. Das Zinsrisiko ist als finanzielles Risiko definiert, das aus Schwankungen der Basiszinssätze erwächst, die die Kosten von Schulden erhöhen und die Wirtschaftlichkeit von Investitionen beeinträchtigen können. Basiszinssätze sind Marktzinssätze, wie EURIBOR, LIBOR usw., die nicht den Kredit-Spread des Kreditnehmers enthalten.

Als Teil der Reform der Referenzzinssätze hat die Gruppe gewählt, die vom IASB in den Änderungen von IFRS 7 und IFRS 9 (Phase 1) zugelassenen Übergangserleichterungen anzuwenden, wonach Unsicherheiten, verursacht durch die Reform der Referenzzinssätze, bei dem Erfordernis der "Höchstwahrscheinlichkeit" nicht berücksichtigt werden müssen. Die Gruppe verfolgt den Stand des IASB-Vorhabens, um die Auswirkung der Reform der Referenzzinssätze (Phase 2) bewerten zu können. Die Risikoexposition der Gruppe bezieht sich hauptsächlich auf das Erfordernis der Höchstwahrscheinlichkeit für Transaktionen, bei denen der Zinssatz auf dem US-LIBOR beruht.

Für das Zinsrisikomanagement gibt es einen konzernweiten Ansatz im Rahmen einer speziellen Strategie der Gruppe, auf die sich das Konzernmanagement geeinigt hat. Diese Strategie unterscheidet zwei Hauptquellen eines Zinsrisikos:

―	Zinsrisiko für die Nettoschuld der Gruppe

Das Zinsrisiko für die Nettoschuld der Gruppe ist die finanzielle Auswirkung von Basiszinssatzbewegungen auf das Schulden- und Zahlungsmittelportfolio aus wiederkehrender Finanzierungstätigkeit. Der Umgang mit diesem Risiko wird zentral gesteuert.

Die Ziele des Risikomanagements sind in der Reihenfolge ihrer Bedeutung:

―	die langfristige Wirtschaftlichkeit von Vermögenswerten zu schützen;
―	Finanzierungskosten zu optimieren und die Wettbewerbsfähigkeit zu sichern und
―	die Unsicherheit hinsichtlich der Schuldendienstlast zu minimieren.

Durch Überwachung von Änderungen der Marktzinssätze und ihrer Wirkung auf die Brutto- und Nettoverschuldung der Gruppe wird das Zinsrisiko aktiv gesteuert.

―	Projektzinsrisiko

Ein spezielles Projektzinsrisiko entspricht der potenziell negativen finanziellen Auswirkung von Basiszinssatzbewegungen auf bestimmte wichtige Geschäftsvorfälle wie Investitionsprojekte, Erwerbe, Veräußerungen und Umstrukturierungsprojekte. Das Zinsrisiko nach Abschluss eines Geschäfts gilt als normal (vgl. "Zinsrisiko" oben).

Das Zinsrisikomanagement zielt bei bestimmten Projekttransaktionen darauf ab, die Wirtschaftlichkeit von Projekten, Erwerben, Veräußerungen und Umstrukturierungsinitiativen vor nachteiligen Zinsänderungen zu schützen. Dazu kann die Umsetzung von Sicherungstransaktionen gehören, die von einer Reihe von Faktoren abhängt, zu denen die Wahrscheinlichkeit der Fertigstellung, die Verfügbarkeit von Sicherungsinstrumenten und die mit ihnen verbundenen Kosten gehören.

Sicherungsinstrumente und Quellen für Sicherungsunwirksamkeit

Die Gruppe nutzt grundsätzlich folgende Stellhebel des Risikomanagements, um das Zinsrisiko aufzufangen:

―

derivative Instrumente: das sind zumeist außerbörsliche Verträge, mit denen Basiszinssätze gesteuert werden können. Zu solchen Instrumenten gehören:

―	Swaps, um die Art der Zinszahlung auf Schulden zu verändern,
―	typischerweise vom Festzins zu variablen Zinsen oder umgekehrt, und
―	Plain-Vanilla-Zinsoptionen;

―

Caps, Floors und Collars, mit denen die Wirkung von Zinsschwankungen begrenzt werden kann, indem man untere bzw. obere Grenzen für variable Zinsen festlegt.

Sicherungsunwirksamkeit ist meist mit Änderungen der Bonität von Gegenparteien und den daraus erwachsenden Belastungen verbunden sowie mit möglichen Lücken bei Zahlungsterminen und bei Indizes zwischen den derivativen Instrumenten und den Risiken für den zugehörigen Basiswert.

17.1.5.3 Fremdwährungs- und Zinssicherungen

Die Gruppe hat das Hedge-Accounting für das Fremdwährungs- und Zinsrisikomanagement gewählt, wann immer die Anwendung möglich und praktikabel ist. Sie verwaltet auch ein Portfolio nicht designierter derivativer Instrumente, die wirtschaftlichen Sicherungen von Nettoschuld und Fremdwährungsrisiken entsprechen.

Die Gruppe nutzt drei Methoden des Hedge-Accounting: die Cashflow-Sicherung, die Sicherung des beizulegenden Zeitwerts und die Sicherung von Nettoinvestitionen.

Generell gilt, dass die Gruppe Sicherungsverhältnisse nicht häufig neu gestaltet, spezielle Risikobestandteile nicht als abgesicherten Posten designiert und Kreditrisiken nicht als erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet designiert.

Zur Absicherung des beizulegenden Zeitwerts setzt die Gruppe auf Zins- oder Zins-Währungsswaps, die festverzinsliche Schulden in Schulden zu variablem Zinssatz umwandeln.

Cashflow-Sicherungen dienen hauptsächlich der Sicherung von künftigen Fremdwährungs-Cashflows, von Schulden zu variablem Zinssatz sowie von künftigem Refinanzierungsbedarf.

Sicherungsinstrumente für Nettoinvestitionen sind vor allem FX-Swaps und FX-Forwards.

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

	31. Dez. 2019				31. Dez.2018
	Vermögenswerte		Verbindlichkeiten		Vermögenswerte
In Millionen Euro	Langfristig	Kurzfristig	Langfristig	Kurzfristig	Langfristig	Kurzfristig
Fremdkapital sichernde Derivate	705	124	(183)	(41)	678	42
Sicherungen des beizulegenden Zeitwerts	530	81	(54)	(1)	521	1
Cashflow-Sicherungen	55		(93)	(7)	24
Derivative Instrumente, die sich nicht für Hedge Accounting qualifizieren	120	43	(36)	(34)	133	42
Sonstige Posten sichernde Derivate	949	17	(1.934)	(45)	606	28
Cashflow-Sicherungen	25		(571)	(4)	21	1
Sicherungen von Nettoinvestitionen	33	-	(6)	-	1	-
Derivative Instrumente, die sich nicht für Hedge Accounting qualifizieren	891	17	(1.357)	(41)	583	27
SUMME	1.654	142	(2.118)	(86)	1.283	71

	31. Dez.2018
	Verbindlichkeiten
In Millionen Euro	Langfristig	Kurzfristig
Fremdkapital sichernde Derivate	(259)	(66)
Sicherungen des beizulegenden Zeitwerts	(29)	(1)
Cashflow-Sicherungen	(191)
Derivative Instrumente, die sich nicht für Hedge Accounting qualifizieren	(39)	(65)
Sonstige Posten sichernde Derivate	(1.215)	(38)
Cashflow-Sicherungen	(284)	(4)
Sicherungen von Nettoinvestitionen	(5)	-
Derivative Instrumente, die sich nicht für Hedge Accounting qualifizieren	(927)	(34)
SUMME	(1.474)	(105)

Die beizulegenden Zeitwerte in der Tabelle oben zeigen die Höhe des Preises, der für den Verkauf eines Vermögenswertes erzielt oder für die Übertragung einer Verbindlichkeit zwischen Marktteilnehmern im Zuge der normalen Geschäftstätigkeit gezahlt würde. Sie sind für erwartete künftige Cashflows nicht repräsentativ, denn (i) sind die Positionen für Preisänderungen oder Änderungen der Kredit-Ratings empfindlich, (ii) können die Positionen durch nachfolgende Transaktionen modifiziert werden und (iii) können sie mit künftigen Cashflows verrechnet werden, die aus den ihnen zugrunde liegenden Transaktionen entstehen.

HÖHE, ZEITLICHER ANFALL UND UNSICHERHEIT KÜNFTIGER ZAHLUNGSSTRÖME

Die folgenden Tabellen bieten ein Profil des zeitlichen Anfalls des Nominalwerts von Sicherungsinstrumenten per 31. Dezember 2019:

In Millionen Euro
Kaufen/ Verkaufen	Zinsart	Art des derivativen Instruments	Währung	Summe	2020	2021
Kaufen	Fest	CCS	EUR	(561)	(288)	(271)
			USD	(3.010)	(1.549)	(1.371)
			GBP	(14.518)	(2.146)	(2.146)
			HKD	(1.212)	(263)	(263)
			JPY	(902)	(369)	(369)
			PEN	(882)	(273)	(262)
			CHF	(737)	(415)	(161)
			AUD	(535)	(125)	(125)
			Sonstige	(152)	(51)	(51)
	Variabel	CCS	USD	(413)	(340)	(73)
Verkauf	Fest	CCS	EUR	17.561	3.138	2.865
			USD	908	291	265
			GBP	545	272	270
			Sonstige	158	80	78
	Variabel	CCS	EUR	2.277	1.180	953
		CCS	BRL	1.256	706	550

In Millionen Euro
Kaufen/ Verkaufen	Zinsart	Art des derivativen Instruments	Währung	2022	2023	2024
Kaufen	Fest	CCS	EUR	(2)	-	-
			USD	(45)	(45)	-
			GBP	(1.881)	(1.881)	(1.293)
			HKD	(263)	(263)	(160)
			JPY	(164)	-	-
			PEN	(218)	(130)	-
			CHF	(161)	-	-
			AUD	(125)	(53)	(53)
			Sonstige	(51)	-	-
	Variabel	CCS	USD	-	-	-
Verkauf	Fest	CCS	EUR	2.568	2.277	1.497
			USD	221	131	-
			GBP	2	-	-
			Sonstige	-	-	-
	Variabel	CCS	EUR	144	-	-
		CCS	BRL	-	-	-

In Millionen Euro
Kaufen/ Verkaufen	Zinsart	Art des derivativen Instruments	Währung	mehr als 5 Jahre
Kaufen	Fest	CCS	EUR	-
			USD	-
			GBP	(5.172)
			HKD	-
			JPY	-
			PEN	-
			CHF	-
			AUD	(53)
			Sonstige	-
	Variabel	CCS	USD	-
Verkauf	Fest	CCS	EUR	5.216
			USD	-
			GBP	-
			Sonstige	-
	Variabel	CCS	EUR	-
		CCS	BRL	-

In Millionen Euro
Kaufen/ Verkaufen	Zinsart	Art des derivativen Instruments	Währung	Summe	2020	2021
Kaufen	Fest	CAP	EUR	2.000	1.000	1.000
			Sonstige Währungen	-	-	-
		IRS	EUR	37.331	6.295	8.933
			USD	3.252	999	1.236
			GBP	12	4	4
			Sonstige Währungen	407	111	106
		FRA	EUR	1.650	1.650	-
	Variabel	IRS	EUR	44.229	13.536	11.648
			BRL	687	379	308

In Millionen Euro
Kaufen/ Verkaufen	Zinsart	Art des derivativen Instruments	Währung	2022	2023	2024
Kaufen	Fest	CAP	EUR	-	-	-
			Sonstige Währungen	-	-	-
		IRS	EUR	7.246	4.986	3.758
			USD	299	259	212
			GBP	2	1	-
			Sonstige Währungen	88	64	33
		FRA	EUR	-	-	-
	Variabel	IRS	EUR	7.387	4.820	3.080
			BRL	-	-	-

In Millionen Euro
Kaufen/ Verkaufen	Zinsart	Art des derivativen Instruments	Währung	mehr als 5 Jahre
Kaufen	Fest	CAP	EUR	-
			Sonstige Währungen	-
		IRS	EUR	6.112
			USD	248
			GBP	-
			Sonstige Währungen	5
		FRA	EUR	-
	Variabel	IRS	EUR	3.758
			BRL	-

Aus den Tabellen oben sind Währungsderivate ausgenommen (eine Ausnahme bilden Währungsswaps -cross currency swaps - CCS). Diese Sicherungen haben zumeist eine kurze Laufzeit, die Fälligkeiten entsprechen denen der abgesicherten Posten.

Ausgehend von der Managementstrategie für FX- und Zinsrisiken wird die FX-Empfindlichkeit in Anhang 17.1.3.2 "Empfindlichkeitsanalyse für das Fremdwährungsrisiko" dargestellt. Die durchschnittliche Schuldendienstlast beträgt 2,70 %, wie in Anhang 10 "Nettofinanzergebnis" ausgewiesen.

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

WÄHRUNGSDERIVATE

	31. Dez. 2019			31. Dez. 2018
	Beizulegender Zeitwert			Nominalwert	Beizulegender Zeitwert	Nominalwert
In Millionen Euro	Vermögenswerte	Verbindlichkeiten	Summe	Summe	Summe	Summe
Cashflow-Sicherungen	77	(381)	(305)	3.814	(335)	3.268
Sicherungen von Nettoinvestitionen	33	(6)	27	3.027	(3)	1.114
Derivative Instrumente, die sich nicht für Hedge Accounting qualifizieren	70	(77)	(6)	8.985	(23)	10.996
SUMME	180	(464)	(284)	15.827	(361)	15.379

ZINSDERIVATE

	31. Dez. 2019			31. Dez. 2018
	Beizulegender Zeitwert			Nominalwert	Beizulegender Zeitwert	Nominalwert
In Millionen Euro	Vermögenswerte	Verbindlichkeiten	Summe	Summe	Summe	Summe
Sicherungen des beizulegenden Zeitwerts	611	(55)	556	6.089	491	4.846
Cashflow-Sicherungen	-	(290)	(290)	3.649	(98)	1.434
Derivative Instrumente, die sich nicht für Hedge Accounting qualifizieren	998	(1.391)	(393)	21.487	(257)	25.216
SUMME	1.609	(1.736)	(126)	31.224	136	31.496

Die beizulegenden Zeitwerte in der T abelle oben sind bei einem Vermögenswert positiv und bei einer Verbindlichkeit negativ.

In Millionen Euro		Nominalbetrag und ausstehender Betrag	Beizulegender Zeitwert ⁽¹⁾
Sicherungen des beizulegenden Zeitwerts	Sicherungsinstrumente	6.089	556
	Gesicherte Posten ^{(3) (4)}	6.034	353
Cashflow-Sicherungen	Sicherungsinstrumente	4.702	(433)
	Gesicherte Posten
Sicherungen von Nettoinvestitionen	Sicherungsinstrumente	1.114	(3)
	Gesicherte Posten

In Millionen Euro	Änderung des beizulegenden Zeitwerts zur Berechnung einer Sicherungsunwirksamkeit	Wertveränderung des Sicherungsinstruments, die im Eigenkapital erfasst ist ⁽²⁾	Bei Gewinn oder Verlust angesetzter unwirksamer Teil ⁽²⁾
Sicherungen des beizulegenden Zeitwerts	556	n.v.	(3)
	1.152	n.v.
Cashflow-Sicherungen	(583)	320	(5)
	580
Sicherungen von Nettoinvestitionen	36	61	n.v.
	(36)

In Millionen Euro		Aus der Sicherungsrücklage in Gewinn oder Verlust umgegliederter Betrag ⁽²⁾	Einzelposten der Gewinn- und Verlustrechnung
Sicherungen des beizulegenden Zeitwerts	Sicherungsinstrumente	n.v.	Kosten der Nettoverschuldung
	Gesicherte Posten ^{(3) (4)}	n.v.
Cashflow-Sicherungen	Sicherungsinstrumente	(82)	Sonstiges Finanzergebnis/ Ergebnis der betrieblichen Tätigkeit
	Gesicherte Posten
Sicherungen von Nettoinvestitionen	Sicherungsinstrumente	(90)	Sonstiges Finanzergebnis/ Ergebnis der betrieblichen Tätigkeit
	Gesicherte Posten

⁽¹⁾ Die Anpassung des beizulegenden Zeitwerts gesicherter Posten wird als langfristiges und kurzfristiges Fremdkapital und Schuld en in Höhe von 353 Mio. € dargestellt.
⁽²⁾ Gewinne/(Verluste)
⁽³⁾ Die Differenz zwischen dem beizulegenden Zeitwert zur Bestimmung des unwirksamen Teils von Sicherungsinstrumenten und dem der gesicherten Posten entspricht den fortgeführten Anschaffungskosten von Fremdkapital und den Schulden, die Teil des Sicherungsverhältnisses für den beizulegenden Zeitwert sind.
⁽⁴⁾ Davon beziehen sich 126 Mio. € auf gesicherte Posten, die nicht mehr angepasst werden, weil sie als Sicherung des beizulegenden Zeitwerts nicht geeignet sind.

Die Unwirksamkeit eines Sicherungsverhältnisses wird ausgehend von der Änderung des beizulegenden Zeitwerts des Sicherungsinstruments im Vergleich zur Änderung des beizulegenden Zeitwerts des gesicherten Postens ab Beginn des Sicherungsverhältnisses berechnet. Der beizulegende Zeitwert der Sicherungsinstrumente am 31. Dezember 2019 gibt die kumulierte Änderung des beizulegenden Zeitwerts der Sicherungsinstrumente ab Beginn des Sicherungsverhältnisses wieder. Bei Sicherungen des beizulegenden Zeitwerts gilt dasselbe Prinzip für die gesicherten Posten.

FREMDWÄHRUNGS- UND ZINSDERIVATE, DIE ALS CASHFLOW-HEDGES DESIGNIERT SIND, LASSEN SICH WIE FOLGT NACH FÄLLIGKEIT ANALYSIEREN

In Millionen Euro	2020	2021	2022	2023	2024	mehr als 5 Jahre
Beizulegender Zeitwert von Derivaten nach Fälligkeit	(9)	(10)	(21)	(27)	(17)	(510)

In Millionen Euro	Summe per 31. Dez. 2019	Summe per 31. Dez. 2018
Beizulegender Zeitwert von Derivaten nach Fälligkeit	(594)	(433)

IN DER EIGENKAPITALVERÄNDERUNGSRECHNUNG UND DER GESAMTERGEBNISRECHNUNG DARGESTELLTE BETRÄGE

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

			Cashflow-Sicherung	Sicherung von Nettoinvestitionen
In Millionen Euro	Fremdkapital sichernde Derivate - Sicherung des Fremdwährungsrisikos ⁽¹⁾⁽³⁾	Sonstige Posten sichernde Derivate - Sicherung des Zinsrisikos ⁽¹⁾⁽³⁾	Sonstige Position sichernde Derivate - Sicherung des Fremdwährungsrisikos ⁽²⁾⁽³⁾	Sonstige Position sichernde Derivate - Sicherung des Fremdwährungsrisikos ⁽²⁾⁽⁴⁾
PER 31. DEZEMBER 2018	46	(741)	(28)	(313)
Im Eigenkapital erfasster wirksamer Teil	(293)		(27)	(61)
Aus der Sicherungsrücklage in Gewinn oder Verlust umklassifizierter Betrag	53		29	90
Umrechnungsdifferenzen	-	-	-	-
Änderungen des Konsolidierungskreises und sonstige	-	14	(1)	-
PER 31. DEZEMBER 2019	45	(1.010)	16	(284)

⁽¹⁾ Cashflow-Sicherungen über bestimmte Perioden.
⁽²⁾ Cashflow-Sicherungen für bestimmte Transaktionen.
⁽³⁾ davon -425 Mio. € Cashflow-Sicherungsrücklagen, auf die das Hedge-Accounting nicht mehr angewendet wird.
⁽⁴⁾ Alle diese Rücklagen beziehen sich auf fortgeführte Sicherungsverhältnisse.

17.2 Gegenparteirisiko

Durch ihre finanziellen und betrieblichen Tätigkeiten ist die Gruppe dem Ausfallrisiko ihrer Gegenparteien ausgesetzt (Kunden, Lieferanten, EPC-Auftragnehmer, Partner, Vermittler und Banken). Der Ausfall könnte Zahlungen, Warenlieferungen und/oder die Wertentwicklung von Anlagen beeinträchtigen.

Die Grundsätze des Managements des Gegenparteirisikos sind in der Konzernstrategie für das Gegenparteirisiko formuliert, die:

―	Rollen und Verantwortlichkeiten für das Management und Controlling des Gegenparteirisikos auf verschiedenen Ebenen zuweist (Konzern, BU oder Unternehmen) und operative Vorgehensweisen sicherstellt, die konzernweit konsistent sind;
―	das Gegenparteirisiko und die Mechanismen beschreibt, mit denen es sich auf den wirtschaftlichen Erfolg und den Abschluss der Gruppe auswirkt;
―	Kennzahlen, Berichts- und Steuerungsmechanismen definiert, um für Sichtbarkeit zu sorgen und Tools für das Management der Finanzperformance bereitzustellen, und
―	Richtlinien für die Nutzung von Dämpfungsmechanismen bietet, wie Sicherheiten und Bürgschaften, die in einigen Geschäftsbereichen sehr verbreitet sind.

Je nach Art der Geschäftstätigkeit ist die Gruppe unterschiedlichen Arten von Gegenparteirisiken ausgesetzt. Infolgedessen nutzen einige Geschäftsbereiche Sicherheitsinstrumente -insbesondere das Energiemanagement, wo der Griff zu Margenausgleich und anderen Arten finanzieller Sicherheit (standardisierter Rechtsrahmen) Marktstandard ist. Außerdem können andere Geschäftsbereiche in bestimmten Fällen Garantien von ihren Gegenparteien verlangen (Garantien der Muttergesellschaft, Bankbürgschaften usw.).

Nach dem neuen Standard IFRS 9 hat die Gruppe eine konzernweite Methode definiert und angewandt, die die beiden unterschiedlichen Ansätze umfasst:

―

einen Portfolio-Ansatz, für den die Gruppe bestimmt, dass:

―	kohärente Kundenportfolios und -subportfolios zu betrachten (d. h. Portfolios mit vergleichbarem Kreditrisiko und/oder vergleichbarer Zahlungsmoral) und verschiedene Aspekte zu berücksichtigen sind:
―	öffentliche oder private Gegenparteien,
―	Haushalts- oder B2B-Gegenparteien,
―	Geografie,
―	Art der Tätigkeit,
―	Größe der Gegenpartei,
―	sonstige Aspekte, die die Gruppe für relevant hält, und
―	Wertminderungen werden auf der Grundlage der Altersstruktur der Salden ermittelt. Zeigt sich eine Korrelation, die sich dokumentieren lässt, werden historische Daten um zukunftsgerichtete Elemente berichtigt;

―

ein individualisierter Ansatz für wichtige Gegenparteien. Hier hat die Gruppe Regeln formuliert, die definieren, in welcher Phase sich der entsprechende Vermögenswert hinsichtlich der Berechnungen des erwarteten Kreditausfalls (ECL) befindet:

―	auf Stufe 1 geht es um finanzielle Vermögenswerte, die sich seit dem Erstansatz nicht erheblich verschlechtert haben. Der ECL für Stufe 1 wird auf einer 12-Monats-Basis berechnet,
―	auf Stufe 2 geht es um finanzielle Vermögenswerte, für die das Kreditrisiko deutlich gestiegen ist. Der ECL für Stufe 2 wird auf der Grundlage des Lifetime-ECL berechnet. Für die Entscheidung, einen Vermögenswert von Stufe 1 auf Stufe 2 zu versetzen, gelten bestimmte Kriterien:
―	eine erhebliche Herabstufung der Kreditwürdigkeit der Gegenpartei und/oder ihrer Muttergesellschaft und/oder ihres Bürgen (falls vorhanden),
―	erhebliche nachteilige Veränderungen des regulatorischen Umfelds,
―	Änderungen politischer oder landesbezogener Risiken und
―	sonstige Aspekte, die die Gruppe für relevant hält.

Sind finanzielle Vermögenswerte mehr als 30 Tage überfällig, wird nicht systematisch auf Stufe 2 umgestuft, solange die Gruppe angemessene und belegbare Informationen hat, aus denen hervorgeht, dass auch überfällige Zahlungen von mehr als 30 Tagen keinen signifikanten Anstieg des Kreditrisikos gegenüber dem Erstansatz bedeuten.

―	auf Stufe 3 geht es um Vermögenswerte, bei denen bereits ein Ausfall zu beobachten war, beispielsweise:
―	bei einem Nachweis erheblicher und anhaltender finanzieller Schwierigkeiten der Gegenpartei,
―	bei einem Nachweis dafür, dass die Muttergesellschaft das Tochterunternehmen nicht mit Krediten unterstützt (in diesem Fall ist das Tochterunternehmen das Gegenparteirisiko der Gruppe),
―	wenn ein Unternehmen der Gruppe wegen Nichtzahlung gerichtlich gegen die Gegenpartei vorgeht.

Sind finanzielle Vermögenswerte mehr als 90 Tage überfällig, kann die Vermutung widerlegt werden, wenn die Gruppe angemessene und belegbare Informationen hat, aus denen hervorgeht, dass auch überfällige Zahlungen von mehr als 90 Tagen keinen Ausfall der Gegenpartei bedeuten.

Die für die Stufen 1 und 2 anzuwendende ECL-Formel lautet ECL = EAD x PD x LGD, wobei:

―	für den 12-Monats-ECL die erwartete Höhe der Forderung zum Zeitpunkt des Ausfalls (EaD) gleich dem Buchwert des finanziellen Vermögenswertes ist, auf den die entsprechende Ausfallwahrscheinlichkeit (PD) und die Verlustquote bei Ausfall (LGD) angewendet werden;
―	für den Lifetime-ECL besteht die Berechnungsmethode im Feststellen der Gefährdungsentwicklung für jedes Jahr, insbesondere im Hinblick auf den erwarteten zeitlichen Anfall und die Höhe der vertraglich vereinbarten Rückzahlungen. Dann werden die jeweilige PD und LGD auf jede Rückzahlung angewendet und die so errechneten Zahlen abgezinst. Der ECL ist dann die Summe der abgezinsten Zahlen; und
―	Ausfallwahrscheinlichkeit: ist die Wahrscheinlichkeit eines Ausfalls über einen bestimmten zeitlichen Horizont (auf Stufe 1 beträgt dieser Zeithorizont 12 Monate nach Ende der Berichtsperiode; auf Stufe 2 ist dieser Zeithorizont die gesamte Restlaufzeit des finanziellen Vermögenswertes). Diese Information basiert auf externen Daten einer renommierten Rating-Agentur. Die PD hängt vom Zeithorizont und dem Rating für die Gegenpartei ab. Die Gruppe nutzt externe Ratings, wenn sie zur Verfügung stehen. Die Experten für Kreditrisiken bei ENGIE legen für die wichtigsten Gegenparteien ohne externes Rating ein internes Rating fest.

Die LGD-Quoten basieren im Wesentlichen auf den Basel-Standards:

―	75 % für nachrangige Vermögenswerte und
―	45 % für Standardvermögenswerte.

Für Vermögenswerte, die für die Gegenpartei strategisch bedeutsam sind, wie wichtige öffentliche Dienstleistungen oder Güter, wird der LGD auf 30 % gesetzt. Die Gruppe hat entschieden, für folgende Situationen Abschreibungen vorzusehen:

―	für Vermögenswerte, für die eine gerichtliche Beitreibung anhängig ist: Solange das Verfahren läuft, wird nicht abgeschrieben;
―	für Vermögenswerte, für die keine gerichtliche Beitreibung anhängig ist: Abgeschrieben wird, sobald die Forderung aus Lieferungen und Leistungen 3 Jahre überfällig ist (bei öffentlichen Gegenparteien bei einer Überfälligkeit von 5 Jahren).

17.2.1 Betrieblichen Tätigkeiten

Das Gegenparteirisiko bei betrieblichen Tätigkeiten wird mit Standardmechanismen gesteuert, wie Garantien Dritter, Aufrechnungsvereinbarungen und Margenausgleich, wobei spezielle Sicherungsinstrumente oder spezielle Vorauszahlungsverfahren und Vorgehensweisen zum Beitreiben von Schulden genutzt werden, insbesondere bei Privatkunden.

Entsprechend der Konzernpolitik ist jede Business Unit für ihren Umgang mit dem Gegenparteirisiko verantwortlich, auch wenn die Gruppe die größten Gefährdungen durch Gegenparteien weiterhin zentral regelt.

Das Kredit-Rating großer und mittlerer Gegenparteien, bei denen die Gruppe ein Ausfallrisiko oberhalb einer bestimmten Schwelle sieht, wird mit einem speziellen Rating-Verfahren bewertet, während bei Geschäftskunden, bei denen das Ausfallrisiko für die Gruppe eher gering ist, eine vereinfachte Bonitätsprüfung benutzt wird. Diese Vorgehensweisen beruhen auf förmlich dokumentierten, konsistenten Methoden in der gesamten Gruppe. Konsolidierte Ausfallrisiken werden nach Gegenpartei und Segment (Kredit-Rating, Branche usw.) mit Hilfe von Standardkennzahlen (Zahlungsrisiko, Marktwertrisiko) überwacht.

Das Energy Market Risk Committee (CRME - Ausschuss für Risiken auf dem Energiemarkt) der Gruppe konsolidiert und überwacht die Risikogefährdung für die Gruppe durch ihre wichtigsten Gegenparteien im Energiesektor vierteljährlich und achtet darauf, dass die für diese Gegenparteien festgelegten Gefährdungsgrenzen eingehalten werden.

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

Die in den folgenden Tabellen dargestellten offenen Ausfallrisiken enthalten keine Auswirkungen in Verbindung mit der Mehrwertsteuer oder sonstigen Posten, die keinem Kreditrisiko unterliegen. Sie beliefen sich am 31. Dezember 2019 auf 2.898 Mio. € bzw. 1 Mio. € für "Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen" bzw. "Vermögenswerte aus Verträgen mit Kunden" (zum Vergleich: am 31. Dezember 2018 waren es 2.547 Mio. € bzw. 13 Mio. €).

INDIVIDUELLER ANSATZ

	31. Dez. 2019
In Millionen Euro		Individueller Ansatz	Stufe 1: geringes Kreditrisiko	Stufe 2: erhöhtes Kreditrisiko	Stufe 3: wertgeminderte Vermögenswerte	Summe nach Risikostufe
Forderungen aus	Brutto	9.395	8.300	802	294	9.395
Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen, netto	Erwartete Kreditausfälle	(318)	(64)	(66)	(187)	(318)
SUMME		9.077	8.235	735	107	9.077
Vermögenswerte aus	Brutto	2.896	2.672	196	28	2.896
Verträgen mit Kunden	Erwartete Kreditausfälle	(15)	(13)	(1)	(1)	(15)
SUMME		2.881	2.659	195	27	2.881

	31. Dez. 2019
In Millionen Euro		Investment Grade ⁽¹⁾	Sonstige	Summe nach Art der Gegenpartei
Forderungen aus	Brutto	7.814	1.581	9.395
Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen, netto	Erwartete Kreditausfälle	(172)	(146)	(318)
SUMME		7.642	1.436	9.077
Vermögenswerte aus	Brutto	1.782	1.115	2.896
Verträgen mit Kunden	Erwartete Kreditausfälle	(10)	(6)	(15)
SUMME		1.772	1.109	2.881

	31. Dez. 2018
In Millionen Euro		Individueller Ansatz	Stufe 1: geringes Kreditrisiko	Stufe 2: erhöhtes Kreditrisiko	Stufe 3: wertgeminderte Vermögenswerte	Summe nach Risikostufe
Forderungen aus	Brutto	10.339	9.694	422	222	10.339
Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen, netto	Erwartete Kreditausfälle	(323)	(109)	(71)	(145)	(323)
SUMME		10.016	9.586	352	77	10.016
Vermögenswerte aus	Brutto	3.052	2.730	261	61	3.052
Verträgen mit Kunden	Erwartete Kreditausfälle	(7)	(6)		(1)	(7)
SUMME		3.045	2.725	261	59	3.045

	31. Dez. 2018
In Millionen Euro		Investment Grade ⁽¹⁾	Sonstige	Summe nach Art der Gegenpartei
Forderungen aus	Brutto	9.161	1.178	10.339
Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen, netto	Erwartete Kreditausfälle	(205)	(118)	(323)
SUMME		8.956	1.060	10.016
Vermögenswerte aus	Brutto	2.358	694	3.052
Verträgen mit Kunden	Erwartete Kreditausfälle	(4)	(3)	(7)
SUMME		2.354	691	3.045

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

KOLLEKTIVER ANSATZ

	31. Dez. 2019
In Millionen Euro		Kollektiver Ansatz	0 bis 6 Monate	6 bis 12 Monate	darüber hinaus	Summe der am 31. Dez. 2019 überfälligen Vermögenswerte
Forderungen aus Lieferungen und	Brutto	4.019	875	113	293	1.281
Leistungen und sonstige Forderungen, netto	Erwartete Kreditausfälle	(754)	(24)	(29)	(159)	(213)
SUMME		3.265	851	83	134	1.068
Vermögenswerte aus Verträgen mit	Brutto	4.953	486	4	2	492
Kunden	Erwartete Kreditausfälle	(2)
SUMME		4.951	485	4	2	492

	31. Dez. 2018
In Millionen Euro		Kollektiver Ansatz	0 bis 6 Monate	6 bis 12 Monate	darüber hinaus	Summe der am 31. Dez. 2018 überfälligen Vermögenswerte
Forderungen aus Lieferungen und	Brutto	3.804	730	146	368	1.243
Leistungen und sonstige Forderungen, netto	Erwartete Kreditausfälle	(762)	(18)	(19)	(243)	(281)
SUMME		3.042	711	126	125	962
Vermögenswerte aus Verträgen mit	Brutto	4.381	43	3	4	51
Kunden	Erwartete Kreditausfälle	(1)
SUMME		4.379	43	3	4	51

17.2.1.2 Commodity-Derivate

Bei den Commodity-Derivaten entsteht das Gegenparteirisiko aus dem positiven beizulegenden Zeitwert. Bei der Berechnung des beizulegenden Zeitwerts dieser derivativen Instrumente wird das Gegenparteirisiko berücksichtigt.

	31. Dez. 2019		31. Dez. 2018
In Millionen Euro	Investment Grade ⁽¹⁾	Summe	Investment Grade ⁽¹⁾	Summe
Bruttoexposition(2)	9.849	12.466	9.325	12.027
Nettoexposition(3)	3.501	4.422	2.701	3.683
% Kreditrisiko bei Gegenparteien mit "Investment Grade"	79,2%		73,4%

⁽¹⁾ Investment-Grade bezieht sich auf Transaktionen mit Gegenparteien, die von Standard & Poor's mindestens mit BBB, von Moody's mit Baa3 oder von Dun & Bradstreet mit einem Äquivalent bewertet wurden. Der "Investment-Grade" wird auch nach einem internen Rating-Modell bestimmt, das in der Gruppe eingeführt ist und ihre wichtigsten Gegenparteien umfasst.
⁽²⁾ Entspricht dem maximalen Ausfallrisiko, d. h. dem Wert der Derivate, die bei den Vermögenswerten ausgewiesen sind (positiver beizulegender Zeitwert).
⁽³⁾ Nach Berücksichtigung der Verbindlichkeitsposten mit denselben Gegenparteien (negativer beizulegender Zeitwert), Sicherheiten, Aufrechnungsvereinbarungen und sonstigen Möglichkeiten der Verbesserung der Kreditqualität.

17.2.2 Finanzierungstätigkeit

Für ihre Finanzierungstätigkeit hat die Gruppe Verfahren zum Management und zur Überwachung von Risiken eingeführt, die (i) auf der Akkreditierung von Gegenparteien nach externen Kredit-Ratings, objektiven Marktdaten (Kreditausfallswaps, Börsenkurswert) und Finanzstruktur und (ii) auf Grenzwerten für das Gegenparteirisiko beruhen.

Um ihr Gegenparteirisiko zu verringern, bediente sich die Gruppe zunehmend eines strukturierten rechtlichen Rahmens, der auf Rahmenvereinbarungen (einschließlich Aufrechnungsklauseln) und Sicherheitenverträgen (Margenausgleich) beruht.

Der Umgang mit dem Gegenparteirisiko aus Finanzierungstätigkeit wird durch ein Middle Office kontrolliert, das unabhängig vom Treasury Department der Gruppe arbeitet und der Finance Division berichtet.

17.2.2.1 Kredite und Forderungen, zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet

Die in den folgenden Tabellen dargestellten offenen Ausfallrisiken enthalten keine Auswirkungen in Verbindung mit der Mehrwertsteuer oder sonstigen Posten, die keinem Kreditrisiko unterliegen. Sie beliefen sich am 31. Dezember 2019 auf 899 Mio. € (zum Vergleich: am 31. Dezember 2018 waren es 809 Mio. €).

	31. Dez. 2019
In Millionen Euro	Stufe 1: geringes Kreditrisiko	Stufe 2: erhöhtes Kreditrisiko	Stufe 3: wertgeminderte Vermögenswerte	Summe nach Risikostufe	Investment Grade ⁽¹⁾	Sonstige
Brutto	4.257	564	49	4.870	2.772	2.098
Erwartete Kreditausfälle	(53)	(56)	(30)	(139)	(36)	(104)
SUMME	4.204	508	19	4.731	2.736	1.995

	31. Dez. 2019
In Millionen Euro	Summe nach Art der Gegenpartei
Brutto	4.870
Erwartete Kreditausfälle	(139)
SUMME	4.731

	31. Dez. 2018
In Millionen Euro	Stufe 1: geringes Kreditrisiko	Stufe 2: erhöhtes Kreditrisiko	Stufe 3: wertgeminderte Vermögenswerte	Summe nach Risikostufe	Investment Grade ⁽¹⁾	Sonstige
Brutto	3.402	466	233	4.100	2.003	2.098
Erwartete Kreditausfälle	(91)		(227)	(319)	(86)	(233)
SUMME	3.311	466	5	3.781	1.917	1.865

	31. Dez. 2018
In Millionen Euro	Summe nach Art der Gegenpartei
Brutto	4.100
Erwartete Kreditausfälle	(319)
SUMME	3.781

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

17.2.2.2 Gegenparteirisiko aus Investitionstätigkeit und der Verwendung von derivativen Finanzinstrumenten

Der Gruppe erwächst ein Gegenparteirisiko aus Investitionen des Zahlungsmittelüberschusses und aus der Nutzung derivativer Finanzinstrumente.

Bei erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewerteten Finanzinstrumenten entsteht das Gegenparteirisiko bei Instrumenten mit einem positiven beizulegenden Zeitwert. Bei der Berechnung des beizulegenden Zeitwerts dieser derivativen Instrumente wird das Gegenparteirisiko berücksichtigt.

	31. Dez. 2019				31. Dez. 2018
In Millionen Euro	Summe	Investment Grade ⁽¹⁾	Nicht bewertet ⁽²⁾	Ohne Investment grade ⁽²⁾	Summe	Investment Grade ⁽¹⁾
Exposition	10.686	85,7%	4,7%	9,6%	9.634	85,0%

	31. Dez. 2018
In Millionen Euro	Nicht bewertet ⁽²⁾	Ohne Investment grade ⁽²⁾
Exposition	6,0%	8,0%

⁽¹⁾ Der Investment-Grade bezieht sich auf Gegenparteien, die von Standard & Poor's mindestens mit BBB- und von Moody's mit Baa3 eingestuft wurden.
⁽²⁾ Diese beiden Risiken betreffen am häufigsten konsolidierte Unternehmen mit nicht beherrschenden Beteiligungen oder Unternehmen der Gruppe, die in Schwellenländern tätig sind, in denen Zahlungsmittel nicht gepoolt werden können und daher lokal investiert werden.

Zudem ist am 31. Dezember 2019 Credit Agricole Corporate and Investment Bank (CACIB) mit 30 % der Zahlungsmittelüberschüsse die wichtigste Gegenpartei der Gruppe. Das bezieht sich vor allem auf ein Verwahrrisiko.

17.3 Liquiditätsrisiko

Im Kontext ihrer Geschäftstätigkeit ist die Gruppe dem Risiko ausgesetzt, unzureichend liquide zu sein, um ihre vertraglichen Verpflichtungen zu erfüllen. Ebenso wie die Risiken, die mit dem Management von Working-Capital-Bedarf (WCR) verbunden sind, erfordern bestimmte Marktaktivitäten einen Margenausgleich.

Die Gruppe hat einen vierteljährlich tagenden Ausschuss eingesetzt, dessen Aufgabe in der Steuerung und Überwachung des Liquiditätsrisikos für die gesamte Gruppe besteht, damit Investitionen und Finanzierungsquellen breit gestreut bleiben, in der Erarbeitung von Prognosen für Bareinlagen und für Veräußerungen von Beteiligungen und in der Durchführung von Stress-Tests für den Margenausgleich, auf die zurückgegriffen wird, wenn Commodity-, Zins- und Währungsderivate ausgehandelt werden.

Die Gruppe zentralisiert nahezu den gesamten Finanzierungsbedarf und Zahlungsmittelüberschüsse der von ihr beherrschten Unternehmen sowie den größten Teil ihres mittelfristigen und langfristigen externen Finanzierungsbedarfs. Die Zentralisierung erfolgt über Finanzierungs-Vehikel (lang- und kurzfristig) und durch spezielle Cash-Pooling-Vehikel der Gruppe in Frankreich, Belgien und Luxemburg.

Eine einheitliche Strategie regelt die von diesen Strukturen verwalteten Überschüsse. Ungepoolte Zahlungsmittelüberschüsse werden in Instrumente investiert, die man je nach Fall unter Berücksichtigung der lokalen Finanzmarkterfordernisse und der Finanzkraft der entsprechenden Gegenparteien auswählt.

Die seit 2008 anhaltende Finanzkrise und das daraus entstandene erhöhte Gegenparteirisiko veranlassten die Gruppe, ihre Investitionspolitik mit dem Ziel zu straffen, eine extrem hohe Liquidität vorzuhalten, das investierte Kapital zu schützen und täglich die Performance und Gegenparteirisiken für beide Investmentarten zu verfolgen, so dass die Gruppe nötigenfalls sofort auf Entwicklungen am Markt reagieren kann. Folglich waren 76 % der am 31. Dezember 2019 gepoolten Zahlungsmittel in täglich fällige Bankeinlagen und Standard-Geldmarktfonds mit täglicher Fälligkeit investiert.

Die Finanzpolitik der Gruppe basiert auf:

―	Zentralisierung der externen Finanzierung;
―	Diversifizierung der Finanzierungsquellen aus Kreditinstituten und Kapitalmärkten;
―	einem angestrebten ausgewogenen Profil der Schuldenrückzahlung.

Die Gruppe ist bestrebt, ihre Finanzierungsquellen dadurch zu diversifizieren, dass sie im Rahmen ihres Euro-Medium-Term-Notes-Programms öffentliche oder private Anleihen emittiert. In Frankreich und den Vereinigten Staaten emittiert sie auch marktfähige Commercial Paper. Da marktfähige Commercial Paper relativ kostengünstig und hochliquide sind, verwendet die Gruppe sie zyklisch oder strukturell, um ihren kurzfristigen Zahlungsmittelbedarf zu finanzieren. Doch bleibt die Refinanzierung aller im Umlauf befindlichen marktfähigen Commercial Paper durch bestätigte -hauptsächlich zentralisierte - Bankkreditlinien gesichert, so dass die Gruppe ihre Tätigkeit weiterhin finanzieren kann, sollte diese Finanzierungsquelle austrocknen. Diese Fazilitäten sind für den Umfang ihrer Geschäftstätigkeit und für den zeitlichen Anfall der vertraglich vereinbarten Schuldentilgung angemessen.

FINANZIERUNGS- UND LIQUIDITÄTSQUELLEN DIVERSIFIZIEREN

In Millionen Euro

⁽¹⁾ Nettobetrag marktfähiger Commercial Paper
⁽²⁾ Barmittel sind Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente, sonstige finanzielle Vermögenswerte, die von den Nettofinanzschulden abgezogen werden, abzüglich Kontokorrentkredite und Transaktionskonten, von denen 64 % in der Eurozone investiert waren.

Per 31. Dezember 2019 erfüllen alle Unternehmen der Gruppe mit konsolidierten Schulden die Zusicherungen und Erklärungen in ihrer Finanzdokumentation, mit Ausnahme einiger nicht maßgeblicher Unternehmen, für die Schritte zur Einhaltung umgesetzt werden. Keine dieser zentralisierten Fazilitäten enthält eine Verzugsklausel, die mit Zusicherungen oder Mindestbonitätsbewertungen verbunden ist.

17.3.1 Nicht abgezinste vertraglich vereinbarte Zahlungen für Finanzierungstätigkeiten

NICHT ABGEZINSTE VERTRAGLICH VEREINBARTE ZAHLUNGEN AUF AUSSTEHENDES FREMDKAPITAL UND SCHULDEN GLIEDERN SICH WIE FOLGT NACH FÄLLIGKEIT

Millionen Euro	2020	2021	2022	2023	2024	mehr als 5 Jahre
Anleiheemissionen	2.753	1.805	2.628	2.600	1.156	15.074
Bankdarlehen	1.063	465	694	368	233	2.469
Marktfähige Commercial Paper	3.233
Leasingverbindlichkeiten	491	446	311	245	218	1.075
Sonstiges Fremdkapital	33	19	155	6	6	41
Kontokorrentkredite und Transaktionskonten	247	-	-	-	-	-

Millionen Euro	Summe per 31. Dez. 2019	Summe per 31. Dez.2018
Anleiheemissionen	26.015	22.645
Bankdarlehen	5.292	4.620
Marktfähige Commercial Paper	3.233	2.894
Leasingverbindlichkeiten	2.512	380
Sonstiges Fremdkapital	261	191
Kontokorrentkredite und Transaktionskonten	247	464

Sonstige finanzielle Vermögenswerte und Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente, die von der Nettofinanzverschuldung abgezogen werden, haben eine Liquidität von weniger als 1 Jahr.

NICHT ABGEZINSTE VERTRAGLICH VEREINBARTE ZINSZAHLUNGEN AUF AUSSTEHENDES FREMDKAPITAL UND SCHULDEN GLIEDERN SICH WIE FOLGT NACH FÄLLIGKEIT

In Millionen Euro	2020	2021	2022	2023	2024	mehr als 5 Jahre
Nicht abgezinste vertragliche Zinsströme auf ausstehendes Fremdkapital und Schulden	1.023	798	703	613	508	6.227

In Millionen Euro	Summe per 31. Dez. 2019	Summe per 31. Dez. 2018
Nicht abgezinste vertragliche Zinsströme auf ausstehendes Fremdkapital und Schulden	9.872	9.335

NICHT ABGEZINSTE VERTRAGLICH VEREINBARTE ZAHLUNGEN AUF AUSSTEHENDE DERIVATE (OHNE COMMODITYINSTRUMENTE) GLIEDERN SICH WIE FOLGT NACH FÄLLIGKEIT

In Millionen Euro	2020	2021	2022	2023	2024	mehr als 5 Jahre
Derivate (ohne Commodity-Instrumente)	(215)	(136)	(124)	33	(11)	217

In Millionen Euro	Summe per 31. Dez. 2019	Summe per 31. Dez. 2018
Derivate (ohne Commodity-Instrumente)	(237)	(138)

Um die wirtschaftliche Substanz dieser Transaktionen besser zu verdeutlichen, beziehen sich Zahlungsströme, die mit den Derivaten verbunden sind, die bei Vermögenswerten und Verbindlichkeiten angesetzt und in der obigen Tabelle dargestellt sind, auf Nettopositionen.

NICHT IN ANSPRUCH GENOMMENE KREDITFAZILITÄTSPROGRAMME DER GRUPPE

In Millionen Euro	2020	2021	2022	2023	2024	mehr als 5 Jahre
Bestätigte, nicht beanspruchte Kreditfazilitätsprogramme	1.200	582	5.837	204	5.000	196

In Millionen Euro	Summe per 31. Dez. 2019	Summe per 31. Dez. 2018
Bestätigte, nicht beanspruchte Kreditfazilitätsprogramme	13.019	13.232

Von diesen nicht in Anspruch genommenen Programmen sind 3.233 Mio. € der Deckung von Commercial Paper-Emissionen zugeordnet.

Per 31. Dezember 2019 repräsentierte keine einzelne Gegenpartei mehr als 5 % der bestätigten, nicht abgerufenen Kreditlinien der Gruppe.

17.3.2 Nicht abgezinste vertraglich vereinbarte Zahlungen für Geschäftstätigkeit

Die folgende Tabelle ist eine Analyse nicht abgezinster beizulegender Zeitwerte, die für Commodity-Derivate fällig und einforderbar und am Berichtsstichtag bei den Vermögenswerten und Verbindlichkeiten in der Bilanz ausgewiesen sind.

Die Gruppe analysiert die restlichen vertraglich vereinbarten Fälligkeiten von Commodity-Derivaten im Rahmen ihres Portfolio-Managements. Bei derivativen Instrumenten für Handelsgeschäfte geht man davon aus, dass sie in weniger als einem Jahr liquide sind, sie erscheinen in der Bilanz bei den kurzfristigen Positionen.

In Millionen Euro	2020	2021	2022	2023	2024	mehr als 5 Jahre
Derivative Instrumente, passiviert
in Verbindung mit Portfolio-Management	(1.135)	(2.171)	(360)	(224)	(86)	(452)
in Verbindung mit Handelsgeschäften	(9.238)	-	-	-	-	-
Derivative Instrumente, aktiviert
in Verbindung mit Portfolio-Management	1.042	1.634	316	120	35	215
in Verbindung mit Handelsgeschäften	8.954	-	-	-	-	-
SUMME	(376)	(537)	(43)	(104)	(51)	(237)

In Millionen Euro	Summe per 31. Dez. 2019	Summe per 31. Dez. 2018
Derivative Instrumente, passiviert
in Verbindung mit Portfolio-Management	(4.428)	(2.114)
in Verbindung mit Handelsgeschäften	(9.238)	(10.579)
Derivative Instrumente, aktiviert
in Verbindung mit Portfolio-Management	3.363	2.080
in Verbindung mit Handelsgeschäften	8.954	9.952
SUMME	(1.349)	(661)

17.3.3 Zusicherungen im Zusammenhang mit Commodity-Kauf- und -verkaufsverträgen, die im Zuge der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit geschlossen wurden

Einige operativ tätige Unternehmen der Gruppe schlossen langfristige Verträge ab, von denen manche Klauseln mit unbedingter Abnahmeverpflichtung enthalten. Sie bestehen in festen Zusicherungen, bestimmte Mengen von Gas, Strom bzw. Dampf und zugehörige Dienstleistungen zu kaufen oder zu verkaufen im Austausch für die feste Zusicherung der anderen Partei, besagte Mengen und Dienstleistungen zu liefern oder zu kaufen. Diese Verträge sind dahingehend dokumentiert, dass sie nicht unter IFRS 9 fallen. Die folgende Tabelle zeigt die wichtigsten künftigen Zusicherungen aus Kontrakten, die Sonstige (BU GEM) und Lateinamerika eingegangen sind (in TWh):

In TWh	2020	2021 und 2024	mehr als 5 Jahre	Summe per 31. Dez. 2019	Summe per 31. Dez. 2018
Feste Käufe	(370)	(910)	(1.218)	(2.498)	(3.070)
Feste Verkäufe	480	613	480	1.573	1.329

ANHANG 18 Eigenkapital

18.1 Aktienkapital

	Anzahl Aktien			Wert (in Millionen Euro)
	Summe	Eigene Anteile	Im Umlauf befindlich	Aktienkapital	Kapitalrücklage	Eigene Anteile
PER 31. DEZEMBER 2018	2.435.285.011	(23.891.170)	2.411.393.841	2.435	32.565	(460)
Dividendenauszahlung in bar	-	-	-	-	(1.096)	-
Kauf/Veräußerung eigener Anteile		1.737.451	1.737.451			29
Ausgabe eigener Aktien (Bonus)
Neubewertung						128
PER 31. DEZEMBER 2019	2.435.285.011	(22.153.719)	2.413.131.292	2.435	31.470	(303)

Die Änderung der Anzahl von Aktien 2019 geht allein auf die Veräußerung von 1,7 Millionen eigener Anteile als Teil der Bonusaktienpläne zurück.

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

Seit 2017 hat die Gruppe keinen Aktienbezugsplan mehr.

Aktien, die Performance Share-Programmen zugeordnet werden wie in Anhang 21 "Anteilsbasierte Vergütungen" beschrieben, sind durch vorhandene Aktien der ENGIE SA gedeckt.

18.1.2 Eigene Anteile

Bilanzierungsstandards

Eigene Anteile werden zu Anschaffungskosten erfasst und vom Eigenkapital abgezogen. Gewinne und Verluste aus Veräußerungen eigener Anteile werden direkt im Eigenkapital verbucht und wirken sich daher nicht auf den Ertrag für die Periode aus.

Die Gruppe hat ein Aktienrückkaufprogramm, zu dem die Ordentliche und Außerordentliche Hauptversammlung am 17. Mai 2019 den Aufsichtsrat ermächtigt hat. Das Programm sieht den Rückkauf von bis zu 10 % der Aktien vor, die das Stammkapital der ENGIE SA am Tag dieser Hauptversammlung bilden. Der aggregierte Betrag der Käufe, abzüglich der Aufwendungen, aus dem Programm darf 7,3 Mrd. € nicht überschreiten, und der Kaufpreis muss unter 30 € pro Aktie ohne Erwerbskosten liegen.

Am 31. Dezember 2019 hielt die Gruppe 22,2 Millionen eigener Anteile. Bislang wurden 20,4 Millionen Aktien bereitgestellt, um die Aktienverpflichtungen der Gruppe gegenüber Mitarbeitern und Führungskräften zu decken.

Die mit einem Anbieter von Investmentdienstleistungen geschlossene Liquiditätsvereinbarung überträgt diesem die Aufgabe, das Tagesgeschäft auf dem Markt zu betreiben, indem er Aktien von ENGIE SA kauft oder verkauft, um für Liquidität und einen aktiven Markt für die Aktien an den Börsen in Paris und Brüssel zu sorgen. Bis heute beliefen sich die Mittel für die Umsetzung dieser Vereinbarung auf 150 Mio. €.

18.2 Sonstige Angaben zu Kapitalrücklage, konsolidierten Reserven und der Emission tief nachrangiger, ewig laufender Anleihen (Konzernanteil)

Die Gesamthöhe der Kapitalrücklage, der konsolidierten Reserven und der Emission tief nachrangiger, ewig laufender Anleihen (einschließlich Jahresüberschuss im Geschäftsjahr) belief sich am 31. Dezember 2019 auf 34.014 Mio. €, einschließlich 31.470 Mio. € Kapitalrücklage.

Die konsolidierten Rücklagen umfassen den kumulierten Ertrag der Gruppe, die gesetzlichen und satzungsmäßigen Rücklagen der ENGIE SA, kumulierte versicherungsmathematische Gewinne und Verluste vor Steuern und die Änderung des beizulegenden Zeitwerts von Eigenkapitalinstrumenten mit Erfassung der Wertänderung im OCI.

Die französische Gesetzgebung sieht vor, dass 5 % des Jahresüberschusses französischer Unternehmen auf die gesetzliche Rücklage allokiert werden müssen, bis sie 10 % des Gesellschaftskapitals erreicht. Diese Rücklage darf nur im Falle der Liquidation an die Aktionäre verteilt werden. Die gesetzliche Reserve der ENGIE SA beträgt 244 Mio. €.

18.2.1 Emission tief nachrangiger, ewig laufender Anleihen

Am 28. Januar 2019 nahm ENGIE SA eine vorzeitige Refinanzierung tief nachrangiger, ewig laufender Anleihen vor. Das hieß:

―

eine Emission grüner tief nachrangiger, ewig laufender Anleihen für 1 Mrd. € mit einem angebotenen Kupon von 3,25 % und einer Option zur jährlichen Auszahlung ab Februar 2025, die mit einem Nettobetrag von 983 Mio. € im Eigenkapital bilanziert ist;

―

Ankündigung eines Vorschlags für eine vorzeitige Teilauszahlung für die Tranche von 1 Mrd. € (Kupon 3 %) in Höhe eines Gesamtbetrags von 839 Mio. €. Die erste Auszahlungsoption für diese Hybrid-Schulden war für Juni 2019 geplant. Für den Restbetrag von 161 Mio. € führte die Gruppe einen Squeeze-out durch, denn sie zahlte über 80 % dieser Hybrid-Schulden zurück. ENGIE SA zahlte den Restbetrag am 12. März 2019 aus.

Am 8. Juli 2019 nahm die ENGIE SA eine zweite vorzeitige Refinanzierung tief nachrangiger, ewig laufender Anleihen vor. Das hieß:

―	eine Emission grüner tief nachrangiger, ewig laufender Anleihen für 500 Mio. € mit einem angebotenen Kupon von 1,625 % und einer Option zur jährlichen Auszahlung ab Juli 2025, die mit einem Nettobetrag von 495 Mio. € im Eigenkapital bilanziert ist;
―	Ankündigung eines Vorschlags für eine vorzeitige Teilauszahlung von 750 Mio. € (Kupon von 4,75 %) in Höhe von insgesamt 337 Mio. €. Die erste Auszahlungsoption für diese Hybrid-Schulden war für Juli 2021 geplant.

Gemäß den Festlegungen in IAS 32 - Finanzinstrumente - Darstellung wurden diese neuen Instrumente wegen ihrer Merkmale mit insgesamt 1.478 Mio. € im Konzernabschluss der Gruppe im Eigenkapital bilanziert.

Am 31. Dezember 2019 hatten die tief nachrangigen Anleihen einen Nennwert von 3.913 Mio. €.

2019 zahlte die Gruppe den Inhabern dieser Anleihen 150 Mio. €, einschließlich 108 Mio. € für Kupons und 42 Mio. € als Vorfälligkeitsentschädigung. Dieser Betrag ist im Konzernabschluss der Gruppe als Abzug vom Eigenkapital bilanziert. Die entsprechende Steuerersparnis ist in der Gewinn- und Verlustrechnung ausgewiesen.

18.2.2 Ausschüttungsfähigkeit von ENGIE SA

Die Ausschüttungsfähigkeit der ENGIE SA betrug am 31. Dezember 2019 insgesamt 31.290 Mio. € (gegenüber 33.320 Mio. € am 31. Dezember 2018) nach Abzug der am 23. Mai 2018 gezahlten Zwischendividende von insgesamt 1.833 Mio. €, einschließlich einer Kapitalrücklage von 31.470 Mio. €.

18.2.3 Dividenden

Die folgende Tabelle zeigt die Dividenden und Zwischendividenden, die ENGIE SA 2018 und 2019 gezahlt hat.

	Ausgeschütteter Betrag (in Millionen Euro)	Nettodividende je Aktie (in Euro)
Für 2018
Zwischendividende (gezahlt am 12. Oktober 2018)	892	0,37
Restliche Dividende für 2018 (gezahlt am 23. Mai 2019)	917	0,38
Außerordentliche Dividende für 2018 (gezahlt am 23. Mai 2019)	893	0,37
Restliche zusätzliche Dividende für 2018 (gezahlt am 23. Mai 2019)	24	0,11
Für 2019
Zwischendividende	-	-

Die Hauptversammlung vom 17. Mai 2019 genehmigte die Ausschüttung einer Gesamtdividende von 1,12 € je Aktie für 2018. Im Einklang mit Artikel 26.2 der Satzung wurde für Namensaktien, die am 31. Dezember 2018 mindestens zwei Jahre lang auf den Namen des Inhabers registriert waren, eine um 10 % höhere Dividende (0,11 € je Aktie) gezahlt, sofern sie derselbe Aktionär bis zum Auszahlungstag in dieser Form hält. Diese Erhöhung um 10 % gilt je Aktionär nur für die Zahl von Aktien, die höchstens 0,5 % des Kapitals ausmachen.

Eine Zwischendividende von 0,37 € je Aktie wurde am 12. Oktober 2018 gezahlt, das waren 892 Mio. €. ENGIE SA beglich die restliche Dividende von 0,75 € je Aktie am 23. Mai 2019 bar mit einem Betrag von 1.810 Mio. € für Aktien mit einer ordentlichen Dividende sowie die restlichen 0,86 € je Aktie für Aktien mit der Bonusdividende mit einem Betrag von 24 Mio. €. Die Gesamtdividende belief sich somit auf 1.833 Mio. €.

Für 2019 vorgeschlagene Dividende

Die Aktionäre, die auf der Hauptversammlung den Konzernabschluss der ENGIE Gruppe für das am 31. Dezember 2019 beendete Jahr genehmigen sollen, werden aufgefordert, einer Dividende von 0,80 € je Aktie zuzustimmen. Das ist eine Gesamtauszahlung von 1.931 Mio. €, ausgehend von der Zahl der am 31. Dezember 2019 in Umlauf befindlichen Aktien. Sie wird für alle Aktien um 10 % erhöht, die am 31. Dezember 2019 mindestens zwei Jahre und bis zur Dividendenzahlung für 2019 gehalten wurden. Ausgehend von der Zahl der am 31. Dezember 2019 in Umlauf befindlichen Aktien hat diese Erhöhung einen Wert von 17 Mio. €.

Vorbehaltlich der Zustimmung durch die Hauptversammlung am 14. Mai 2020 wird diese Dividende, abzüglich der gezahlten Zwischendividende, am 18. Mai 2020 abgetrennt und am 20. Mai 2020 gezahlt. Sie wird im Jahresabschluss per 31. Dezember 2019 nicht als Verbindlichkeit angesetzt, da der Jahresabschluss per Ende 2019 vor der Gewinnausschüttung vorgelegt wird.

18.3 Im Eigenkapital (Konzernanteil) angesetzte Gesamtgewinne und -verluste

Alle Posten der folgenden Tabelle entsprechen kumulierten Gewinnen und Verlusten (Konzernanteil) am 31. Dezember 2019 und 31. Dezember 2018, die in späteren Perioden in den Ertrag recycelt werden können.

In Millionen Euro	31. Dez. 2019	31. Dez. 2018
Schuldinstrumente	76	28
Sicherungen von Nettoinvestitionen	(284)	(313)
Cashflow-Sicherungen (ohne Commodity-Instrumente)	(958)	(725)
Cashflow-Sicherungen für Commodities	(837)	(30)
Latente Steuern auf die obigen Posten	505	244
Anteil der Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, an umgliederbaren Posten, nach Steuern	(462)	(223)
SUMME DER RECYCELBAREN POSTEN VOR UMRECHNUNGSDIFFERENZEN	(1.961)	(1.019)
Umrechnungsdifferenzen	(1.098)	(1.130)
SUMME RECYCELBARER POSTEN	(3.060)	(2.149)

18.4 Kapitalmanagement

ENGIE SA ist ständig bestrebt, die Finanzstruktur zu optimieren, um ein optimales Gleichgewicht zwischen der Nettofinanzverschuldung und dem EBITDA zu erreichen. Wichtigstes Ziel der Gruppe beim Management ihrer Finanzstruktur ist, den Wert für Aktionäre zu maximieren, die Kapitalkosten zu verringern und genügend finanzielle Flexibilität für die Gruppe zu sichern, die sie für die Fortführung ihrer Expansion benötigt. Die Gruppe organisiert ihre Finanzstruktur nach den vorherrschenden wirtschaftlichen Bedingungen und nimmt erforderliche Anpassungen vor. In diesem Kontext kann sie sich dafür entscheiden, die Höhe der an die Aktionäre gezahlten Dividenden anzupassen, einen Teil des Kapitals auszuzahlen, Aktien zurückzukaufen (vgl. Anhang 18.1.2.Eigene Anteile"), neue Aktien zu emittieren, Programme zur anteilsbasierten Vergütung aufzulegen, ihr Investitionsbudget neu zu bemessen oder Vermögenswerte zu verkaufen, um ihre Nettoverschuldung herabzusetzen.

Strategie der Gruppe ist, bei den Rating-Agenturen ein A-Rating zu wahren. Dazu gestaltet sie ihre Finanzstruktur mit Blick auf die Indikatoren, die diese Agenturen für gewöhnlich überwachen, nämlich das Geschäftsprofil der Gruppe, ihre Finanzpolitik und eine Reihe finanzwirtschaftlicher Kennzahlen. Eine der gebräuchlichsten Kennzahlen ist die, bei der der Netto-Cashflow aus der betrieblichen Tätigkeit, abzüglich des Nettofinanzaufwands und gezahlter Steuern, im Zähler steht und die angepasste Nettofinanzverschuldung im Nenner. Die Nettofinanzverschuldung wird hauptsächlich um Kernenergierückstellungen, Rückstellungen für nicht finanzierte Pensionspläne und Verpflichtungen aus dem Operating-Leasing angepasst.

Die Zielsetzungen, die Strategie und die Verfahren für das Kapitalmanagement der Gruppe haben sich in den letzten Jahren nicht geändert.

ENGIE SA muss außer den gesetzlich vorgeschriebenen keine Mindestkapitalanforderungen erfüllen.

ANHANG 19 Rückstellungen

Bilanzierungsstandards

Allgemeine Grundsätze zum Ansatz einer Rückstellung

Die Gruppe setzt eine Rückstellung an, wenn eine gegenwärtige Verpflichtung (gesetzlich oder faktisch) gegenüber Dritten aufgrund eines vergangenen Ereignisses besteht, das wahrscheinlich zu einem Abfluss von Ressourcen führt, um die Verpflichtung ohne entsprechende Gegenleistung zu erfüllen.

Eine Rückstellung für Restrukturierungskosten wird ausgewiesen, wenn die allgemeinen Kriterien für das Bilden einer Rückstellung erfüllt sind, d. h. wenn die Gruppe einen detaillierten förmlichen Plan für die Restrukturierung hat und begründete Erwartungen bei den Betroffenen auslöst, dass sie die Restrukturierung durchführt, indem sie den Plan umzusetzen beginnt, oder sie die Betroffenen über seine Hauptzüge informiert.

Rückstellungen mit einer Fälligkeit von mehr als 12 Monaten werden abgezinst, wenn der Abzinsungseffekt wesentlich ist. Die wichtigsten langfristigen Rückstellungen der Gruppe sind für die Back-End-Kosten des Kernbrennstoffkreislaufs, für den Abbruch von Anlagen und für die Kosten der Flächensanierung. Die angewandten Abzinsungen spiegeln die geltenden Marktbewertungen des Zeitwerts des Geldes und die Risiken für die spezielle Verbindlichkeit wider. Aufwendungen für die Aufzinsung der Rückstellung werden im sonstigen Finanzergebnis erfasst.

Schätzungen von Rückstellungen

Faktoren, die die Höhe von Rückstellungen maßgeblich beeinflussen, insbesondere, aber nicht nur die für die Back-End-Kosten des Brennelementekreislaufs und den Abbruch von Kernkraftwerken und von Gasinfrastruktureinrichtungen in Frankreich, beinhalten:

―	Kostenschätzungen (vor allem das gewählte Szenario für den Umgang mit abgebrannten Brennelementen) (vgl. Anhang 19.2);
―	den zeitlichen Anfall von Ausgaben (vor allem für die Stromerzeugung in Kernkraftwerken, den Zeitplan für die Wiederaufarbeitung abgebrannter Brennelemente und für den Abbruch der Anlagen sowie den Zeitplan zum Ausstieg aus dem Gasgeschäft für die wichtigsten Gasinfrastrukturgeschäfte in Frankreich) (vgl. Anhänge 19.2 und 19.3) und
―	den auf Zahlungsströme angewandten Abzinsungssatz.

Diese Faktoren beruhen auf Informationen und Schätzungen, die die Gruppe heute als die zutreffendsten ansieht.

Änderungen bestimmter Faktoren könnten eine erhebliche Berichtigung dieser Rückstellungen nach sich ziehen.

In Millionen Euro	Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstige langfristige Leistungen	Back-End-Kosten des Kernbrennstoffkreislaufs	Abbruch von Anlagen und Maschinen ⁽²⁾ und Flächensanierung	Sonstige Eventualpositionen	Summe
PER 31. DEZEMBER 2018 ⁽¹⁾	6.371	6.170	6.303	2.969	21.813
IFRS 16 und IFRIC 23 (vgl. Anhang 1)	-	-	-	(301)	(301)
Per 1. Januar 2019 mit IFRS 16 und IFRIC 23	6.371	6.170	6.303	2.667	21.512
Zugänge	285	1.362	72	467	2.187
Verwendungen	(331)	(164)	(150)	(677)	(1.322)
Auflösungen	(1)	-	(1)	(47)	(48)
Änderungen des Konsolidierungskreises	(41)	-	(73)	60	(54)
Auswirkung von Aufzinsungsanpassungen	123	220	213	24	580
Umrechnungsdifferenzen	-	-	5	2	6
Sonstige	1.075	23	1.196	(40)	2.254
PER 31. DEZEMBER 2019	7.481	7.611	7.566	2.458	25.115
Langfristig	7.346	7.487	7.550	433	22.817
Kurzfristig	135	123	15	2.024	2.298

⁽¹⁾ Die per 31. Dezember 2018 veröffentlichten Daten wurden aufgrund der Übergangsmethode, die für die Anwendung von IFRS 16 und IFRIC 23 benutzt wurde, nicht neu berechnet (vgl. Anhang 1 .Bilanzierungsrahmen und Grundlage für die Vorbereitung des Konzernabschlusses").
⁽²⁾ Davon 6.573 Mio. € als Rückstellungen für den Abbruch von kerntechnischen Anlagen, verglichen mit 5.337 Mio. € per 31. Dezember 2018.

Der Beitrag von Aufzinsungsanpassungen für Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstige langfristige Leistungen bezieht sich auf den Zinsaufwand für die Leistungsverpflichtung, abzüglich des Zinsertrags auf Planvermögen.

Die Zeile "Sonstige" umfasst vor allem versicherungsmathematische Gewinne und Verluste aus Leistungsverpflichtungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses 2019 im "Sonstigen Gesamtergebnis" sowie Rückstellungen für den Abbruch von Vermögenswerten oder die Flächensanierung.

Zugänge, Verwendungen, Auflösungen und der Effekt von Aufzinsungsanpassungen werden in der Konzerngewinn- und -verlustrechnung wie folgt dargestellt:

In Millionen Euro	31. Dez.2019
Ergebnis der betrieblichen Tätigkeit	(823)
Sonstiges Finanzergebnis	(573)
SUMME	(1.397)

Die verschiedenen Arten von Rückstellungen und die Berechnungsgrundsätze werden nachstehend beschrieben.

19.1 Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstige langfristige Leistungen

Vgl. Anhang 20 "Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstige langfristige Leistungen".

19.2 Verpflichtungen im Zusammenhang mit der Stromerzeugung aus Kernenergie

Im Rahmen ihrer Stromerzeugung aus Kernenergie hat die Gruppe Verpflichtungen für das Management des Back-Ends des Kernbrennstoffkreislaufs und des Abbruchs von kerntechnischen Anlagen.

19.2.1 Rechtlicher Rahmen

Das belgische Gesetz vom 11. April 2003 übertrug der Konzerntochter Synatom die Verantwortung für das Management von Rückstellungen für die Abbruchkosten von Kernkraftwerken und für den Umgang mit abgebrannten Brennelementen aus diesen Anlagen. Aufgabe der Kommission für Kernenergierückstellungen (CNP), die im Nachgang zu dem genannten Gesetz entstand, ist die Kontrolle des Verfahrens zur Berechnung und Verwaltung dieser Rückstellungen.

Damit die Kommission für Kernenergierückstellungen in ihrer Arbeit dem genannten Gesetz gerecht werden kann, legt Synatom alle drei Jahre einen Bericht vor, aus dem die wichtigsten Inputfaktoren zur Bewertung dieser Rückstellungen hervorgehen. Kommt es zwischen den Dreijahresberichten zu Veränderungen, die sich wesentlich auf die benutzten finanziellen Inputfaktoren auswirken könnten, d. h. auf das Industrie-Szenarium, geschätzte Kosten und Zeitplan, kann die Kommission ihre Auffassung überdenken.

Am 12. September 2019 legte Synatom der Kommission den Dreijahresbericht vor. Die Kommission nahm dazu am 12. Dezember 2019 Stellung und stützte sich auf das Gutachten der ONDRAF, der belgischen Nationalen Einrichtung für radioaktiven Abfall und angereicherte Spaltprodukte. Die Feststellungen der CNP berücksichtigen:

―	die Auswirkung des neuen Referenzszenarios auf den langfristigen Umgang mit radioaktivem Abfall der Klassen B und C (mittel- und hochradioaktiv) in Belgien, das mit ONDRAF im Juni 2018 vereinbart wurde und auf einen Bruttobetrag von 10,7 Mrd. € geschätzt wird;
―	die Empfehlungen von ONDRAF, verschiedene sichere oder wahrscheinliche Kosten aufzunehmen;
―	das Szenario, das aufgrund der Branchenerfahrung und insbesondere des fortlaufenden Abbruchs in Deutschland vor der Stilllegung und dem Abbruch von Kernkraftwerken erstellt wurde;
―	die Kalkulation der Gelder mit niedrigeren Abzinsungssätzen, um eine vorsichtige Schätzung der heute erforderlichen Rückstellungen zu erhalten, die Ausgaben abdecken sollen, die in einigen Fällen erst in mehr als 70 Jahren anfallen werden.

Die Entscheidung der CNP sieht eine Senkung der Abzinsungssätze vor, um das jetzige Niedrigzinsniveau abzubilden. Das bedeutet, dass Besitzer belgischer Kernkraftwerke von nun an größere Beträge vorsehen müssen. Per 31. Dezember 2018 auf 3,50 % festgesetzte Abzinsungssätze wurden per 31. Dezember 2019 auf 2,5 % für den Abbruch herabgesetzt, für den die Ausgaben ab nächstem Jahr beginnen, und auf 3,25 % für abgebrannte Brennelemente, für die die Ausgaben im Laufe der kommenden Jahrzehnte anfallen.

Insgesamt führten die Stellungnahme der Kommission für Kernenergierückstellungen und die Verpflichtungen aus Projekten zur Entsorgung radioaktiver Abfälle zu einer Erhöhung der Kernenergierückstellungen der ENGIE Gruppe um 2,1 Mrd. € zusätzlich zu der jährlich wiederkehrenden Aufzinsungsbelastung und Rückstellungen für zusätzliche Brennstoffmengen, die im Laufe des Jahres verbraucht werden.

Die von der Gruppe angesetzten Rückstellungen wurden unter Berücksichtigung des geltenden vertraglichen und rechtlichen Rahmens bewertet, der die Betriebsdauer des Reaktors Tihange 1 und der Reaktoren Doel 1 und 2 mit 50 Jahren und die der anderen Reaktoren mit 40 Jahren festlegt.

Die gebildeten Rückstellungen berücksichtigen alle bestehenden oder geplanten rechtlichen Anforderungen an den Umweltschutz auf europäischer, nationaler und regionaler Ebene. Würden künftig neue Gesetze verabschiedet, könnten sich die Kostenschätzungen, die als Berechnungsgrundlage dienen, ändern. Die Gruppe hat jedoch keine Kenntnis von geplanten Gesetzen auf diesem Gebiet, die die Höhe der Rückstellungen wesentlich beeinflussen könnten.

Die geschätzten Rückstellungsbeträge enthalten Margen für Eventualfälle und sonstige Risiken, die in Verbindung mit dem Management des Abbruchs und dem der abgebrannten Brennelemente entstehen können. Die Margen für Eventualfälle im Zusammenhang mit der Abfallentsorgung werden von der ONDRAF festgesetzt und sind in ihren Gebühren enthalten. Die Gruppe schätzt auch angemessene Margen für jede Kostenkategorie.

Nach ihren Erkenntnissen ist die Gruppe der Auffassung, dass die von der Kommission genehmigten Rückstellungen alle derzeit verfügbaren Informationen zum Umgang mit unvorhergesehenen Ausgaben und sonstigen Risiken im Zusammenhang mit Prozessen wie dem Abbruch von Kernenergieanlagen und dem Management abgebrannter Brennelemente berücksichtigen.

19.2.2 Rückstellungen für Back-End-Kosten des Kernbrennstoffkreislaufs

Bilanzierungsstandards

Allokationen auf Rückstellungen für das Back-End des Kernbrennstoffkreislaufs werden nach den Durchschnittskosten für die Mengen berechnet, deren Verbrauch bis zum Ende der Betriebsdauer der Anlagen erwartet wird, angewendet auf die am Bilanzstichtag verbrauchten Mengen. Eine jährliche Allokation wird auch für die Aufzinsung von Rückstellungen angesetzt.

Werden abgebrannte Brennelemente aus einem Reaktor entfernt und zeitweilig vor Ort gelagert, ist eine Konditionierung und möglicherweise Wiederaufbereitung erforderlich, um die aktivsten Radionuklide abzuscheiden, bevor sie in ein Langzeitlager verbracht werden.

Am 9. Februar 2018 schlug die ONDRAF vor, dass die unterirdische Lagerung als nationale Politik für den Umgang mit hochradioaktivem bzw. langlebigem radioaktivem Abfall zu übernehmen sei. Wenn die Bundesagentur für Nuklearkontrolle (Agence Federate de Contröle Nucleaire - AFCN) ihre Stellungnahme abgegeben hat, muss die belgische Regierung dem Vorschlag zustimmen.

Zusätzlich geht ENGIE davon aus, dass das von der Kommission für Kernenergierückstellungen angenommene "gemischte" Szenario weiterhin gilt, wonach Brennelemente, die die aktivsten Radionuklide enthalten, wiederaufbereitet werden und der Rest direkt ohne Wiederaufbereitung entsorgt wird.

Die Rückstellungen der Gruppe für die Wiederaufbereitung und Lagerung von Brennelementen decken alle Kosten in Verbindung mit dem "gemischten" Szenario, einschließlich Lagerung vor Ort, Abtransport, Wiederaufbereitung, Konditionierung, Lagerung und unterirdische Entsorgung. Sie sind auf der Grundlage folgender Prinzipien und Inputfaktoren berechnet:

―	die Kosten für die Lagerung umfassen in erster Linie die für Bau und Betrieb zusätzlicher Trockenlager und das Betreiben bestehender Anlagen wie auch die Kosten für den Ankauf von Behältern;
―	ein Teil der abgebrannten radioaktiven Brennelemente wird zur Wiederaufbereitung gebracht. Das dabei gewonnene Plutonium und Uran werden an Dritte verkauft;
―	abgebrannte und nicht wiederaufbereitete radioaktive Brennelemente müssen konditioniert werden. Dazu sind Konditionierungsanlagen nach den von der ONDRAF genehmigten Kriterien zu errichten. Die Empfehlungen der ONDRAF hinsichtlich der Kosten dieser Anlagen wurden vollständig berücksichtigt;
―	die ONDRAF übernimmt die Rückstände der Wiederaufbereitung und die konditionierten abgebrannten Brennelemente. Die Kosten für das Verbringen von Brennelementen in unterirdische Lagerstätten werden von der ONDRAF geschätzt und bewertet. Dabei geht sie nicht von der Höhe der Gebühren aus, die sie 2018 auf der Grundlage von Gesamtkosten der Deponie von 8,0 Mrd. €2017 angesetzt hat, sondern sie wendet einen "virtuellen aufsichtsrechtlichen Tarif' an, den die ONDRAF auf Verlangen der Kommission für Kernenergierückstellungen bestimmt hat, ausgehend von Gesamtkosten für eine Deponie von 10,7 Mrd. €2017, unter Ausschluss potenzieller Optimierungsbereiche, die zu bewerten wären. Die geschätzten Kosten einer vorläufigen AFCN-Empfehlung für eine zusätzliche Bohrung wurden aufgrund von Empfehlungen der ONDRAF ebenfalls aufgenommen.
―	die langfristige Verpflichtung berechnet sich nach den geschätzten internen und externen Kosten, die nach Angeboten Dritter bewertet werden;
―	das neue Referenzszenario beinhaltet das aktualisierte Szenario der ONDRAF, das sich im Vergleich zu dem Szenario von 2016 um etwa 30 Jahre verschiebt. Danach beginnt die unterirdische Lagerung etwa 2070 und endet etwa 2135. Die Zwischenlagerung für Wiederaufbereitung und Konditionierung verzögert sich entsprechend;
―	der angewandte Abzinsungssatz ist auf 3,25 % gesenkt. Er berücksichtigt (i) eine Trendanalyse der langfristigen Referenzzinssätze und ihrer historischen und prognostizierten Mittelwerte, (ii) die längere Dauer der Verbindlichkeiten ausgehend von dem neuen ONDRAF-Szenario und (iii) die Zusicherungen hinsichtlich der Finanzierung der Rückstellungen, die Electrabel Synatom gegeben hat (vgl. Anhang 16.1.4 .Finanzielle Vermögenswerte, die bereitgestellt werden, um die künftigen Kosten für den Abbruch von kerntechnischen Anlagen und die Verwaltung von spaltbarem radioaktivem Material zu decken");
―	die Annahme einer Inflationsrate von 2,0 % (gegenwärtig 1,25 %).

Die künftig tatsächlich anfallenden Kosten können hinsichtlich ihrer Art und des zeitlichen Anfalls von Zahlungen von den Schätzungen abweichen. In ihrer Stellungnahme für die Kommission für Kernenergierückstellungen wies die ONDRAF auf die Ungewissheit mancher Kosten hin, die im Prinzip durch die Margen für Eventualfälle gedeckt sind, zu denen die Kommission aber ab 2020 einen Arbeitsplan auch für weitere Analysen erstellen will. Die Rückstellungen können später je nach Änderungen der genannten Inputfaktoren und der damit verbundenen Kostenschätzungen angepasst werden. Der gegenwärtige rechtliche Rahmen in Belgien gestattet keine teilweise Wiederaufbereitung und hat auch die Zusage zu einer unterirdischen Lagerstätte als Politik für den Umgang mit mittel- und hochradioaktivem Abfall noch nicht bestätigt.

Im Hinblick auf ein Szenario der teilweisen Wiederaufbereitung wurden nach Annahme eines Beschlusses der Abgeordnetenkammer 1993 die Verträge über die Wiederaufbereitung, die nicht bereits begonnen hatten, ausgesetzt und 1998 gekündigt. Das akzeptierte Szenario beruht auf der Annahme, dass die belgische Regierung Synatom gestattet, abgebrannte Brennelemente wiederaufzubereiten, und dass sich Belgien und Frankreich dahingehend einigen, dass Orano (früher: Areva) die Verantwortung für diese Wiederaufbereitung übertragen wird. Ein Szenario, das die direkte Abfallentsorgung ohne Wiederaufbereitung annimmt, würde die Rückstellung im Vergleich zu einer Rückstellung für das "gemischte" Szenario verringern, wie es derzeit von der Kommission für Kernenergierückstellungen benutzt wird und genehmigt ist.

Die belgische Regierung hat noch keinen Beschluss dazu gefasst, ob der Abfall in eine unterirdische Lagerstätte oder in ein Langzeitlager verbracht werden soll. Am 27. November 2019 sandte die Europäische Kommission eine begründete Stellungnahme nach Belgien wegen des Verstoßes gegen eine Verpflichtung gemäß Artikel 258 des Vertrags über die Arbeitsweise der Europäischen Union mit der Begründung, dass Belgien noch kein nationales Programm für den Umgang mit radioaktivem Abfall verabschiedet hat, das den verschiedenen Erfordernissen in der Richtlinie über den Umgang mit abgebrannten Brennelementen und radioaktiven Abfällen Rechnung trägt (Richtlinie des Rates 2011/70/Euratom). In diesem Stadium gibt es daher nur ein nationales Programm für die sichere Lagerung abgebrannter Brennelemente, die auf die Wiederaufbereitung oder eine Langzeitlagerung warten. Das von der Kommission für Kernenergierückstellungen übernommene Szenario basiert auf der Annahme, dass der Abfall in eine unterirdische Lagerstätte an einem noch zu findenden und zu klassifizierenden Ort in Belgien verbracht wird.

Empfindlichkeit

Rückstellungen für die Back-End-Kosten des Kernbrennstoffkreislaufs bleiben empfindlich für Annahmen in Bezug auf Kosten, zeitlichen Anfall von Arbeiten und Ausgaben wie auch auf Abzinsungssätze:

―	eine 10%ige Erhöhung der Gebühren von ONDRAF über den virtuellen aufsichtsrechtlichen Tarif hinaus, den die Kommission für Kernenergierückstellungen für die Entsorgung von hochradioaktivem bzw. langlebigem Abfall verlangt, würde bei unverändertem Spielraum für unvorhergesehene Ausgaben zu höheren Rückstellungen von etwa 170 Mio. € führen;
―	um fünf Jahre vorgezogene Ausgaben der ONDRAF für vorübergehende Lagerung, Konditionierung und Langzeitlagerung von hochradioaktivem bzw. langlebigem radioaktivem Abfall würden zu höheren Rückstellungen von etwa 165 Mio. € führen. Eine Verzögerung im Zahlungsplan für diese verschiedenen Ausgaben um fünf Jahre hätte eine Senkung von weniger als 165 Mio. € zur Folge;
―	eine Änderung des angewandten Abzinsungssatzes um 10 Basispunkte könnte zu einer Berichtigung der Rückstellungen für Back-End-Kosten des Kernbrennstoffkreislaufs von etwa 250 Mio. € führen. Eine Senkung der Abzinsungssätze würde zu einer Zunahme ausstehender Rückstellungen führen, während eine Erhöhung der Abzinsungssätze den Rückstellungsbetrag verringern würde.

Diese Empfindlichkeiten sind eine rein finanzielle Kalkulation und daher angesichts der Vielzahl sonstiger Inputfaktoren -einige davon können interdependent sein -bei der Evaluierung mit Vorsicht zu interpretieren.

19.2.3 Rückstellungen für den Abbruch kerntechnischer Anlagen

Bilanzierungsstandards

Eine Rückstellung wird erfasst, wenn die Gruppe eine gegenwärtige gesetzliche oder faktische Verpflichtung hat, Anlagen abzubauen oder Flächen zu sanieren. Der Barwert der Verpflichtung zum Zeitpunkt der Inbetriebnahme stellt den Anfangsbetrag der Rückstellung für den Abbruch dar, wobei auf der anderen Seite ein Vermögenswert in gleicher Höhe steht, der in den Buchwert der entsprechenden Anlagen einfließt. Dieser Vermögenswert wird planmäßig über die Betriebsdauer der Anlagen abgeschrieben. Berichtigungen der Rückstellung infolge späterer Änderungen (i) des erwarteten Abflusses von Ressourcen, (ii) des zeitlichen Anfalls von Aufwendungen für den Abbruch oder (iii) des Abzinsungssatzes werden von den Kosten des entsprechenden Vermögenswerts abgezogen oder ihnen unter bestimmten Umständen hinzugefügt. Die Auswirkungen der Aufzinsung werden für die Periode als Aufwand erfasst.

Eine Rückstellung wird auch für die Kernkraftanlagen verbucht, für die die Gruppe ein Kapazitätsrecht hat, und zwar bis zu ihrem Anteil an den erwarteten Kosten für die Außerbetriebnahme, den die Gruppe zu tragen hat.

Kernkraftwerke müssen am Ende ihrer Betriebsdauer demontiert werden. Rückstellungen werden im Abschluss der Gruppe gebildet, um alle Kosten für (i) die Abschaltphase mit Beseitigung der abgebrannten radioaktiven Brennelemente vom Standort und (ii) die Abbruchphase abzudecken, zu der die Außerbetriebsetzung und die Reinigung des Standorts gehören.

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

Rückstellungen für den Abbruch von kerntechnischen Anlagen werden nach folgenden Grundsätzen und Vorgaben berechnet:

―	langfristig zu tragende Kosten werden unter Bezug auf die geschätzten Kosten für jede kerntechnische Anlage berechnet, ausgehend von einer Untersuchung durch unabhängige Gutachter, falls die Anlagen in der Masse abgebaut werden;
―	Tarife für den Umgang mit Stilllegungsabfall der Klassen A und B werden nach dem "virtuellen aufsichtsrechtlichen Tarif" ermittelt, den die ONDRAF auf Verlangen der Kommission für Kernenergierückstellungen festlegt. Sie enthalten von der ONDRAF empfohlene Spannen für das Risiko der Umklassifizierung von Abfall in Anbetracht der Ungewissheit hinsichtlich der Definition von Kriterien für die Zuordnung zu solchen Klassen;
―	in die jeweiligen Phasen sind Spielräume für die üblichen Eventualfälle aufgenommen, die die ONDRAF und die Kommission für Kernenergierückstellungen prüfen;
―	bis zum Ende der Abbruchverpflichtungen wird zur Ermittlung des Wertes der künftigen Verpflichtung eine Inflationsrate von 2,0 % angesetzt;
―	ein auf 2,5 % gesenkter Abzinsungssatz (einschließlich 2,0 % Inflation) hilft, den Nettobarwert (NBW) der Verpflichtung zu bestimmen. Er unterscheidet sich von dem Satz zur Berechnung der Rückstellung für die Wiederaufbereitung abgebrannter Brennelemente, weil es erhebliche

Unterschiede im zeitlichen Horizont der zwei Verbindlichkeiten gibt, nachdem das neue Szenario der ONDRAF berücksichtigt wurde;

―	die Laufzeit für Tihange 1 und Doel 1 und 2 beträgt 50 Jahre, die für die anderen Anlagen 40 Jahre;
―	der Beginn der technischen Abschaltmaßnahmen hängt von der jeweiligen Anlage und dem Betriebsfahrplan für den Kernreaktor als Ganzes ab. Nach den Abschaltmaßnahmen beginnen sofort die Abbrucharbeiten.

Die künftig tatsächlich anfallenden Kosten können hinsichtlich ihrer Art und des zeitlichen Anfalls von Zahlungen von den Schätzungen abweichen. In ihrer Stellungnahme für die Kommission für Kernenergierückstellungen wies die ONDRAF auf die Ungewissheit mancher Kosten hin, die im Prinzip durch die Margen für Eventualfälle gedeckt sind, zu denen die Kommission aber ab 2020 einen Arbeitsplan auch für weitere Analysen erstellen will. Die Rückstellungen können später je nach Änderungen der genannten Inputfaktoren angepasst werden. Doch beruhen diese Inputfaktoren und Annahmen auf Informationen und Schätzungen, die die Gruppe bislang für wirtschaftlich vernünftig hält und denen die Kommission für Kernenergierückstellungen zugestimmt hat.

Das angenommene Szenario beruht auf einem Abbruchprogramm und Zeitplänen, die die Atomsicherheitsbehörden genehmigen müssen.

Empfindlichkeit

Ausgehend von den derzeit benutzten Vorgaben zur Schätzung von Kosten und zum Zeitplan von Zahlungen könnte eine Änderung des angewandten Abzinsungssatzes um 10 Basispunkte zu einer Berichtigung der Rückstellungen für Abbruch von etwa 60 Mio. € führen. Eine Senkung der Abzinsungssätze würde zu einer Zunahme ausstehender Rückstellungen führen, während eine Erhöhung der Abzinsungssätze den Rückstellungsbetrag verringern würde.

Diese Empfindlichkeit ist eine rein finanzielle Kalkulation und daher angesichts der Vielzahl sonstiger Inputfaktoren -einige davon können interdependent sein -bei der Evaluierung mit Vorsicht zu interpretieren.

19.3 Abbruch von Kraftwerken, die nicht mit Kernenergie arbeiten, von Ausrüstung und Flächensanierung

19.3.1 Abbruchverpflichtungen für sonstige Kraftwerke, die nicht mit Kernenergie arbeiten, und von Ausrüstung

Bestimmte Werke und Ausrüstungen, einschließlich konventioneller Kraftwerke, Übertragungs- und Verteilungsleitungen, Speicherstätten und LNG-Terminals müssen am Ende ihrer Betriebsdauer abgebaut werden. Diese Verpflichtung ergibt sich aus geltenden Umweltschutzbestimmungen in den jeweiligen Ländern, vertraglichen Vereinbarungen oder einer impliziten Zusicherung der Gruppe.

Setzt man die derzeitigen Fördermengen an, haben ausgehend von Schätzungen nachgewiesener und wahrscheinlicher Gasreserven bis 2260 die Rückstellungen für den Abbruch von Gasinfrastruktureinrichtungen in Frankreich einen Barwert von fast null.

19.3.2 Kraftwerk und Kohlebergwerk Hazelwood (Australien)

Die Gruppe und ihr Geschäftspartner Mitsui verkündeten im November 2016 ihren Beschluss zur Stilllegung des Kohlekraftwerks Hazelwood und die Beendigung des Kohleabbaus im angrenzenden Tagebau für Ende März 2017. Die Gruppe ist mit 72 % an dem früheren 1.600-MW-Kraftwerk und dem angrenzenden Tagebau beteiligt, die zuvor voll konsolidiert waren und seit September 2018 als gemeinschaftliche Tätigkeit konsolidiert sind.

Per 31. Dezember 2019 belief sich der Anteil der Gruppe (72 %) an der Rückstellung für die Verpflichtung zu Abbruch und Flächensanierung des Tagebaus auf 280 Mio. €.

Abbruch und Flächensanierung begannen 2017. Der Schwerpunkt lag auf: Management der Standortkontamination; Planung der umwelttechnischen Standortsanierung; Demontage und Abbruch aller Industrieanlagen am Standort, einschließlich des früheren Kraftwerks; stetes Abpumpen des Wassers und spezielle Erdarbeiten im Tagebau, die den Boden sichern und die Stabilität verbessern, denn langfristig soll ein Tagebausee entstehen.

Mehrere Gesetze mit direkter oder indirekter Auswirkung auf die Rekultivierung des Tagebaus und auf die Behörden, die die Gesetze umsetzen, werden gegenwärtig überarbeitet. Infolgedessen müssten die geltenden gesetzlichen Verpflichtungen möglicherweise während der Projektdauer revidiert werden, was sich bei den Rückstellungen bemerkbar machen würde.

Die Höhe der Rückstellungen wurde mit einer durchschnittlichen Abzinsung von 3,17% festgelegt.

Die Höhe der angesetzten Rückstellung basiert auf der derzeit besten Schätzung der Gruppe für die Abbruch- und Sanierungskosten, die für Hazelwood vermutlich anfallen. Doch muss die Höhe dieser Rückstellung künftig eventuell angepasst werden, um Änderungen entscheidender Inputfaktoren zu berücksichtigen.

19.4 Sonstige Eventualfälle

Diese Position enthält im Wesentlichen Rückstellungen für Handelsstreitigkeiten, Steuerforderungen und Streitigkeiten (ohne Ertragsteuer gemäß Regelung in IFRIC 23) sowie Rückstellungen für belastende Verträge im Zusammenhang mit Verträgen zur Reservierung von Speicher- und Transportkapazität.

ANHANG 20 Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstige langfristige Leistungen

Bilanzierungsstandards

Je nach geltender Gesetzgebung und Praxis in den Ländern, in denen die Gruppe tätig ist, haben die Unternehmen der Gruppe Verpflichtungen im Hinblick auf Pensionen, Vorruhestandszahlungen, Ruhestandsprämien und sonstige Leistungspläne. Solche Verpflichtungen gelten generell gegenüber allen Arbeitnehmern in den jeweiligen Unternehmen.

Die Verpflichtungen der Gruppe im Hinblick auf Pensionen und andere Leistungen für Arbeitnehmer werden nach IAS 19 angesetzt und bewertet. Demnach:

―

werden die Kosten der beitragsorientierten Pläne ausgehend von der Beitragshöhe, die in der Periode zu zahlen ist, als Aufwand gebucht;

―

werden die Verpflichtungen der Gruppe im Hinblick auf Pensionen und sonstige Leistungen für Arbeitnehmer aus den leistungsorientierten Plänen versicherungsmathematisch nach dem Anwartschaftsbarwertverfahren bemessen. Diese Berechnungen beruhen auf Annahmen zu Sterblichkeitsrate, Personalfluktuation und geschätzten künftigen Lohnerhöhungen sowie auf den speziellen wirtschaftlichen Bedingungen in jedem Land oder Unternehmen der Gruppe. Die Abzinsungssätze werden mit Bezug auf die Rendite von Industrieanleihen mit Investment-Grade am Bewertungstag in der jeweiligen geografischen Region ermittelt (oder von Staatsanleihen in Ländern, in denen es keinen repräsentativen Markt für solche Industrieanleihen gibt).

Pensionszusagen werden auf der Basis versicherungsmathematischer Annahmen bewertet. Die Gruppe ist der Auffassung, dass die Annahmen zur Bewertung ihrer Verpflichtungen geeignet und dokumentiert sind. Änderungen dieser Annahmen könnten jedoch eine erhebliche Auswirkung auf die daraus resultierenden Berechnungen haben.

Rückstellungen werden angesetzt, wenn Verpflichtungen aus diesen Plänen den beizulegenden Zeitwert des Planvermögens übersteigen. Ist der Wert des Planvermögens (nötigenfalls gedeckelt) größer als die entsprechenden Verpflichtungen, wird der Überschuss unter "Sonstige Vermögenswerte" als (kurzfristiger oder langfristiger) Vermögenswert erfasst.

Für Leistungsverpflichtungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses gilt, dass versicherungsmathematische Gewinne und Verluste im sonstigen Gesamtergebnis angesetzt werden. Berichtigungen aus der Anwendung der Wertobergrenze auf die Nettovermögenswerte bei überfinanzierten Plänen sind gegebenenfalls auf ähnliche Weise zu behandeln. Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste aus sonstigen langfristigen Leistungen wie T reueprämien werden jedoch unmittelbar im Ertrag ausgewiesen.

Der Nettozins auf die Nettoverbindlichkeit (den Vermögenswert) aus einem leistungsorientierten Plan wird im Nettofinanzergebnis dargestellt.

20.1 Beschreibung der wichtigsten Pensionspläne

20.1.1 Unternehmen der Strom- und Gasindustrie in Frankreich

Seit 1. Januar 2005 ist die CNIEG (Caisse Nationale des Industries Electriques et Gazieres) mit den Leistungsplänen für Pensionierung, Erwerbsunfähigkeit, Todesfall, Arbeitsunfall und Berufskrankheit für die Unternehmen der Strom- und Gasindustrie (im Folgenden "EGI") in Frankreich befasst. Die CNIEG ist ein gesetzliches Sozialversicherungsorgan privaten Rechts in der gemeinsamen Verantwortung der Ministerien, die für die Sozialversicherung und den Haushalt zuständig sind.

Berufstätige Beschäftigte und Pensionäre von Unternehmen des EGI-Sektors sind seit 1. Januar 2005 vollständig der CNIEG angeschlossen. Die wichtigsten angegliederten Unternehmen der Gruppe sind ENGIE SA, GRDF, GRTgaz, Elengy, Storengy, ENGIE Thermique France, CPCU, CNR und SHEM.

Infolge der Finanzierungsreform des EGI-Sonderpensionsplans, eingeleitet mit dem Gesetz Nr. 2004-803 vom 9. August 2004 und seinen Durchführungsbestimmungen, wurden den verschiedenen EGI-Unternehmen spezielle Leistungen (Pensionsleistungen zusätzlich zu den gesetzlichen Standardleistungen) zugeteilt, die am 31. Dezember 2004 bereits erdient waren ("in der Vergangenheit erworbene Ansprüche auf Sonderleistungen"). In der Vergangenheit erworbene Ansprüche auf Sonderleistungen (Leistungen, die am 31. Dezember 2004 erdient waren) im regulierten Übertragungs- und Verteilungsgeschäft ("regulierte in der Vergangenheit erworbene Ansprüche auf Sonderleistungen") werden durch eine Abgabe auf die Übertragungs- und Verteilungsleistungen für Gas und Strom (Contribution Tarifaire d'Acheminement) finanziert und stellen daher keine Verpflichtung der ENGIE-Gruppe mehr dar. In der Vergangenheit erworbene nicht regulierte Ansprüche auf Sonderleistungen (Leistungen, die am 31. Dezember 2004 erdient waren) werden von Unternehmen des EGI-Sektors in dem Umfang finanziert, wie er in der Verordnung Nr. 2005322 vom 5. April 2005 festgesetzt ist.

Der EGI-Sonderpensionsplan ist eine gesetzliche Rentenversicherung, die neuen Mitgliedern offen steht.

Entsprechend ihrem Anteil an den Lohnkosten innerhalb des EGI-Sektors finanzieren die Unternehmen des EGI-Sektors die aus dem Plan ab 1. Januar 2005 erdienten Sonderleistungen vollständig.

Da es sich hier um einen leistungsorientierten Plan handelt, hat die Gruppe eine Pensionsrückstellung für Sonderleistungen gebildet, die den Arbeitnehmern im nicht regulierten Bereich gezahlt werden, und für Sonderleistungen, die Arbeitnehmer im regulierten Geschäft seit 1. Januar 2005 erdient haben. Diese Rückstellung deckt auch die Vorruhestandsverpflichtungen der Gruppe ab. Die Höhe der Rückstellung kann in Abhängigkeit vom Anteil der Unternehmen der Gruppe am EGI-Sektor schwanken.

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

Per 31. Dezember 2019 belief sich der Anwartschaftsbarwert für den Sonderpensionsplan der Unternehmen des EGI-Sektors auf 3,7 Mrd. €.

Die Dauer der Pensionsleistungsverpflichtung aus dem EGI-Pensionsplan beträgt 22 Jahre.

20.1.2 Unternehmen der Strom- und Gasindustrie in Belgien

In Belgien werden die Ansprüche der Beschäftigten der Strom- und Gasunternehmen, insbesondere von Electrabel, Laborelec sowie einiger Arbeitnehmer-Kategorien von ENGIE Energy Management Trading und ENGIE CC, in Tarifverträgen geregelt.

Diese Verträge, die für Tarifbeschäftigte gelten, die vor dem 1. Juni 2002 eingestellt wurden, und für Führungskräfte, die vor dem 1. Mai 1999 eingestellt

wurden, sehen Leistungen vor, die Arbeitnehmer zu einer Zusatzrente in Höhe von 75 % ihres letzten Jahreseinkommens bei voller Versicherungszeit zusätzlich zu der gesetzlichen Rente berechtigen. Diese zusätzlichen Rentenzahlungen aus leistungsorientierten Pensionsplänen dienen teilweise der Hinterbliebenenversorgung. In der Praxis werden die Leistungen für die Mehrheit der Planbegünstigten in Form einer Pauschale gezahlt. Die meisten Verpflichtungen aus diesen Pensionsplänen werden aus Pensionsfonds, die für den Strom- und Gassektor eingerichtet wurden, und durch bestimmte Versicherungsgesellschaften finanziert. Vorfinanzierte Pensionspläne werden aus Beiträgen von Arbeitgeber und Arbeitnehmer finanziert. Die Arbeitgeberbeiträge werden jährlich auf der Grundlage versicherungsmathematischer Bewertungen errechnet.

Der Anwartschaftsbarwert für diese Pläne machte per 31.Dezember 2019 etwa 15 % der Gesamtpensionsverpflichtungen und der entsprechenden Verbindlichkeiten aus. Die Durchschnittsdauer beträgt neun Jahre.

Für Tarifbeschäftigte, die nach dem 1. Juni 2002, und Führungskräfte, die (i) nach dem 1. Mai 1999 eingestellt wurden oder die (ii) die Übernahme in beitragsorientierte Pläne gewählt haben, gelten beitragsorientierte Pläne. Vor dem 1. Januar 2017 sah das Gesetz eine durchschnittliche jährliche Mindestrendite vor (3,75 % für Beiträge aus Löhnen und 3,25 % für Arbeitgeberbeiträge), wenn die Sparpläne aufgelöst werden.

Das Gesetz über Zusatzpensionen, das am 18. Dezember 2016 verabschiedet wurde und am 1. Januar 2017 in Kraft getreten ist, sieht nun eine Mindestrendite je nach der tatsächlichen Rendite belgischer Staatsanleihen im Bereich von 1,75 % - 3,25 % vor (die Höhe gilt jetzt für die Arbeitnehmer- und Arbeitgeberbeiträge gleichermaßen). 2019 lag die Mindestrendite bei 1,75 %.

Die Aufwendung für diese beitragsorientierten Pläne war 2019 mit 36 Mio. € angesetzt (2018: 24 Mio. €).

20.1.3 Gemeinschaftliche Pläne mehrerer Arbeitgeber

Beschäftigte einiger Unternehmen der Gruppe sind gemeinschaftlichen Pensionsplänen mehrerer Arbeitgeber zugeordnet.

Bei gemeinschaftlichen Plänen mehrerer Arbeitgeber sind die Risiken auf eine Weise gepoolt, dass der Plan durch einen einzigen Beitragssatz für alle angegliederten Unternehmen und für alle Arbeitnehmer finanziert wird.

Gemeinschaftliche Pläne mehrerer Arbeitgeber sind in den Niederlanden besonders verbreitet, wo von den Beschäftigten üblicherweise verlangt wird, einem Pflichtsystem der Branchen beizutreten. Diese Pläne gelten für eine erhebliche Zahl von Arbeitgebern, so dass sich die Auswirkung eines potenziellen Ausfalls eines Mitgliedsunternehmens in Grenzen hält. Bei einem Ausfall werden die erdienten Ansprüche in speziellen Teilvermögen gehalten und nicht auf die anderen Mitglieder übertragen. Refinanzierungspläne können aufgestellt werden, um einen Ausgleich der Mittel zu sichern.

Die ENGIE Gruppe bilanziert gemeinschaftliche Pläne mehrerer Arbeitgeber als beitragsorientierte Pläne.

Der 2019 für gemeinschaftliche Pläne mehrerer Arbeitgeber angesetzte Aufwand blieb mit 71 Mio. € im Vergleich zu 2018 stabil.

20.1.4 Sonstige Pensionspläne

Die meisten sonstigen Unternehmen der Gruppe gewähren ihren Beschäftigten ebenfalls Ruhestandsleistungen. Hinsichtlich der Finanzierung ist der Anteil der leistungsorientierten und der beitragsorientierten Pläne innerhalb der Gruppe fast gleich groß.

Die wichtigsten Pensionspläne der Gruppe außerhalb Frankreichs, Belgiens und der Niederlande betreffen:

―	Großbritannien: Die große Mehrheit leistungsorientierter Pensionspläne lässt keine neuen Beitritte mehr zu, Leistungen aus diesen Plänen können nicht mehr erdient werden. Alle Unternehmen haben beitragsorientierte Pläne. Die Pensionsverpflichtungen der Tochtergesellschaften von International Power in Großbritannien werden durch einen speziellen Pensionsplan für den Stromversorgungsbereich (Electricity Supply Pension Scheme - ESPS) abgedeckt. Die Vermögenswerte dieses leistungsorientierten Plans sind in separate Fonds investiert. Seit 1. Juni 2008 ist dieser Plan geschlossen, für Neueinstellungen gibt es einen beitragsorientierten Plan;
―	Deutschland: Die deutschen Tochtergesellschaften der Gruppe haben ihre leistungsorientierten Pläne für Neueinstellungen geschlossen und bieten jetzt beitragsorientierte Pläne an;
―	Brasilien: ENGIE Brasil Energia hat einen eigenen Pensionsplan. Es ist ein zweigliedriges System. Ein Teil ist leistungsorientiert (geschlossen), der andere beitragsorientiert und steht Neueinstellungen seit Anfang 2005 offen.

20.2 Beschreibung sonstiger Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstiger langfristiger Leistungen

20.2.1 Sonstige Leistungen für gegenwärtige und frühere Beschäftigte des EGI-Sektors

Zu den sonstigen Leistungen für Beschäftigte des EGI-Sektors zählen:

Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses:

―	niedrigere Energiepreise;
―	Abfindungen bei Rentenantritt;
―	Zusatzurlaub;
―	Sterbegeld.

Langfristige Leistungen:

―	Beihilfen bei Arbeitsunfällen und Berufskrankheiten;
―	Beihilfen bei zeitweiliger und dauerhafter Erwerbsunfähigkeit;
―	Treueprämien.

Im Folgenden werden die wichtigsten Verpflichtungen der Gruppe beschrieben.

20.2.1.1 Niedrigere Energiepreise

Nach Artikel 28 der nationalen Satzung für Beschäftigte der Strom- und Gasindustrie haben alle Beschäftigten (gegenwärtige und frühere Beschäftigte, die eine bestimmte Betriebszugehörigkeit nachweisen können) Anspruch auf Sachleistungen in Form geringerer Energiepreise, die als "Mitarbeitertarife" bezeichnet werden.

Diese Leistung berechtigt Beschäftigte zu einer Strom- und Gasversorgung zu einem niedrigeren Preis. Für pensionierte Beschäftigte stellt diese Bestimmung eine Leistung nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses dar. Pensionierte Beschäftigte haben nur dann Anspruch auf den ermäßigten Tarif, wenn sie mindestens 15 Dienstjahre in Unternehmen des EGI-Sektors vollendet haben.

Gemäß den Vereinbarungen von 1951 mit EDF liefert ENGIE Gas an alle gegenwärtigen und früheren Beschäftigten von ENGIE und EDF, während EDF dieselben Begünstigten mit Strom versorgt. ENGIE zahlt den Ausgleichsbeitrag (oder erhält ihn) für seine Beschäftigten infolge des Energietauschs zwischen beiden Versorgern.

Die Verpflichtung zur Energielieferung zum ermäßigten T arif an gegenwärtige und frühere Beschäftigte wird als Differenz zwischen dem Energieverkaufspreis und gewährten Vorzugstarifen bewertet.

Die für ermäßigte Energiepreise gebildete Rückstellung belief sich am 31. Dezember 2019 auf 3,6 Mrd. €. Die Dauer der Verpflichtung beträgt 23 Jahre.

20.2.1.2 Abfindungen bei Rentenantritt

Beschäftigte, die in Rente gehen (oder deren Angehörige im Falle des Todes während der Beschäftigungszeit), haben Anspruch auf Abfindungen bei Rentenantritt, die sich mit der Dauer der Zugehörigkeit zum EGI-Sektor steigern.

20.2.1.3 Vergütungen bei Arbeitsunfällen und Berufskrankheiten

Beschäftigte des EGI-Sektors haben Anspruch auf Vergütung bei Arbeitsunfällen und Berufskrankheiten. Diese Leistungen stehen allen Beschäftigten oder den Angehörigen von Beschäftigten zu, die infolge von Arbeitsunfällen oder Berufskrankheiten oder Wegeunfällen versterben.

Die Höhe der Verpflichtung entspricht dem wahrscheinlichen Barwert der Leistungen, die an die gegenwärtigen Begünstigten zu zahlen sind, wobei Hinterbliebenen-Annuitäten zu berücksichtigen sind.

20.2.2 Sonstige Leistungen für die Beschäftigten des Gas- und Stromsektors in Belgien

Die Unternehmen des Strom- und Gassektors gewähren auch andere Leistungen für Arbeitnehmer, wie die Erstattung von Kosten für medizinische Versorgung, Rabatte bei den Strom- und Gaspreisen sowie Treueprämien und Vorruhestandsregelungen. Diese Leistungen sind nicht vorfinanziert, mit Ausnahme eines speziellen Übergangsgeldes (.allocation transitoire"), das als Abfindung bei Beendigung des Arbeitsverhältnisses betrachtet wird.

20.2.3 Sonstige Tarifvereinbarungen

Die meisten anderen Unternehmen der Gruppe gewähren ihrem Personal ebenfalls Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses (Vorruhestandsregelungen, medizinische Versorgung, Sachleistungen usw.) und sonstige langfristige Leistungen wie Prämien bei Dienstjubiläen und für Betriebszugehörigkeit.

20.3 Leistungsorientierte Pläne

20.3.1 In der Bilanz und der Gesamtergebnisrechnung dargestellte Beträge

Nach IAS 19 ergibt sich die in der Bilanz dargestellte Information über Verpflichtungen aus Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstigen langfristigen Leistungen aus der Differenz zwischen dem Bruttoanwartschaftsbarwert und dem beizulegenden Zeitwert von Planvermögenswerten. Eine Rückstellung ist ausgewiesen, wenn diese Differenz positiv ist (Nettoverpflichtung), während vorausbezahlte Pensionsaufwendungen in der Bilanz erscheinen, wenn die Differenz negativ ist, sofern die Bedingungen für den Ansatz vorausbezahlter Pensionsaufwendungen erfüllt sind.

Änderungen bei den Rückstellungen für Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstige langfristige Leistungen, für Planvermögenswerte und Erstattungsansprüche, die in der Bilanz erscheinen, sehen wie folgt aus:

In Millionen Euro	Rückstellungen	Planvermögenswerte	Erstattungsansprüche
PER 31. DEZEMBER 2018	(6.371)	108	168
Wechselkursdifferenzen	7	(5)	-
Änderungen des Konsolidierungskreises und sonstige	96	(39)	8
Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	(1.142)	(7)	(18)
Periodenbezogener Pensionsaufwand für fortgeführte Geschäftsbereiche	(427)	(66)	2
Wertobergrenze
Gezahlte Beiträge/Leistungen	356	63	1
PER 31. DEZEMBER 2019	(7.481)	53	161

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

Die für die Periode angesetzten Kosten belaufen sich für 2019 auf 492 Mio. € (2018: 525 Mio. €). Die Bestandteile dieser Kosten für leistungsorientierte Pläne in der Periode sind in Anhang 20.3.4 "Bestandteile des Nettopensionsaufwands" dargelegt.

Die Eurozone macht 97 % der Nettoverpflichtung der Gruppe per 31. Dezember 2019 aus -ein gleichbleibender Anteil im Vergleich zum 31. Dezember 2018).

Kumulierte im Eigenkapital angesetzte versicherungsmathematische Gewinne und Verluste beliefen sich per 31. Dezember 2019 auf 4.594 Mio. € gegenüber 3.472 Mio. € am 31. Dezember 2018.

Die in der Periode entstandenen versicherungsmathematischen Differenzen, die in der Gesamtergebnisrechnung in einer separaten Zeile stehen, stellten einen versicherungsmathematischen Nettoverlust von 1.149 Mio. € für 2019 und von 231 Mio. € für 2018 dar.

20.3.2 Änderung bei Leistungsverpflichtungen und Planvermögen

Die Tabelle unten zeigt die Höhe des Anwartschaftsbarwerts und Planvermögens der Gruppe, die Änderungen dieser Posten während der dargestellten Perioden und ihre Überleitung auf die in der Bilanz ausgewiesenen Beträge:

	31. Dez. 2019
In Millionen Euro	Pensionsleistungsverpflichtungen ⁽¹⁾	Sonstige Leistungsverpflichtungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses ⁽²⁾	Langfristige Leistungsverpflichtungen ⁽³⁾	Summe
A - ÄNDERUNG DES ANWARTSCHAFTSBARWERTS
Anwartschaftsbarwert per 1. Januar	(7.713)	(3.794)	(499)	(12.006)
Dienstzeitaufwand	(291)	(63)	(43)	(397)
Zinsaufwand	(173)	(76)	(9)	(258)
Gezahlte Beiträge	(16)			(16)
Änderungen	(1)			(1)
Änderungen des Konsolidierungskreises	172	(5)	(1)	166
Plankürzungen/Abgeltungen	75		1	76
Einmaleffekte
Finanzielle versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	(887)	(698)	(5)	(1.590)
Demografische versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	(120)	57	(14)	(76)
Gezahlte Leistungen	373	108	39	521
Sonstige (davon Umrechnungsdifferenzen)	10			10
Anwartschaftsbarwert per 31. Dezember A	(8.570)	(4.470)	(531)	(13.572)
B - ÄNDERUNG DES BEIZULEGENDEN ZEITWERTS VON PLANVERMÖGEN
Beizulegender Zeitwert von Planvermögen am 1. Januar	5.767			5.767
Zinsertrag auf Planvermögen	133			133
Finanzielle versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	497	-	-	497
Empfangene Beiträge	197			197
Änderungen des Konsolidierungskreises	(109)			(109)
Abgeltungen	(28)			(28)
Gezahlte Leistungen	(282)			(282)
Sonstige (davon Umrechnungsdifferenzen)	(7)			(7)
Beizulegender Zeitwert von Planvermögen am 31. Dezember B	6.169			6.169
C - FINANZIERUNGSSTATUS A+B	(2.402)	(4.470)	(531)	(7.403)
Wertobergrenze	(25)			(25)
NETTOLEISTUNGSVERPFLICHTUNG	(2.427)	(4.470)	(531)	(7.428)
BARWERT DER BIS ZUM STICHTAG ERDIENTEN ANSPRÜCHE	(2.480)	(4.470)	(531)	(7.481)
VORAUSBEZAHLTE PENSIONSAUFWENDUNGEN	53			53

	31. Dez. 2018
In Millionen Euro	Pensionsleistungsverpflichtungen ⁽¹⁾	Sonstige Leistungsverpflichtungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses ⁽²⁾
A - ÄNDERUNG DES ANWARTSCHAFTSBARWERTS
Anwartschaftsbarwert per 1. Januar	(7.653)	(3.739)
Dienstzeitaufwand	(308)	(62)
Zinsaufwand	(165)	(73)
Gezahlte Beiträge	(16)
Änderungen	(3)	(5)
Änderungen des Konsolidierungskreises	(37)	31
Plankürzungen/Abgeltungen	1
Einmaleffekte		2
Finanzielle versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	(44)	(35)
Demografische versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	101	1
Gezahlte Leistungen	397	97
Sonstige (davon Umrechnungsdifferenzen)	16	(11)
Anwartschaftsbarwert per 31. Dezember A	(7.713)	(3.794)
B - ÄNDERUNG DES BEIZULEGENDEN ZEITWERTS VON PLANVERMÖGEN
Beizulegender Zeitwert von Planvermögen am 1. Januar	5.904
Zinsertrag auf Planvermögen	128	-
Finanzielle versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	(253)	-
Empfangene Beiträge	309	15
Änderungen des Konsolidierungskreises	32
Abgeltungen
Gezahlte Leistungen	(341)	(15)
Sonstige (davon Umrechnungsdifferenzen)	(11)
Beizulegender Zeitwert von Planvermögen am 31. Dezember B	5.767
C - FINANZIERUNGSSTATUS A+B	(1.945)	(3.794)
Wertobergrenze	(25)	-
NETTOLEISTUNGSVERPFLICHTUNG	(1.970)	(3.794)
BARWERT DER BIS ZUM STICHTAG ERDIENTEN ANSPRÜCHE	(2.078)	(3.794)
VORAUSBEZAHLTE PENSIONSAUFWENDUNGEN	108

	31. Dez. 2018
In Millionen Euro	Langfristige Leistungsverpflichtungen ⁽³⁾	Summe
A - ÄNDERUNG DES ANWARTSCHAFTSBARWERTS
Anwartschaftsbarwert per 1. Januar	(539)	(11.931)
Dienstzeitaufwand	(42)	(412)
Zinsaufwand	(8)	(245)
Gezahlte Beiträge		(16)
Änderungen	10	2
Änderungen des Konsolidierungskreises	49	43
Plankürzungen/Abgeltungen		1
Einmaleffekte		2
Finanzielle versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	(1)	(80)
Demografische versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	1	103
Gezahlte Leistungen	40	533
Sonstige (davon Umrechnungsdifferenzen)	(10)	(5)
Anwartschaftsbarwert per 31. Dezember A	(499)	(12.006)
B - ÄNDERUNG DES BEIZULEGENDEN ZEITWERTS VON PLANVERMÖGEN
Beizulegender Zeitwert von Planvermögen am 1. Januar		5.904
Zinsertrag auf Planvermögen	-	128
Finanzielle versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	-	(253)
Empfangene Beiträge		324
Änderungen des Konsolidierungskreises		32
Abgeltungen
Gezahlte Leistungen		(357)
Sonstige (davon Umrechnungsdifferenzen)		(11)
Beizulegender Zeitwert von Planvermögen am 31. Dezember B		5.767
C - FINANZIERUNGSSTATUS A+B	(499)	(6.239)
Wertobergrenze	-	(25)
NETTOLEISTUNGSVERPFLICHTUNG	(499)	(6.263)
BARWERT DER BIS ZUM STICHTAG ERDIENTEN ANSPRÜCHE	(499)	(6.371)
VORAUSBEZAHLTE PENSIONSAUFWENDUNGEN		108

⁽¹⁾ Pensionen und Ruhestandsprämien.
⁽²⁾ Ermäßigte Energietarife, Gesundheitsvorsorge, außergesetzliche Leistungen und sonstige Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses.
⁽³⁾ Treueprämien und sonstige langfristige Leistungen.

20.3.3 Änderung bei Erstattungsansprüchen

Der beizulegende Zeitwert von Erstattungsansprüchen aus Planvermögenswerten, die von (Auslassung im Originaltext - Anm. d. Übers.) verwaltet werden, betrug am 31. Dezember 2019 161 Mio. € (am 31. Dezember 2018 waren es 168 Mio. €).

20.3.4 Bestandteile des Nettoversorgungsaufwands

Der für die Verpflichtungen aus den leistungsorientierten Plänen der am 31. Dezember 2019 und 2018 beendeten Jahre angesetzte Nettoversorgungsaufwand gliedert sich wie folgt:

In Millionen Euro	31. Dez. 2019	31. Dez. 2018
Laufender Dienstzeitaufwand	397	412
Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste ⁽¹⁾	19	(1)
Planänderungen		(2)
Gewinne oder Verluste bei Kürzungen, Beendigungen und Abgeltungen von Pensionsplänen	(49)	(1)
Einmaleffekte		(2)
Im kurzfristigen Betriebsergebnis bilanzierte Summe, einschließlich operativer Marktbewertung und Anteil am Jahresüberschuss von Unternehmen, die nach der Equity-Methode bewertet werden	368	407
Nettozinsaufwand	125	117
In den Nettofinanzerträgen/(-aufwendungen) bilanzierte Summe	125	117
SUMME	492	525

⁽¹⁾ bei der langfristigen Leistungsverpflichtung.

20.3.5 Finanzierungspolitik und -strategie

Werden leistungsorientierte Pläne finanziert, wird das entsprechende Planvermögen in Rentenfonds und/oder bei Versicherungsgesellschaften investiert, je nach Investitionspraxis in dem jeweiligen Land. Die Investitionsstrategien für diese leistungsorientierten Pläne zielen auf die richtige Balance zwischen Anlagenrendite und hinnehmbarem Risiko ab.

Diese Strategien haben zwei Ziele: genügend Liquidität zur Deckung der Pensions- und sonstigen Leistungszahlungen vorzuhalten und als Teil des Risikomanagements eine langfristige Rendite zu erzielen, die über dem Abzinsungssatz liegt oder möglichst zumindest den künftig erforderlichen Erträgen entspricht.

Wird Planvermögen in Rentenfonds investiert, liegen Investitionsentscheidungen in der Verantwortung des jeweiligen Fonds-Managements. Für französische Unternehmen gilt, dass wenn Planvermögen in ein Versicherungsunternehmen investiert werden, es das Investment-Portfolio für fondsgebundene Policen oder in Euro denominierte Policen so verwaltet, dass es dem Risiko und dem langfristigen Profil der Verbindlichkeiten angepasst ist.

Die Finanzierung dieser Verpflichtungen am 31. Dezember jeder der dargestellten Perioden lässt sich wie folgt analysieren:

In Millionen Euro	Anwartschaftsbarwert	Beizulegender Zeitwert von Planvermögen	Wertobergrenze	Summe Nettoverpflichtung
Pläne mit Unterdeckung	(7.399)	5.616	(25)	(1.809)
Pläne mit Überdeckung	(517)	553		36
Nicht finanzierte Pläne	(5.655)			(5.655)
PER 31. DEZEMBER 2019	(13.571)	6.169	(25)	(7.428)
Pläne mit Unterdeckung	(5.648)	4.294	(23)	(1.377)
Pläne mit Überdeckung	(1.375)	1.473	(2)	96
Nicht finanzierte Pläne	(4.977)			(4.977)
PER 31. DEZEMBER 2018	(12.000)	5.767	(25)	(6.258)

Die Zuordnung von Planvermögen nach Hauptvermögenswertkategorie lässt sich wie folgt analysieren:

In %	31. Dez. 2019	31. Dez. 2018
Kapitalbeteiligungen	27	27
Investitionen in Staatsanleihen	26	25
Investitionen in Unternehmensanleihen	27	27
Geldmarktwertpapiere	3	4
Immobilien	2	2
Sonstige Vermögenswerte	15	15
SUMME	100	100

Alle Planvermögenswerte waren am 31. Dezember 2019 auf einem aktiven Markt börsennotiert.

Die effektive Rendite auf Vermögenswerte der EGI-Unternehmen lag 2019 bei positiven 9 %.

2019 betrug die effektive Rendite auf Planvermögen belgischer Unternehmen etwa 3 % bei der Versicherung der Gruppe und positive 14 % bei Pensionsfonds. Die Zuordnung von Planvermögenskategorien nach geografischem Gebiet der Investition lässt sich wie folgt analysieren:

In %	Europa	Nordamerika	Lateinamerika	Asien-Ozeanien	Rest der Welt	Summe
Kapitalbeteiligungen	58	26	3	10	3	100
Investitionen in Staatsanleihen	76	1	22	-	2	100
Investitionen in Unternehmensanleihen	75	18	1	3	2	100
Geldmarktwertpapiere	72	-	5	-	23	100
Immobilien	86	-	7	-	6	100
Sonstige Vermögenswerte	11	8	3	3	76	100

20.3.6 Versicherungsmathematische Annahmen

Versicherungsmathematische Annahmen werden einzeln nach Land und Unternehmen in Zusammenarbeit mit unabhängigen Versicherungsmathematikern ermittelt. Hier werden gewichtete Abzinsungssätze für die wichtigsten versicherungsmathematischen Annahmen dargestellt:

		Pensionsleistungsverpflichtungen		Sonstige Leistungsverpflichtungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses		Langfristige Leistungsverpflichtungen
		2019	2018	2019	2018	2019
Abzinsungssatz	Eurozone	1,2%	2,0%	1,2%	2,1%	1,0%
	UK-Zone	1,7%	2,5%	-	-	-
Inflationsrate	Eurozone	1,8%	1,8%	1,8%	1,8%	1,8%
	UK-Zone	3,4%	3,3%	-	-	-

		Langfristige Leistungsverpflichtungen	Summe Leistungsverpflichtungen
		2018	2019	2018
Abzinsungssatz	Eurozone	1,6%	1,2%	1,9%
	UK-Zone	-	-	-
Inflationsrate	Eurozone	1,8%	1,8%	1,8%
	UK-Zone	-	-	-

20.3.6.1 Abzinsungssatz und Inflationsrate

Die angesetzte Abzinsung wird nach dem am Berechnungstag erzielten Ertrag von Unternehmensanleihen mit Investment Grade und Fälligkeiten ermittelt, die zur Laufzeit des Plans passen.

Die Sätze wurden für jedes Währungsgebiet ausgehend von Angaben zu Erträgen von mit AA bewerteten Unternehmensanleihen festgelegt. Für die Eurozone werden Daten (von Bloomberg) für Erträge aus Staatsanleihen mit langfristigen Fälligkeiten extrapoliert.

Nach Schätzungen der Gruppe würde eine Erhöhung oder Senkung des Abzinsungssatzes um 100 Basispunkte zu einer Änderung von etwa 17 % beim Anwartschaftsbarwert führen.

Für jedes Währungsgebiet wurde die Inflationsrate bestimmt. Eine Erhöhung oder Senkung der Inflationsrate um 100 Basispunkte würde (bei unverändertem Abzinsungssatz) zu einer Änderung von etwa 16 % beim Anwartschaftsbarwert führen.

20.3.6.2 Sonstige Annahmen

Die Steigerungsrate bei medizinischen Aufwendungen (einschließlich Inflation) wurde auf 2,8 % geschätzt.

Eine Änderung der angenommenen Erhöhung der medizinischen Aufwendungen um 100 Basispunkte hätte folgende Auswirkungen:

In Millionen Euro	Erhöhung um 100 Basispunkte	Senkung um 100 Basispunkte
Auswirkung auf Aufwendungen	-	-
Auswirkung auf Pensionsverpflichtungen	4	(5)

20.3.7 Für leistungsorientierte Pensionspläne 2020 zu zahlende geschätzte Arbeitgeberbeiträge

Die Gruppe erwartet, 2020 etwa 200 Mio. € Beiträge in ihre leistungsorientierten Pensionspläne einzuzahlen, einschließlich 121 Mio. € für Unternehmen des EGI-Sektors. Die jährlichen Beitragszahlungen für die Unternehmen des EGI-Sektors erfolgen im Verhältnis zu den im Laufe des Jahres erdienten Ansprüchen unter Berücksichtigung der Höhe der Finanzierung für jedes Unternehmen, um mittelfristig die Beiträge auszugleichen.

20.4 Beitragsorientierte Pläne

2019 erfasste die Gruppe einen Aufwand von 121 Mio. € für Einzahlungen in die beitragsorientierten Pläne der Gruppe (2018: 133 Mio. €). Diese Beiträge sind unter "Personalaufwand" in der konsolidierten Gewinn- und Verlustrechnung ausgewiesen.

ANHANG 21 Anteilsbasierte Vergütungen

Bilanzierungsstandards

Nach IFRS 2 gehören anteilsbasierte Vergütungen als Gegenleistung für erbrachte Dienste zu den Personalkosten. Diese Dienste werden nach dem beizulegenden Zeitwert der bewilligten Instrumente bewertet.

Der beizulegende Zeitwert von Bonusaktienprogrammen wird nach dem Aktienpreis am Tag der Gewährung geschätzt, wobei zu berücksichtigen ist, dass über die Anwartschaftsdauer keine Dividende gezahlt wird. Die Grundlage sind der geschätzte Umsatzanteil der jeweiligen Mitarbeiter und die Wahrscheinlichkeit, dass die Gruppe ihre Erfolgsziele erfüllen wird. Die Bewertung des beizulegenden Zeitwerts berücksichtigt auch die Nichtübertragbarkeitszeit bei diesen Instrumenten. Die Kosten für den Mitarbeitern zugeteilte Aktien werden über den Erdienungszeitraum der Rechte als Aufwand gebucht und mit dem Eigenkapital verrechnet.

Ein Monte-Carlo-Preismodell wird für Performance-Aktien genutzt, die nach freiem Ermessen gewährt werden und externen Leistungskriterien unterliegen.

Aufwendungen für die anteilsbasierten Vergütungen lassen sich wie folgt gliedern:

	Aufwand für das Jahr
In Millionen Euro	31. Dez. 2019	31. Dez. 2018
Ausgaben von Mitarbeiteraktien ⁽¹⁾	(1)	(31)
Bonus-/Performance-Aktienprogramme ⁽²⁾	(48)	(46)
Pläne sonstiger Unternehmen der Gruppe	(2)	(3)
SUMME	(51)	(80)

⁽¹⁾ Einschließlich Share Appreciation Rights, die in bestimmten Ländern im Rahmen der Ausgaben von Mitarbeiteraktien aufgelegt wurden.
⁽²⁾ Davon eine Auflösung von 2 Mio. € für 2019, weil die Bedingung der fortbestehenden Beschäftigung in der Gruppe nicht erfüllt wurde.

21.1 Performance-Shares

21.1.1 Neuzuteilungen 2019

ENGIE-Performance-Share-Plan vom 17. Dezember 2019

Am 17. Dezember 2019 genehmigte der Aufsichtsrat die Zuteilung von 5 Millionen Performance Shares für die Unternehmensführung und das Senior-Management der Gruppe in drei Tranchen:

―	Performance Shares, deren Wartezeit am 14. März 2023 endet mit einer Sperrfrist von einem Jahr;
―	Performance Shares, deren Wartezeit am 14. März 2023 ohne Sperrfrist endet, und
―	Performance Shares, deren Wartezeit am 14. März 2024 ohne Sperrfrist endet.

Zusätzlich zu der Bedingung, dass die Mitarbeiter bei Ablauf der Anwartschaftsfrist bei der Gruppe beschäftigt sind, besteht jede Tranche aus Instrumenten, die drei verschiedenen Bedingungen unterliegen, mit Ausnahme der ersten 150 Performance Shares für Begünstigte (ausgenommen das Top-Management), für die keine Leistungsbedingungen gelten. Die Leistungsbedingungen, von denen jede ein Drittel der Gesamtzuteilung ausmacht, sehen wie folgt aus:

die Bedingung einer Markt-Performance, bei der die Gesamtaktienrendite von ENGIE der einer Referenzgruppe von zehn Unternehmen in der Zeit von November 2019 bis Januar 2023 entspricht;

zwei interne Leistungsbedingungen, die sich auf den Konzernanteil am periodischen Jahresüberschuss und die Kennzahl Return On Capital Employed (ROCE) 2021 und 2022 beziehen.

Dieser Plan sieht auch vor, Performance Shares ohne Bedingungen für die Gewinner des Innovations- und Inkubationsprogramms zu vergeben (18.000 zuerkannte Aktien).

21.1.2 Beizulegender Zeitwert von Bonusaktienplänen mit oder ohne Leistungsbedingungen

Die Berechnung des beizulegenden Zeitwerts der neuen 2019 von ENGIE bewilligten Pläne beruht auf folgenden Annahmen:

Zuteilungstag	Ende der Wartefrist	Ende der Sperrfrist	Preis am Tag der Zuteilung	Erwartete Dividende	Finanzierungsaufwendungen für den Mitarbeiter	Kosten der Nichtübertragbarkeit
17. Dezember 2019	14. März 2023	14. März 2024	14,7	0,75	4,3%	0,44
17. Dezember 2019	14. März 2023	14. März 2023	14,7	0,75	4,3%	0,44
17. Dezember 2019	14. März 2023	14. März 2023	14,7	0,75	4,3%	0,56
17. Dezember 2019	14. März 2024	14. März 2024	14,7	0,75	4,3%	0,44
Gewichteter durchschnittlicher beizulegender Zeitwert des Plans vom 17. Dezember 2019

Zuteilungstag	Marktbezogene Leistungsbedingung	Beizulegender Zeitwert je Einheit
17. Dezember 2019	ja	11,03
17. Dezember 2019	ja	11,55
17. Dezember 2019	nein	12,45
17. Dezember 2019	ja	10,84
Gewichteter durchschnittlicher beizulegender Zeitwert des Plans vom 17. Dezember 2019		11,01

21.1.3 Überprüfung der internen Leistungsbedingungen für die Pläne

Zusätzlich zu der Bedingung des fortbestehenden Beschäftigungsverhältnisses in der Gruppe unterliegt die Teilnahmevoraussetzung an bestimmten Bonusaktien- und Performance-Share-Programmen einer internen Leistungsbedingung. Wird sie nicht vollständig erfüllt, reduziert sich die Zahl der den Mitarbeitern gewährten Bonusaktien gemäß den Festlegungen in den Plänen, was zu einer Senkung des Gesamtaufwands führt, der nach IFRS 2 für die Pläne ausgewiesen wird. Leistungsbedingungen werden am Ende jeder Berichtsperiode überprüft.

ANHANG 22 Geschäfte mit nahe stehenden Unternehmen und Personen

Diese Erläuterung beschreibt wesentliche Geschäftsvorfälle zwischen dem Konzern und nahe stehenden Unternehmen und Personen.

Vergütungen für Mitglieder des Managements in Schlüsselpositionen werden in Anhang 23 "Vergütung von Führungskräften" angegeben.

Transaktionen mit assoziierten und Gemeinschaftsunternehmen sind in Anhang 3 "Investitionen in Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden" beschrieben.

Im Folgenden werden nur wesentliche Geschäfte beschrieben.

22.1 Beziehungen zum französischen Staat und zu Unternehmen, die ganz oder teilweise im Besitz des französischen Staats sind

22.1.1 Beziehungen zum französischen Staat

Der französische Staat hielt am 31. Dezember 2019 an der Gruppe einen Anteil von 23,64 %, der gegenüber dem Vorjahr unverändert ist. Damit hat er Anspruch auf drei von insgesamt 14 Sitzen im Aufsichtsrat (verglichen mit vier von insgesamt 19).

Der französische Staat hält 34,23 % der theoretischen Stimmrechte (34,47 % der ausübbaren Stimmrechte) gegenüber 34,51 % Ende 2018.

Am 22. Mai 2019 wurde das PACTE-Gesetz (Aktionsplan für Wachstum und Wandel von Unternehmen) verabschiedet, nach dem der französische Staat seine ENGIE-Aktien ohne Einschränkungen veräußern kann.

Außerdem hält der französische Staat eine goldene Aktie, um kritische Interessen Frankreichs zu schützen und die Kontinuität und die Sicherheit der Lieferungen im Energiesektor zu wahren. Die goldene Aktie ist dem französischen Staat auf unbegrenzte Zeit gewährt und berechtigt ihn, gegen Beschlüsse von ENGIE ein Veto einzulegen, wenn er der Auffassung ist, dass sie den Interessen Frankreichs schaden.

Der Auftrag zum Erbringen öffentlicher Dienstleistungen im Energiesektor ist im Gesetz vom 3. Januar 2003 definiert.

Alle Übertragungsgebühren durch das Transportnetz von GRTgaz und das Gasverteilungsnetz in Frankreich wie auch die Gebühren für den Zugang zu den französischen LNG-Terminals und Erlöse aus Speicherkapazitäten sind reguliert. Das am 8. November 2019 verabschiedete Gesetz "Energie und Klima" beendet die regulierten Gastarife und schränkt die regulierten Stromtarife für Verbraucher und Kleinunternehmen ein. Das Ende der regulierten Gaspreise kommt am 1. Juli 2023.

22.1.2 Beziehungen zu EDF

Nach der Schaffung des französischen Netzbetreibers für die Verteilung von Gas und Strom am 1. Juli 2004 (EDF Gaz de France Distribution) haben Gaz de France SA und EDF am 18. April 2005 eine Vereinbarung geschlossen, die ihre Beziehungen hinsichtlich des Verteilungsgeschäfts regelt. Das Gesetz vom 7. Dezember 2006 über den Energiesektor organisierte die Verteilungsnetze für Erdgas und Strom neu. Enedis SA (vorher: ERDF SA), eine Tochtergesellschaft von EDF SA, und GRDF SA, eine Tochtergesellschaft von ENGIE SA, wurden am 1. Januar 2007 bzw. am 1. Januar 2008 gegründet. Sie agieren im Einklang mit der zuvor von den beiden marktbeherrschenden Betreibern geschlossenen Vereinbarung.

22.2 Beziehungen zur CNIEG (Caisse Nationale des Industries Electriques et Gazieres)

Die Beziehungen der Gruppe zur CNIEG, die alle Leistungen für Altersvorsorge, Todesfall und Erwerbsunfähigkeit für erwerbstätige und pensionierte Beschäftigte der Gruppe, die unter den EGI-Sonderpensionsplan fallen, und für die Beschäftigten von EDF und nicht verstaatlichten Unternehmen (Entreprises Non Nationalisees - ENN) regelt, sind in Anhang 20 "Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstige langfristige Leistungen" beschrieben.

ANHANG 23 Vergütung von Vorstandsmitgliedern und Führungskräften

Die im Folgenden dargestellte Vergütung von Führungskräften umfasst die Vergütung für den geschäftsführenden Vorstand und den Aufsichtsrat der Gruppe. Ihre Vergütung gliedert sich wie folgt:

Am 31. Dezember 2019 hatte der geschäftsführende Vorstand 14 Mitglieder (am 31. Dezember 2018: 11 Mitglieder).

In Millionen Euro	31. Dez. 2019	31. Dez. 2018
Kurzfristige Leistungen	21	21
Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses	10	6
Anteilsbasierte Vergütungen	5	5
Leistungen bei Beendigung des Arbeitsverhältnisses	-	0
SUMME	36	31

Die Pensionsleistungsverpflichtungen für den Geschäftsführenden Vorstand der Gruppe betrugen am 31. Dezember 2019 37 Mio. €. Dieser Betrag ist geschätzt, da diese Verpflichtungen grundsätzlich nicht individualisiert aufgeführt werden. Die Gruppe finanziert Pensionsverpflichtungen im Grundsatz durch Sicherungsverhältnisse, ohne dass diese speziell Ruhestandsverpflichtungen gegenüber einer bestimmten Gruppierung zugeordnet sind.

ANHANG 24 Working-Capital-Bedarf, Vorräte, sonstige Vermögenswerte und sonstige Verbindlichkeiten

Bilanzierungsstandards

Nach IAS 1 werden die kurzfristigen und langfristigen Vermögenswerte und Verbindlichkeiten der Gruppe getrennt in der Konzernbilanz ausgewiesen. Für die meisten Geschäftstätigkeiten der Gruppe beruht die Zuordnung zu kurzfristigen und langfristigen Posten darauf, wann zu erwarten ist, dass Vermögenswerte realisiert oder Schulden getilgt sein werden. Vermögenswerte, deren Verwertung, oder Schulden, deren Tilgung innerhalb eines Zeitraums von 12 Monaten ab Ende der Berichtsperiode zu erwarten sind, gelten als kurzfristig, während alle sonstigen Posten als langfristig klassifiziert sind.

24.1 Zusammensetzung der Änderung des Working-Capital-Bedarfs

In Millionen Euro	Änderung des Working-Capital-Bedarfs per 31. Dez. 2019	Änderung des Working-Capital-Bedarfs per 31. Dez. 1918 ⁽¹⁾
Vorräte	465	(268)
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen, netto	802	(2.311)
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten, netto	(1.107)	2.177
Mit Steuern und Arbeitnehmern verbundene Forderungen/Verbindlichkeiten	(36)	237
Margenausgleich und derivative Instrumente, die Commodities in Verbindung mit Handelstätigkeit sichern	(981)	197
Sonstige	(253)	117
SUMME	(1.110)	149

⁽¹⁾ Die per 31. Dezember 2018 veröffentlichten Daten wurden aufgrund der Übergangsmethode, die für die Anwendung von IFRS 16 benutzt wurde, nicht neu berechnet (vgl. Anhang 1 "Bilanzierungsrahmen und Grundlage für die Vorbereitung des Konzernabschlusses").

24.2 Vorräte

Bilanzierungsstandards

Vorräte werden nach den Kosten oder dem realisierbaren Nettowert bewertet, in Abhängigkeit davon, welcher Wert der niedrigere ist. Der realisierbare Nettowert entspricht dem geschätzten Verkaufspreis in der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit, abzüglich der geschätzten Fertigstellungskosten und der geschätzten Kosten, die nötig sind, damit der Verkauf zustande kommt.

Die Anschaffungs- oder Herstellungskosten der Vorräte werden nach der Methode First-in-first-out oder der Durchschnittsmethode bestimmt.

Eingekaufte Brennelemente verbrauchen sich über eine Reihe von Jahren im Prozess der Stromerzeugung. Der Verbrauch dieses Brennelementevorrats wird auf der Grundlage von Schätzungen der erzeugten Strommenge je Brennelementeeinheit ausgewiesen.

Gasvorräte

In Untergrundspeicher injiziertes Gas umfasst Arbeitsgas, das entnommen werden kann, ohne dem weiteren Betrieb der Speicherstätten abträglich zu sein, und Kissengas, das untrennbar zu den Speicherstätten gehört und wesentlich für deren Betrieb ist (vgl. Anhang 15.Sachanlagen").

Arbeitsgas wird bei den Vorräten eingestuft und zum gewichteten durchschnittlichen Kaufpreis bei Einspeisung in das Gasleitungsnetz bewertet, unabhängig von seiner Herkunft, einschließlich etwaiger Regasifizierungskosten.

Abflüsse aus den Vorräten der Gruppe werden nach dem Prinzip der Durchschnittsmethode bewertet.

Ein Wertminderungsaufwand wird angesetzt, wenn der Nettoveräußerungswert von Vorräten geringer als ihre gewichteten Durchschnittskosten ist.

Bestimmte Vorräte dienen Handelszwecken. Sie werden nach IAS 2 zum beizulegenden Zeitwert abzüglich der geschätzten Kosten angesetzt, die nötig sind, damit der Verkauf zustande kommt. Änderungen dieses beizulegenden Zeitwerts erscheinen in der konsolidierten Gewinn- und Verlustrechnung für das Jahr, in dem sie eintreten.

Treibhausgasemissionszertifikate

Die Richtlinie 2003/87/EG ist in der Europäischen Union die Grundlage für den Handel mit Treibhausgas-(THG)-Emissionszertifikaten. Laut Richtlinie müssen die betreffenden Unternehmen jedes Jahr eine Anzahl von Zertifikaten in Höhe der gesamten THG-Emissionen ihrer Anlagen während des Vorjahres abgeben. Da es keine speziellen IFRS-Regelungen für die bilanzielle Behandlung von THG-Emissionszertifikaten gibt, hat die Gruppe beschlossen, folgende Prinzipien anzuwenden:

―	Emissionszertifikate werden als Vorräte eingestuft, da sie sich im Produktionsprozess verzehren;
―	auf dem Markt erworbene Emissionszertifikate werden zu den Anschaffungskosten erfasst;
―	kostenfrei gewährte Emissionszertifikate erscheinen in der Bilanz zum Wert null.

Am Jahresende weist die Gruppe eine Verbindlichkeit aus, wenn sie nicht genug Emissionszertifikate hat, um ihre THG-Emissionen während des Jahres abzudecken. Diese Verbindlichkeit wird zum Marktwert der Zertifikate bewertet, die erforderlich sind, um ihre Verpflichtungen am Jahresende zu erfüllen, oder ausgehend vom Preis künftiger Verträge, die geschlossen werden, um das Fehlen von Emissionszertifikaten abzusichern.

Energiesparzertifikate (ESC)

Da es für die Bilanzierung von Energiesparzertifikaten (ESC) bislang keine IFRS-Standards oder IFRIC-Interpretationen gibt, werden die folgenden Grundsätze angewandt:

―	Sollte die Anzahl der gehaltenen ESCs am Ende der Berichtsperiode die Verpflichtung überschreiten, werden sie als Vorrat bilanziert, andernfalls als Verbindlichkeit;
―	der Wert von ESC-Vorräten entspricht den gewichteten Durchschnittskosten (Anschaffungskosten für erworbene ESCs oder angefallene Kosten für die ESCs, die intern generiert wurden).

In Millionen Euro	31. Dez. 2019	31. Dez. 2018
Vorräte an Erdgas, netto	1.104	1.274
Uranbestände	538	595
CO ₂-Emissionszertifikate, grüne Zertifikate und Energiesparzertifikate, netto	682	654
Rohstoffvorräte, ohne Gas, und sonstige Bestände, netto	1.294	1.635
SUMME	3.617	4.158

24.3 Sonstige Vermögenswerte und sonstige Verbindlichkeiten

	31. Dez. 2019				31. Dez. 2018 ⁽¹⁾
	Vermögenswerte		Verbindlichkeiten		Vermögenswerte
In Millionen Euro	Langfristig	Kurzfristig	Langfristig	Kurzfristig	Langfristig	Kurzfristig
Sonstige Vermögenswerte und Verbindlichkeiten	384	10.216	(1.222)	(13.101)	474	9.337
Steueransprüche/-forderungen	-	6.986	-	(7.750)	-	6.999
Arbeitnehmeransprüche/ -forderungen	214	39	(6)	(2.594)	275	72
Dividendenansprüche/ -forderungen	-	21	-	(104)	-	12
Sonstige	171	3.170	(1.215)	(2.653)	198	2.255

	31. Dez. 2018 ⁽¹⁾
	Verbindlichkeiten
In Millionen Euro	Langfristig	Kurzfristig
Sonstige Vermögenswerte und Verbindlichkeiten	(960)	(12.529)
Steueransprüche/-forderungen	-	(7.449)
Arbeitnehmeransprüche/ -forderungen	(5)	(2.461)
Dividendenansprüche/ -forderungen	-	(170)
Sonstige	(954)	(2.449)

⁽¹⁾ Die per 31. Dezember 2018 veröffentlichten Daten wurden aufgrund der Übergangsmethode, die für die Anwendung von IFRS 16 benutzt wurde, nicht neu berechnet (vgl. Anhang 1 "Bilanzierungsrahmen und Grundlage für die Vorbereitung des Konzernabschlusses").

Am 31. Dezember 2019 gehört zu den sonstigen langfristigen Vermögenswerten auch eine Forderung an EDF Belgien, die Kernenergierückstellungen von 92 Mio. € betrifft (31. Dezember 2018: 74 Mio. €).

ANHANG 25 Gerichts- und wettbewerbsrechtliche Verfahren

Im Zuge ihrer gewöhnlichen Geschäftstätigkeit ist die Gruppe Partei in einer Reihe von Gerichts- und wettbewerbsrechtlichen Verfahren gegen Dritte oder Rechtsinstanzen und/oder Verwaltungsbehörden (einschließlich Steuerbehörden).

Die im Folgenden dargestellten wichtigsten Rechtsstreitigkeiten und Untersuchungen sind als Verbindlichkeiten angesetzt oder führen zu Eventualforderungen oder -verbindlichkeiten.

Im Zuge ihrer gewöhnlichen Geschäftstätigkeit ist die Gruppe in eine Reihe von Rechtsstreitigkeiten und Untersuchungen vor staatlichen Gerichten, Schiedsgerichten oder Aufsichtsbehörden involviert. Die Rechtsstreitigkeiten und Untersuchungen, die sich wesentlich auf die Gruppe auswirken könnten, sind im Folgenden dargestellt.

25.1 Frankreich ohne Infrastructures

25.1.1 Quellensteuer

In ihrer Steuernachforderung vom 22. September 2008 beanstandeten die französischen Steuerbehörden die steuerliche Behandlung des regresslosen Verkaufs einer Quellensteuer (precompte)-Forderung durch SUEZ (heute ENGIE) 2005 in Höhe von 995 Mio. €. (Die Forderung bezieht sich auf die precompte, die für die Steuerjahre 1999-2003 gezahlt wurde.) Das Verwaltungsgericht Montreuil fällte im April 2019 ein Urteil zugunsten von ENGIE, was die französischen Steuerbehörden veranlasste, im Mai 2019 die Entscheidung vor dem Berufungsgericht Versailles anzufechten. Gegenwärtig tauschen die Parteien Schriftsätze aus.

Hinsichtlich des Streits über die precompte selbst wies der Conseil d'Etat die Anfechtung vor dem Kassationshof am 1. Februar 2016 ab, mit der die Rückzahlung der precompte für die Steuerjahre 1999, 2000 und 2001 erreicht werden sollte. Die Fälle, bei denen es um die Rückzahlung der precompte für die Steuerjahre 2002, 2003 und 2004 ging, sind noch vor den Appellationsgerichten anhängig.

Nachdem sich ENGIE und verschiedene französische Konzerne beschwert hatten, übermittelte die Europäische Kommission dem französischen Staat am 28. April 2016 zudem eine begründete Stellungnahme als Teil des Verletzungsverfahrens, in der sie die Auffassung vertrat, dass sich der Conseil d'Etat nicht an das Recht der Europäischen Union halte, wenn er Urteile zu Streitigkeiten über den precompte verkündet, wie solche, die ENGIE betreffen. Am 10. Juli 2017 verwies die Europäische Kommission die Angelegenheit wegen der Nichteinhaltung durch Frankreich an den Gerichtshof der Europäischen Union (EuGH). Am 4. Oktober 2018 entschied der Gerichtshof der Europäischen Union teilweise zugunsten der Europäischen Kommission. Danach muss Frankreich sein Vorgehen bei der Festlegung von precompte-Rückzahlungen für abgeschlossene und anhängige Fälle überprüfen.

25.2 Frankreich Infrastructures

25.2.1 Inbetriebnahme

Im Rechtsstreit zwischen GRDF und mehreren Gasversorgern urteilte das Pariser Appellationsgericht in einer Entscheidung vom 2. Juni 2016, die eine Entscheidung des Ständigen Ausschusses für Rechtsstreitigkeiten und Sanktionen (Comite de rĕglement des differends et des sanctions - CoRDiS) der Regulierungsbehörde für Energie (Commission de la Regulation de lEnergie -CRE) von September 2014 aufhob, dass die für Lieferanten erbrachten Übertragungsleistungen seit Marktöffnung für Endkunden erbracht werden müssen bzw. hätten erbracht werden müssen. Vor diesen Entscheidungen erbrachten nur Verteilungsunternehmen Lieferleistungen für Endkunden im Tausch dafür, dass Lieferanten Kundenmanagementleistungen bezahlten, denn es gab nur einen Vertrag.

Da der Lieferant jetzt ebenfalls Kundenmanagementleistungen im Zusammenhang mit der Erdgasübertragung im Auftrag des Verteilungsunternehmens erbringt, wurde der Lieferant hinsichtlich der Liefer- und Übertragungsleistungen zu einem Mittler zwischen Verteilungsunternehmen und Endkunden. Die Vertragsverhältnisse wurden daher vollständig neu organisiert. Somit müsste (i) nunmehr der Netzmanager anstelle des Gaslieferanten das Risiko der unbezahlten Vergütung für den "Übertragungs"-Teil der Vereinbarung mit dem Endkunden tragen und (ii) müsste die Vergütung für Kundenmanagementleistungen im Zusammenhang mit Übertragungs- und Verteilungsleistungen, die der Lieferant im Auftrag des Netzmanagers erbringt, fair sein und den Kosteneinsparungen des Netzmanagers entsprechen. Das Pariser Appellationsgericht ordnete an, dass GRDF die Übertragungsvereinbarungen nach diesen Grundsätzen regeln müsse. Es ordnete weiterhin an, dass der CoRDiS den Betrag für die Kundenmanagementleistungen zu bewerten habe. GRDF legte gegen das Urteil des Appellationsgerichts Beschwerde beim Kassationshof ein.

Im März 2018 befasste der Kassationshof den Gerichtshof der Europäischen Union (EuGH) mit dem Fall, damit er urteile, ob der CoRDiS diese Entscheidungen nach europäischem Recht rückwirkend anwenden kann. Im Mai 2019 stellte der Generalanwalt des EuGH seinen Schlussantrag. Am 19. Dezember 2019 fällte der EuGH sein Urteil, in dem er davon ausging, dass die Gas-Richtlinie (Richtlinie 2009/73/EG) Gremien zur Streitbeilegung nicht verbietet, rückwirkende Entscheidungen für einen Zeitpunkt vor dem Datum des Rechtsstreits zu treffen. Nach dem Urteil des EuGH hat der Kassationshof eine Verhandlung für April 2020 angesetzt. Der Kassationshof könnte sein Urteil bis Ende der ersten Jahreshälfte 2020 fällen.

Im Juni 2018 wies der CoRDiS, der vom Pariser Appellationsgericht mit der Bewertung des Betrages für die Kundenmanagementleistungen beauftragt worden war, GRDF an, Direct Energie und ENI einen neuen Nachtrag für eine Vergütung auf der Basis der Preisgestaltung vorzuschlagen, die die CRE in ihren Entscheidungen von Oktober 2017 und Januar 2018 festgelegt hatte. Sowohl GRDF auf der einen Seite als auch Direct Energie und ENI auf der anderen Seite haben das Urteil vor dem Pariser Appellationsgericht angefochten. GRDF ficht die in der Vergangenheit gezahlte Vergütung vor allem mit dem Argument an, dass die jeweiligen Beträge bereits vom Lieferanten an die Endkunden weitergegeben wurden. Am 23. Januar 2020 fällte das Pariser Appellationsgericht sein Urteil, in dem es davon ausging, dass die Lieferanten die obligatorischen Netzdienstleister für das Kundenmanagement sind. Es stieß weitere Gespräche über die Höhe des Kundenmanagementbetrags für Direct Energie und ENI für die Jahre 2005-2018 an.

Da das Pariser Appellationsgericht 2016 der Auffassung war, dass ENI keine rückwirkende Vergütung verlangt habe (die Forderungen vor 2016 waren nur auf die Zukunft gerichtet), machte ENI im März 2017 eine Forderung beim CoRDiS geltend, um eine rückwirkende Vergütung (87,8 Mio. € für die Periode von 2008 bis 2016) für Kundenmanagementleistungen zu erlangen. Der CoRDiS fällte im Juli 2019 seine Entscheidung und wies die Forderung von ENI ab. ENI focht diese Entscheidung vor dem Pariser Appellationsgericht an.

Im Mai 2017 klagte Direct Energie ebenfalls vor dem Pariser Handelsgericht wegen missbräuchlicher Ausnutzung einer marktbeherrschenden Stellung und rechtserheblicher Ungleichheit der vertraglichen Pflichten in den Übertragungsverträgen und forderte zunächst 89,5 Mio. € als Schadenersatz für den Zeitraum 2009 bis 2016. Diese Forderung erhöhte sich seitdem auf 140 Mio. €. Es handelt sich um eine Entschädigungsforderung, anders als bei den beim CoRDiS vorgetragenen Forderungen, bei denen eine Vergütung für das Kundenmanagement bei Verteilungsleistungen angestrebt wird.

Das Pariser Handelsgericht urteilte im Januar 2019 und ordnete an, dass GRDF 17 Mio. € an Direct Energie zu zahlen habe.

GRDF und Direct Energie fochten diese Entscheidung an und stellten im Juni 2019 ihre Anträge.

Im Juli 2019 strengte ENI ein Verfahren gegen GRDF vor dem Pariser Handelsgericht wegen missbräuchlicher Ausnutzung einer marktbeherrschenden Stellung und rechtserheblicher Ungleichheit mit der Begründung an, dass GRDF von ENI das Erbringen von Kundenmanagementleistungen bei der Verteilung ohne Vergütung verlangt habe. ENI verlangt etwas über 300 Mio. €.

Im Hinblick auf das im Auftrag des Netzmanagers für die Strombranche erbrachte Kundenmanagement (in diesem Fall ERDF, heute ENEDIS) urteilte der Conseil d'Etat nach einem von ENGIE angestrengten Verfahren am 13. Juli 2016 auch, dass derselbe Grundsatz gilt, wonach der Netzmanager den Lieferanten vergütet. In derselben Entscheidung sprach der Conseil d'Etat dem CRE das Recht ab, eine Obergrenze für Kunden festzulegen, über die hinaus keine Vergütung zu zahlen ist, weshalb ENGIE bislang keine Vergütung erhalten hat. Angesichts dieser Entscheidung verklagte ENGIE ENEDIS, um die Bezahlung dieser Kundenmanagementleistungen zu erlangen. Der Gesetzgeber hat einen Beschluss verabschiedet, der rückwirkend die mit ENEDIS geschlossenen Verträge für gültig erklärt. In seinem Urteil vom 19. April 2019 verkündete das Verfassungsgericht, dass diese Bestimmung verfassungsgemäß sei. Das Verfahren gegen ENEDIS läuft noch. ENGIE klagte vor dem Conseil d'Etat auch gegen die Entscheidung der CRE vom 26. Oktober 2017 über die Vergütung von Kundenmanagementleistungen in der Strombranche für die Zeit vor dem 1. Januar 2018, hat sich aber aus dem Verfahren zurückgezogen.

25.3 Resteuropa

25.3.1 Wiederaufnahme und Verlängerung des Betriebs von Kernkraftwerken

Verschiedene Verbände haben vor dem Verfassungsgericht, dem Conseil d'Etat und normalen Gerichten gegen die Gesetze und Verwaltungsentscheidungen geklagt, die die Verlängerung der Betriebsdauer der Reaktoren Doel 1 und 2 und Tihange 1 genehmigt haben. Das Appellationsgericht Brüssel wies mit Urteil vom 12. Juni 2018 die Forderungen von Greenpeace ab. Greenpeace legte beim Kassationshof Widerspruch gegen das Urteil ein. Der Kassationshof wies diesen Widerspruch am 9. Januar 2020 ab. Somit ist die Entscheidung des Brüsseler Appellationsgerichts vom 12. Juni 2018 nun endgültig. Im Hinblick auf die Klage vor dem Verfassungsgericht am 22. Juni 2017 verwies das Gericht den Fall an den Gerichtshof der Europäischen Union (EuGH) für eine Vorabentscheidung. Am 29. Juli 2019 urteilte der EuGH, dass das belgische Gesetz über die Verlängerung der Betriebsdauer der Reaktoren Doel 1 und Doel 2 verabschiedet wurde, ohne dass es zuvor die erforderlichen Umweltverträglichkeitsprüfungen gab, dass aber das Gesetz über die Verlängerung der Betriebsdauer temporär gelten könnte, falls eine schwerwiegende erhebliche Stromknappheit droht, und dann auch nur für den Zeitraum, der unbedingt nötig ist, um die Bedrohung abzuwenden. Das Urteil des Verfassungsgerichts wird demnächst erwartet. Außerdem ist noch die Beschwerde beim Conseil d'Etat anhängig.

Zudem haben einige lokale Behörden und verschiedene Organisationen die Genehmigung zur Wiederaufnahme des Betriebs des Reaktors Tihange 2 angefochten. Am 9. November 2018 wies der Conseil d'Etat die Klage einiger deutscher Behörden ab, die die Aufhebung dieser Entscheidung verlangten. Das Zivilverfahren ist noch vor dem Brüsseler Gericht erster Instanz anhängig.

25.3.2 Forderung der niederländischen Steuerbehörden im Zusammenhang mit der Abzugsfähigkeit von Zinsen

Aufgrund einer strittigen Auslegung einer Gesetzesänderung, die 2007 in Kraft trat, lehnen die niederländischen Steuerbehörden die Abzugsfähigkeit eines Teils (1,1 Mrd. €) der Zinsen ab, die für einen Finanzierungsvertrag zum Erwerb von Investments in den Niederlanden seit 2000 gezahlt wurden. Nach der Abweisung der Verwaltungsklage gegen den Steuerbescheid 2007 durch die niederländischen Steuerbehörden wurde im Juni 2016 vor dem Gericht erster Instanz in Arnhem Klage erhoben. Am 4. Oktober 2018 entschied das Gericht zugunsten der Steuerbehörden. Da jedoch ENGIE Energie Nederland Holding BV die Argumentation des Gerichts nach niederländischem und europäischem Recht für widersprüchlich und strittig hält, hat es gegen das Urteil Rechtsmittel ei ngelegt.

25.3.3 Forderung der niederländischen Steuerbehörden im Zusammenhang mit Wertminderungsaufwand bei einem Kraftwerk

Die niederländischen Steuerbehörden haben die steuerliche Abzugsfähigkeit von Wertminderungsaufwand für einen Vermögenswert abgelehnt, den ENGIE Energie Nederland NV in den Steuererklärungen 2010-2013 ausgewiesen hat. Die Behörden bestritten die Zurechnungszeit für die Wertminderungsaufwendungen und die Höhe. Daher rechneten sie den vollen Betrag der kumulierten Wertminderungsaufwendungen für den Vermögenswert über den genannten Zeitraum hinzu. Das ist ein Betrag von 1,9 Mrd. €. ENGIE hat die Position der Steuerbehörden sowohl hinsichtlich des Zeitraums als auch der Höhe angefochten und im November 2018 eine Verwaltungsbeschwerde eingereicht, die im Februar 2019 abgewiesen wurde. ENGIE zieht in Erwägung, ein Gerichtsverfahren anzustrengen.

25.3.4 Verrechnungspreis für Gas

Die Steuerfahndung der belgischen Steuerbehörden hat zwei Steuernachforderungen zu steuerbaren Einnahmen in den Steuerjahren 2012 und 2013 in Höhe eines aggregierten Betrags von 706 Mio. € geltend gemacht, denn sie ist der Auffassung, dass der für die Gaslieferung von ENGIE (damals GDF SUEZ) an Electrabel S.A. angesetzte Preis zu hoch war. ENGIE und Electrabel S.A. haben diese Korrektur angefochten. Belgien und Frankreich haben Vergleichsverhandlungen aufgenommen, um den Streit beizulegen.

25.3.5 Spanien - Pünica

Im Fall Pünica (einer Untersuchung zur Auftragsvergabe) leitete der mit dem Fall befasste Untersuchungsrichter Ermittlungen gegen 12 Mitarbeiter von Cofely Espana und das Unternehmen selbst ein. Die kriminalpolizeiliche Ermittlung dauert an und soll am 6. Juni 2020 abgeschlossen sein.

25.3.6 Italien - Vado Ligure

Am 11. März 2014 beschlagnahmte und schloss das Gericht in Savona die mit Kohle betriebenen Blöcke VL3 und VL4 des Wärmekraftwerks Vado Ligure der Tirreno Power S.p.A. (TP), eines Unternehmens, das sich zu 50 % im Besitz der ENGIE Gruppe befindet. Dieses Urteil wurde als Teil einer strafrechtlichen Ermittlung gegen die gegenwärtigen und früheren Geschäftsführer von TP wegen Verstoßes gegen den Umweltschutz und Gefährdung der öffentlichen Gesundheit erlassen. Die Untersuchung wurde am 20. Juli 2016 abgeschlossen. Der Fall wurde zur Verhandlung in der Hauptsache dem Gericht in Savona übertragen. Das Verfahren begann am 11. Dezember 2018 und dauert 2020 an.

25.3.7 Italien - Steuerstreit wegen Verbrauchsteuer und Umsatzsteuer von ENGIE Italia (vorher: GDF SUEZ Energie)

2017 fochten die italienischen Steuerbehörden den Rechtsverzicht auf Verbrauchsteuer für von ENGIE Italia für Industriekunden in Italien erbrachte Gasweiterleitungen mit der Begründung an, dass das Unternehmen keine Genehmigung für diese Kunden habe. Die Behörden haben vor, einen neuen Steuerbescheid über insgesamt 126 Mio. € zu erteilen (Verbrauchsteuer, Umsatzsteuer, Verzugszinsen und Zinsen). ENGIE Italia hat die Rechtmäßigkeit dieses Verfahrens sowohl nach italienischem als auch nach europäischem Recht bestritten. In jedem Fall stünde die Sanktion in keinem Verhältnis zu einer normalen Forderung.

2018 wandte sich ENGIE Italia an das Gericht erster Instanz in Perugia und verlangte die Aufhebung des Steuerbescheids.

Im Oktober 2018 wies das Gericht der ersten Instanz den Antrag auf Aufhebung ab. Es berief sich einfach auf einen veralteten Ministerialerlass und ignorierte die rechtlichen Argumente von ENGIE Italia.

ENGIE Italia legte im November 2018 Rechtsmittel gegen das Urteil ein, und das Appellationsgericht entschied im November 2019 mit der Begründung zu seinen Gunsten, dass die von den italienischen Steuerbehörden verlangten Dokumente nicht rechtmäßig waren und dass die Behörden die faktische Situation des Steuerzahlers bedenken müssten um festzustellen, ob Verbrauchsteuer zu zahlen sei. Die italienischen Steuerbehörden können den Fall vor den Kassationshof bringen.

25.3.8 Italien - Wettbewerbsverfahren

Am 9. Mai 2019 verhängte die italienische Wettbewerbsbehörde über ENGIE Servizi SpA und ENGIE Energy Services International S.A. einzeln und gesamtschuldnerisch eine Geldstrafe von 38 Mio. € für angeblichen unlauteren Wettbewerb im Zusammenhang mit der Vergabe des Vertrags Consip FM4 2014. Beim regionalen Verwaltungsgericht Lazio (TAR Lazio) wurden Rechtsmittel eingelegt. Das TAR Lazio hat die Zahlung der Strafe ausgesetzt. Das Beschwerdeverfahren ist anhängig.

25.4 Lateinamerika

25.4.1 Konzessionen in Buenos Aires und Santa Fe

2003 strengten ENGIE und seine gemeinschaftlichen Anteilseigner, Konzessionsnehmer für die Wasserversorgung in Buenos Aires und Santa Fe, zwei Schiedsverfahren gegen den argentinischen Staat vor dem International Center for Settlement of Investment Disputes (ICSID - Internationales Zentrum zur Beilegung von Investitionsstreitigkeiten) an. Gegenstand der Verfahren ist eine Kompensation für den Wertverlust von Investitionen, die auf der Grundlage bilateraler Investitionsschutzabkommen seit Beginn der Konzession getätigt wurden.

Bekanntlich haben ENGIE und SUEZ (vormals SUEZ Environnement) vor dem Börsengang von SUEZ Environnement Company eine Vereinbarung darüber geschlossen, dass die Rechte und Pflichten aus dem Anteilsbesitz von ENGIE an Aguas Argentinas und Aguas Provinciales de Santa Fe wirtschaftlich auf SUEZ übergehen, einschließlich der Rechte und Pflichten aus dem Schiedsverfahren.

Am 9. April 2015 ordnete das ICSID an, dass der argentinische Staat 405 Mio. USD für die Kündigung der Konzessionsverträge über die Wasserversorgung und -aufbereitung in Buenos Aires zu zahlen habe (einschließlich 367 Mio. USD an ENGIE und die Tochterunternehmen), und am 4. Dezember 2015 die Zahlung von 225 Mio. USD für die Kündigung der Konzessionsverträge für Santa Fe. Der argentinische Staat versuchte, diese Urteile aufheben zu lassen. Mit Beschluss vom 5. Mai 2017 wurde die Forderung nach Aufhebung des Urteils zu Buenos Aires zurückgewiesen. Die Forderung, das Urteil im Fall Santa Fe aufzuheben, wurde mit Beschluss vom 14. Dezember 2018 zurückgewiesen. Somit sind beide Sprüche des ICSID nun endgültig und ein Schritt zur Beilegung des Rechtsstreits.

Die argentinische Regierung und verschiedene Aktionäre von Aguas Argentinas schlossen einen Vergleich gemäß Schiedsspruch vom 9. April 2015 bezüglich der Konzessionsverträge über die Wasserversorgung und -aufbereitung in Buenos Aires und setzten ihn um. Gemäß der oben genannten Vereinbarung über die wirtschaftliche Übertragung der Rechte und Pflichten von ENGIE an SUEZ erhielten SUEZ und die Tochterunternehmen 224,1 Mio. € in bar. Zudem muss das Urteil vom 14. Dezember 2018 über die Aguas Provinciales de Santa Fe eingeräumten Konzessionen zur Wasserversorgung und Abwasserbehandlung noch umgesetzt werden.

25.4.2 Geplante Errichtung eines LNG-Terminals in Uruguay

GNLS SA, eine gemeinsame Tochtergesellschaft von Marubeni und ENGIE, erhielt 2013 den Zuschlag für die Errichtung eines Offshore-LNG-Terminals in Uruguay. Am 20. November 2013 vergab GNLS Planung und Bau des Terminals an Construtora OAS SA. Nach einer Reihe von Problemen und Mängeln kündigte GNLS den Vertrag im März 2015 und machte von den Bürgschaften Gebrauch. OAS stellte die Kündigung des Vertrags infrage, unternahm aber keine Schritte gegen GNLS. Am 8. April 2015 meldete OAS in Uruguay Insolvenz an. Im September 2015 einigten sich GNLS und die Behörden darauf, den geplanten Bau aufzugeben.

Am 24. Mai 2017 trafen sich OAS und GNLS auf Verlangen von OAS in einem Schlichtungsverfahren vor uruguayischen Gerichten. Das Schlichtungsverfahren war erfolglos. Dann drohte OAS, GNLS vor uruguayischen Gerichten auf Schadenersatz zu verklagen.

Da GNLS infolge der Vertragskündigung erhebliche Verluste entstanden waren, beantragte es am 22. August 2017 ein Schiedsverfahren nach den Vertragsbedingungen, die eine Streitschlichtung in Madrid durch den ICC International Court of Arbitration vorsehen, und machte als Hauptforderung 373 Mio. USD geltend. OAS reagierte, indem es GNLS vor das Handelsgericht Montevideo zitierte und 311 Mio. USD als Schadenersatz verlangte. ENGIE trat dem Verfahren offiziell am 5. Dezember 2018 bei. Beide Verfahren sind noch anhängig.

25.4.3 Forderung im Hinblick auf Umsatzsteuerberichtigungen in Brasilien

Am 14. Dezember 2018 erließ die brasilianische Steuerverwaltung für ENGIE Brasil Energia Steuerbescheide für die Geschäftsjahre 2014, 2015 und 2016. Sie ging davon aus, dass das Unternehmen für PIS- und COFINS-Steuern (bundesstaatliche Mehrwertsteuern) haftbar sei, die für bestimmte Brennstoffe erstattet werden, die für die Stromerzeugung in Wärmekraftwerken verbraucht werden. Die Berichtigung belief sich auf insgesamt 492 Mio. brasilianische Real, einschließlich 229 Mio. brasilianische Real an Steuern, zu denen Strafgelder und Zinsen hinzukamen.

ENGIE Brasil Energia ficht diese Steuerbescheide an und machte 2019 Steuerforderungen geltend, die die Steuerbehörden jedoch abgewiesen haben. Eine letzte Forderung erhob ENGIE Brasil Energia im Januar 2020 auf Verwaltungsebene (vor möglichen Beschwerden bei Steuergerichten auf Justizebene).

25.5 Sonstige

25.5.1 Luxemburg - Untersuchung einer staatlichen Beihilfe

Am 19. September 2016 kündigte die Europäische Kommission ihren Beschluss an, eine Untersuchung darüber einzuleiten, ob zwei verbindliche Steuerauskünfte des Staates Luxemburg 2008 und 2010 zu zwei ähnlichen Transaktionen zwischen mehreren Tochterunternehmen der Gruppe in Luxemburg eine staatliche Beihilfe darstellen. Am 20. Juni 2018 traf die Europäische Kommission endgültig die ungünstige Entscheidung, dass Luxemburg für ENGIE eine staatliche Beihilfe geleistet habe. Am 4. September 2018 beantragte ENGIE die Aufhebung des Beschlusses beim Europäischen Gerichtshof, weil es das Bestehen eines selektiven Vorteils bestritt. Da diese Verfahren keine aufschiebende Wirkung haben, zahlte ENGIE am 22. Oktober 2018 123 Mio. € in Bezug auf eine dieser beiden Transaktionen auf ein Ander-Konto ein, da bei der anderen tatsächlich keine Beihilfe geflossen ist. Nach dem Verfahren vor dem Europäischen Gerichtshof wird diese Summe an ENGIE zurückerstattet oder an den Luxemburgischen Staat gezahlt, in Abhängigkeit davon, ob die Entscheidung der Kommission aufgehoben wird.

25.5.2 Polen - Wettbewerbsverfahren

Am 7. November 2019 wurde ENGIE Energy Management Holding Switzerland AG (EEMHS) in einem von der UOKiK angestrengten Verfahren eine Geldstrafe von 172 Mio. polnischen Zloty (40 Mio. €) wegen des Versäumnisses auferlegt, einer Forderung zur Offenlegung von Unterlagen gegenüber der polnischen Wettbewerbsbehörde (UOKiK) nachzukommen, denn sie vermutete eine mögliche Nichtmitteilung durch EEMHS und andere Finanzinvestoren, die an der Finanzierung der Pipeline Nord Stream 2 beteiligt sind. EEMHS legte Beschwerde beim Kartellgericht ein. Das Beschwerdeverfahren ist anhängig.

ANHANG 26 Ereignisse nach der Berichtsperiode

Am 22. Januar 2020 kündigte die Gruppe eine Partnerschaft mit dem Edelweiss Infrastructure Yield Plus Fund (EIYP) an, um ihre Mehrheitsbeteiligung an Photovoltaikanlagen in Indien zu verkaufen. Der Abschluss dieses Geschäfts wird für die erste Jahreshälfte 2020 erwartet. Es hilft, die Nettoverschuldung von ENGIE um über 400 Mio. € abzubauen.

Weiterhin verkündete die Gruppe am 23. Januar 2020, dass sie ein Ausschreibungsverfahren von Sterlite zum Erwerb eines Greenfield Konzessionsprojekts mit einer Laufzeit von 30 Jahren gewonnen habe. Das Projekt umfasst Bau, Betrieb und Instandhaltung einer 1.800 km langen Hochspannungsleitung, eines neuen Umspannwerks und den Ausbau von drei weiteren Umspannwerken im Norden Brasiliens. Alle nötigen Baugenehmigungen wurden gesichert, Baubeginn ist 2020. Für das Projekt werden Gesamtinvestitionskosten von 750 Mio. € erwartet.

ANHANG 27 Honorare für Wirtschaftsprüfer und die Mitglieder ihrer Netze

Gemäß Artikel 222-8 der Verordnung der französischen

Finanzmarktaufsichtsbehörde (AMF) informiert die folgende Tabelle über die Honorare, die ENGIE SA, ihre vollkonsolidierten Tochterunternehmen und Joint Operations jedem der Wirtschaftsprüfer gezahlt haben, die mit der Prüfung der Jahresabschlüsse und des Konzernabschlusses der ENGIE Gruppe beauftragt waren.

Die Hauptversammlung der ENGIE SA vom 28. April 2014 beschloss, das Mandat von Deloitte und EY als Abschlussprüfer um die Dauer von sechs Jahren von 2014-2019 zu verlängern.

	Deloitte			EY
In Millionen Euro	Deloitte & Associes	Netzwerk	Summe	EY und sonstige	Netzwerk	Summe
Abschlussprüfung und Prüfung des Konzernabschlusses und des Jahresabschlusses der Muttergesellschaft	5,5	6,7	12,2	5,9	7,0	12,9
• ENGIE SA	2,2	-	2,2	2,7	-	2,7
• Beherrschte Unternehmen	3,3	6,7	10,0	3,2	7,0	10,2
Nichtprüfungsleistungen	0,8	1,4	2,3	0,8	0,9	1,8
• ENGIE SA	0,6	-	0,6	0,7		0,7
davon Leistungen im Zusammenhang mit rechtlichen und aufsichtsbehördlichen Anforderungen	0,4	-	0,4	0,3	-	0,3
davon sonstige Prüfungsleistungen	0,2	-	0,2	0,4	-	0,4
davon Überprüfungen interner Prüfungen	-	-	-	-	-	-
davon Due-Diligence-Leistungen	-	-	-	-	-	-
davon steuerliche Leistungen	0,0	-	0,0	0,0	-	0,0
• Beherrschte Unternehmen	0,2	1,4	1,7	0,1	0,9	1,0
davon Leistungen im Zusammenhang mit rechtlichen und aufsichtsbehördlichen Anforderungen	-	0,5	0,5	0,1	0,3	0,3
davon sonstige Prüfungsleistungen	0,1	0,1	0,2	0,0	0,2	0,2
davon Überprüfungen interner Prüfungen	0,0	0,0	0,1	-	-	-
davon Due-Diligence-Leistungen	0,1	0,2	0,3	-	0,0	0,0
davon steuerliche Leistungen	0,0	0,6	0,6	0,0	0,5	0,5
SUMME	6,4	8,1	14,5	6,8	7,9	14,7

In Millionen Euro	Summe
Abschlussprüfung und Prüfung des Konzernabschlusses und des Jahresabschlusses der Muttergesellschaft	25,1
• ENGIE SA	5,0
• Beherrschte Unternehmen	20,2
Nichtprüfungsleistungen	4,0
• ENGIE SA	1,3
davon Leistungen im Zusammenhang mit rechtlichen und aufsichtsbehördlichen Anforderungen	0,7
davon sonstige Prüfungsleistungen	0,6
davon Überprüfungen interner Prüfungen	-
davon Due-Diligence-Leistungen	-
davon steuerliche Leistungen	0,0
• Beherrschte Unternehmen	2,7
davon Leistungen im Zusammenhang mit rechtlichen und aufsichtsbehördlichen Anforderungen	0,9
davon sonstige Prüfungsleistungen	0,4
davon Überprüfungen interner Prüfungen	0,1
davon Due-Diligence-Leistungen	0,3
davon steuerliche Leistungen	1,0
SUMME	29,2

ANHANG 28 Information über Unternehmen in Luxemburg und den Niederlanden, die von der Veröffentlichung von Jahresabschlüssen befreit sind

Einige Unternehmen der berichtspflichtigen Segmente Resteuropa und Sonstige veröffentlichen ihren Jahresabschluss nicht und stützen sich dabei auf nationale Bestimmungen des luxemburgischen (Artikel 70 des Gesetzes vom 19. Dezember 2002) und niederländischen Rechts (Artikel 403 des Zivilgesetzbuches) über die Freistellung von der Forderung nach Veröffentlichung des geprüften Jahresabschlusses.

Die freigestellten Unternehmen sind: ENGIE Energie Nederland NV, ENGIE Energie Nederland Holding BV, ENGIE Nederland Retail BV, ENGIE United Consumers Energie BV, Epon Eemscentrale III BV, Epon Eemscentrale IV BV, Epon Eemscentrale V BV, Epon Eemscentrale VI BV, Epon Eemscentrale VII BV, Epon Eemscentrale VIII BV, Epon International BV, Epon Power Engineering BV, ENGIE Portfolio Management BV, IPM Energy Services BV, Electrabel Invest Luxembourg, ENGIE Corp Luxembourg SARL, ENGIE Treasury Management SARL und ENGIE Invest International SA.

6.3 Bestätigungsvermerk der Abschlussprüfer für den Konzernabschluss

Das am 31. Dezember 2019 beendete Jahr

An die Hauptversammlung von ENGIE

Prüfungsurteil

In Erfüllung des uns von Ihrer Hauptversammlung übertragenen Auftrags haben wir den beigefügten Jahresabschluss von ENGIE ("das Unternehmen") für das am 31. Dezember 2019 beendete Jahr geprüft.

Nach unserer Beurteilung vermittelt der Abschluss ein zutreffendes Bild der Vermögens- und Finanzlage des Unternehmens per 31. Dezember 2019 und der Ertragslage für das dann beendete Jahr in Übereinstimmung mit den International Financial Reporting Standards, wie sie von der Europäischen Union übernommen wurden.

Das oben abgegebene Prüfungsurteil steht mit unserem Bericht an den Prüfungsausschuss in Einklang.

Grundlage für das Prüfungsurteil

Kontrollrahmen

Wir haben unsere Prüfung nach den in Frankreich geltenden Berufsstandards durchgeführt. Wir sind der Auffassung, dass die von uns erlangten Prüfungsnachweise ausreichend und angemessen sind, um als Grundlage für unser Prüfungsurteil zu dienen.

Unsere Verantwortung nach diesen Standards ist im Abschnitt "Verantwortung des Abschlussprüfers für die Prüfung des Konzernabschlusses" unseres Bestätigungsvermerks weitergehend beschrieben.

Unabhängigkeit

Wir haben unsere Prüfung im Einklang mit den für uns geltenden Vorschriften der Unabhängigkeit für die Zeit vom 1. Januar 2019 bis zum Tag der Erteilung unseres Bestätigungsvermerks durchgeführt. Insbesondere haben wir keine verbotenen Nichtprüfungsleistungen nach Artikel 5(1) der Verordnung (EU) Nr. 537/2014 oder des französischen Verhaltenskodex für Abschlussprüfer (Code de deontologie) erbracht.

Betonung von Wesentlichkeit

Wir machen auf folgenden Sachverhalt aufmerksam, der in Anhang 1 zum Konzernabschluss beschrieben ist und sich auf die geänderte Bilanzierungsmethode durch die erstmalige Anwendung von IFRS 16 "Leasingverhältnisse" ab 1. Januar 2019 und die Auswirkungen der Entscheidung der IFRIC von März 2019 zur "Physischen Erfüllung von Verträgen zum Kauf oder Verkauf eines nichtfinanziellen Postens" bezieht.

Bezüglich dieses Sachverhalts hat sich unser Prüfungsurteil nicht geändert.

Begründung von Beurteilungen -besonders wichtige Prüfungssachverhalte

Im Einklang mit den Anforderungen der Artikel L.823-9 und R.823-7 des französischen Handelsgesetzbuches (Code de commerce), die sich auf die Begründung unserer Beurteilungen beziehen, geben wir Ihnen die besonders wichtigen Prüfungssachverhalte zur Kenntnis, bei denen Risiken einer wesentlichen falschen Darstellung bestehen, die nach unserem pflichtgemäßen Ermessen am bedeutsamsten bei unserer Prüfung des Abschlusses der aktuellen Periode sind, sowie unseren Umgang mit diesen Risiken.

Diese Sachverhalte wurden im Zusammenhang mit unserer Prüfung des Abschlusses als Ganzem und bei der Bildung unseres Prüfungsurteils hierzu berücksichtigt. Wir geben kein gesondertes Prüfungsurteil zu speziellen Elementen, Bilanzierungen oder Posten des Konzernabschlusses ab.

Bewertung des erzielbaren Betrags für den Geschäfts- oder Firmenwert, immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen

[Anhänge 13,14 und 15]

Besonders wichtige Prüfungssachverhalte	Unsere Reaktion
Am 31. Dezember 2019 belief sich der Nettobuchwert des Anlagevermögens (Geschäfts- oder Firmenwert, immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen) auf 77,7 Mrd. € (nach Ansatz von Wertminderungsaufwendungen von 1,8 Mrd. €) bzw. 48,6 % der Gesamtvermögenswerte. Das Anlagevermögen setzt sich zusammen aus:	Wir haben die Definition der CGU geprüft wie auch die Allokation von Geschäfts- oder Firmenwert auf die verschiedenen CGUs. Wir haben die Maßnahmen der Gruppe beurteilt, mit denen Anzeichen von Wertminderungsaufwand identifiziert werden, wie auch die Verfahrensweisen des Managements zur Genehmigung von Schätzungen. Wir haben die Daten und Grundannahmen zur Ermittlung des erzielbaren Betrags von Vermögenswerten untersucht, die Empfindlichkeit der Bemessungen aufgrund dieser Annahmen beurteilt und mit Hilfe unserer Bewertungsexperten die Berechnungen der Gruppe überprüft. Unsere Tätigkeit erstreckte sich im Wesentlichen auf:
• 18,7 Mrd. € für den Geschäfts- oder Firmenwert, hauptsächlich den Zahlungsmittel generierenden Einheiten (CGU) Benelux (4,3 Mrd. €), GRDF (4 Mrd. €), France Renewable Energy (1,2 Mrd. €), Großbritannien (1,1 Mrd. €), Frankreich B2B (1 Mrd. €) und Frankreich B2C (1 Mrd. €) zugeordnet;	• die Annahmen für das langfristige Referenz-Szenarium der Gruppe (Trends bei Strom- und Gaspreisen und Nachfrage, Preis für CO ₂, Kohle und Öl, Inflation), deren Konsistenz mit externen Studien von internationalen Organisationen oder Energieexperten wir beurteilt haben;
• 7 Mrd. € an immateriellen Vermögenswerten;	• die Annahmen zur betrieblichen Tätigkeit und regulatorische Annahmen, mit denen die Cashflow-Prognosen erstellt wurden, für die wir die Konsistenz der Betriebsbedingungen der Vermögenswerte und deren intrinsische Leistung sowie die bislang geltenden Vorschriften und deren erwartete Änderungen beurteilt haben;
• 52 Mrd. € an Sachanlagen; Bei betrieblichen Einheiten, die Ihre Gruppe langfristig und nach dem Fortführungsprinzip halten möchte, entspricht der erzielbare Betrag in den meisten Fällen dem Nutzungswert, der wie folgt ermittelt wurde:	• Methoden zur Bestimmung von Cashflow-Prognosen, für die wir beurteilt haben:
• Cashflow-Projektionen auf der Grundlage des Haushalts 2020 und dem vom Geschäftsführenden Vorstand und dem Aufsichtsrat der Gruppe genehmigten mittelfristigen Businessplan 2021-2022 und	• die Konsistenz der Referenzdaten mit dem Haushalt, dem mittelfristigen Business-Plan und darüber hinaus, mit dem langfristigen Szenario der Gruppe;
• über diesen Zeitrahmen hinaus extrapolierte künftige Cashflow-Projektionen auf der Grundlage makroökonomischer Annahmen (Inflation, Wechselkurse und Wachstumsraten) und Preisprojektionen aus dem vom Geschäftsführenden Vorstand genehmigten Referenzszenarium der Gruppe für 2023-2040. Diese erzielbaren Beträge basieren auf Grundannahmen für Marktaussichten und Änderungen des regulatorischen Umfelds. Veränderungen können die Höhe der Wertminderungsaufwendungen wesentlich beeinflussen. Beim Geschäfts- oder Firmenwert der wichtigsten CGUs basiert die Bewertung auf folgenden Annahmen:	• die Konsistenz mit Performances in der Vergangenheit und mit Marktaussichten;
• für die CGU Benelux erwartete Trends bei der langfristigen Nachfrage von Gas und Strom, der Preis von CO ₂, der Preis von Strom und Brennstoff sowie Änderungen des regulatorischen Umfelds bei Kernkraftkapazitäten in Belgien nach 2025 und die Verlängerung von Verträgen über Entnahmerechte für französische Kernkraftwerke über deren derzeit gesetzlich festgelegte Fristen hinaus;	• die Abzinsungssätze, deren Ermittlungsmethoden und Konsistenz mit den zugrundeliegenden Annahmen für den Markt wir mit Hilfe interner Spezialisten überprüft haben;
• für die CGU Erneuerbare Energie Aussichten und Bedingungen der Verlängerung der Konzessionsvereinbarungen für Wasserkraftwerke in Frankreich; Diese Bewertungen reagieren empfindlich auf die angewandten makroökonomischen Annahmen (Inflation und Abzinsung). Für betriebliche Einheiten, deren Verkauf die Gruppe beschlossen hat, basiert der erzielbare Betrag der jeweiligen Vermögenswerte auf dem Marktwert, abzüglich Veräußerungskosten. Wir sahen die Bewertung des erzielbaren Betrags für Geschäfts- oder Firmenwert, immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen als besonders wichtigen Prüfungssachverhalt an, da sie für den Abschluss der Gruppe wesentlich sind und weil sie Annahmen und Schätzungen in einem Kontext erfordern, der auf Trends im Energiemarkt empfindlich reagiert, und deren Konsequenzen einen mittelfristigen wirtschaftlichen Ausblick erschweren.	• die Sensibilitätsanalyse des Managements für die wichtigsten betrieblichen, regulatorischen und Preisannahmen, deren Relevanz wir beurteilt haben;
	• die Beurteilung der Höchstwahrscheinlichkeit von Veräußerungen, die die Gruppe beschlossen hatte, und die Elemente, die zur Bemessung des erzielbaren Betrags herangezogen wurden;
	• die Eignung der Angaben in den Anhängen, vor allem zu Sensibilitätsanalysen der Gruppe.

Bewertung von Rückstellungen für Back-End-Kosten des Kernbrennstoffkreislaufs und für den Abbruch von kerntechnischen Anlagen in Belgien

[Anhänge 19 und 19.2]

Besonders wichtige Prüfungssachverhalte	Unsere Reaktion
Ihre Gruppe hat Verpflichtungen der Wiederaufarbeitung und Lagerung abgebrannter radioaktiver Brennelemente und des Abbruchs von in Belgien betriebenen kerntechnischen Anlagen. Gemäß dem belgischen Gesetz vom 11. April 2003 liegt das Management entsprechender Rückstellungen in den Händen von Synatom, einer 100%igen Tochtergesellschaft der Gruppe, die der Kommission für Kernenergierückstellungen (CNP) alle drei Jahre einen Bericht vorlegt, der die Kerninputfaktoren für die Bewertung dieser Rückstellungen beschreibt. Die CNP gibt ihre Stellungnahme dazu ab, die auf der Stellungnahme der belgischen Agentur für radioaktiven Abfall und angereichertes spaltbares Material (ONDRAF) basiert, die alle Merkmale und technischen Parameter des Berichts prüft. Die Rückstellungen für den Umgang mit radioaktiven Brennelementen bzw. den Abbruch von kerntechnischen Anlagen werden ausgehend vom gegenwärtigen rechtlichen und vertraglichen Rahmen und auf der Grundlage der Stellungnahme der CNP vom 12. Dezember 2019 geschätzt. Wir betrachteten die Bemessung dieser Rückstellungen wegen ihrer Höhe und ihres empfindlichen Einflusses auf die benutzten Industrie-Szenarios und Schätzungen der damit verbundenen Kosten als besonders wichtigen Prüfungssachverhalt, insbesondere für folgende Punkte:	Wir haben die Erkenntnisse, Beobachtungen und Empfehlungen in den Stellungnahmen von ONDRAF und CNP analysiert. Wir haben die Grundlagen für die Bemessung dieser Rückstellungen geprüft und die Empfindlichkeit von Bemessungen für die technischen Annahmen und Industrie-Szenarios beurteilt, vor allem für den Umgang mit radioaktiven Brennelementen, wie auch Annahmen für Kosten, Zeitpläne für den Ablauf der Arbeiten und Abzinsungssätze für Cashflows. Unsere Arbeit bestand hauptsächlich in der Beurteilung:
• Im Hinblick auf Rückstellungen für Back-End-Kosten des Kernbrennstoffkreislaufs muss die belgische Regierung letztendlich Entscheidungen über den Umgang mit abgebrannten Brennelementen (Wiederaufbereitung eines Teils der abgebrannten Brennelemente oder direkte Entsorgung ohne vorherige Wiederaufbereitung) und den langfristigen Umgang mit Brennelementen (Kosten für das Verbringen von Brennelementen in unterirdische Lagerstätten oder langfristige Lagerung vor Ort) treffen,	• der Konsistenz benutzter Industrie-Szenarien hinsichtlich des derzeitigen rechtlichen und regulatorischen Umfelds für die Wahl einer Kernenergiestrategie, die in Belgien noch zu treffen ist;
• im Hinblick auf Rückstellungen für den Abbruch kerntechnischer Anlagen betrifft das den Abbruchplan und die Zeitpläne, die die Atomsicherheitsbehörden genehmigen oder nicht. Diese Bemessung reagiert empfindlich auf die angewandten ökonomischen Annahmen (Inflation und Abzinsung).	• der Konsistenz von Prognosen für Kosten je nach Art und Prognosen von Zahlungsmittelabflüssen mit verfügbaren Studien und Angeboten und, soweit es den Abbruch angeht, mit einer von Synatom in Auftrag gegebenen Studie, die unabhängige Sachverständige verfasst haben;
	• des Spielraums für Unsicherheiten und Eventualfälle in den Rückstellungen, die den Umfang der technischen Kontrolle von Abbruch und Umgang mit radioaktiven Brennelementen berücksichtigen;
	• der Konsistenz der bislang erzeugten Mengen abgebrannter Brennelemente und der Schätzungen von Mengen abgebrannter Brennelemente, die noch erzeugt werden, mit dem physischen Vorrat und den Prognosedaten der Gruppe;
	• der Methoden zur Ermittlung der benutzten Abzinsungssätze und ihrer Konsistenz mit den zugrunde liegenden Annahmen für den Markt.
	• der Eignung der Angaben in den Anhängen zum Konzernabschluss, vor allem zur Sensibilität der Bewertung von Rückstellungen für Änderungen der Grundannahmen.

Bewertung von Rückstellungen für Handelsstreitigkeiten, Forderungen und Steuerrisiken

[Anhänge 19,19.4 und 25]

Besonders wichtige Prüfungssachverhalte	Unsere Reaktion
Im Zuge ihrer gewöhnlichen Geschäftstätigkeit ist Ihre Gruppe Partei in einer Reihe von Gerichts- und wettbewerbsrechtlichen Verfahren gegen Dritte oder Rechtsinstanzen und/oder Verwaltungsbehörden, einschließlich Steuerbehörden, Untersuchungen vor staatlichen Gerichten, Schiedsgerichten oder Regulierungsbehörden. Die wichtigsten Rechtsstreitigkeiten und Untersuchungen haben potenziell eine erhebliche Rückwirkung auf Ihre Gruppe. Sie werden als Verbindlichkeiten angesetzt oder führen zu Eventualverbindlichkeiten, wie in Anhang 25 zum Konzernabschluss angegeben. Angesichts der Beträge, die verhandelt werden, und des Ermessens bei der Bestimmung der Rückstellungen für Handelsstreitigkeiten, Forderungen und Steuerrisiken haben wir diesen Punkt wegen des regulatorischen Kontextes und des sich stetig ändernden Marktumfelds als besonders wichtigen Prüfungssachverhalt betrachtet.	Unsere Prüfungshandlungen bestanden darin:
	• die von Ihrer Gruppe eingeführten Verfahrensweisen zur Identifizierung aller Rechtsstreitigkeiten und Risikoexpositionen zu untersuchen;
	• diese Analysen mit Bestätigungen, die wir von Anwälten eingeholt haben, zu unterlegen;
	• die Analyse der Ereigniswahrscheinlichkeit durch Ihre Gruppe sowie der benutzten Annahmen und die unterstützende Dokumentation, gegebenenfalls unter Hinzuziehung Dritter, zu evaluieren. Für die kompliziertesten Analysen haben wir uns an unsere Spezialisten gewandt;
	• die Eignung der Angaben in den Anhängen zum Konzernabschluss zu ermessen.

Schätzung nicht abgerechneter und ungemessener Umsatzerlöse für Gas und Strom ("Energie auf dem Zähler")

[Anhänge 7.1 und 7.2.1]

Besonders wichtige Prüfungssachverhalte	Unsere Reaktion
Ihre Gruppe benutzt Erlösschätzungen für Verkäufe über Netze an Kunden, deren Energieverbrauch während der Bilanzierungsperiode gemessen wird. Da die Netzbetreiber die Zähler ablesen und die endgültige Zuordnung zur Gruppe mitunter erst mehrere Monate später erfolgt, bedeutet das, dass die Erlöszahlen nur eine Schätzung sind. Per 31. Dezember 2019 betragen Forderungen für Energie auf dem Zähler (nicht gemessene und nicht abgerechnete Erlöse für Gas und Strom) 3,3 Mrd. €. Sie betreffen hauptsächlich Frankreich und Belgien. Diese Forderungen werden auf der Basis einer Methode ermittelt, die eine Schätzung des Verbrauchs bei den Kunden ausgehend von der früheren Abrechnung oder der letzten noch nicht abgerechneten Ablesung einbezieht, entsprechend dem Energievolumen, das die Netzmanager zugeordnet haben. Dabei kommen von der Gruppe entwickelte Mess- und Modellier-Tools zum Einsatz. Die Volumen werden zum durchschnittlichen Energiepreis bewertet, der die Kundenkategorie und den Zeitraum berücksichtigt, über den die gelieferte und nicht in Rechnung gestellte Energie auf dem Zähler ist. Im Hinblick auf die Höhe der Erlöse und die Empfindlichkeit der Schätzungen für Annahmen zu Volumen und durchschnittlichem Energiepreis betrachteten wir die Schätzung des Anteils nicht gemessener Erlöse am Jahresende als besonders wichtigen Prüfungssachverhalt.	Unsere Arbeit in Frankreich und Belgien bestand vor allem in:
	• der Betrachtung der von der Gruppe eingeführten internen Kontrollverfahren für den Abrechnungsprozess und der Vorgehensweise für eine zuverlässige Schätzung des Erlöses für Energie auf dem Zähler;
	• der Beurteilung der von der Gruppe benutzten Modelle und der Untersuchung der Berechnungsmodalitäten für die geschätzten Volumen, für die wir einen Spezialisten in unser Prüfungsteam aufgenommen haben. Wir haben auch:
	• die Information über die gelieferten und von der Gruppe ermittelten Volumen mit den von den Netzbetreibern übermittelten Messdaten verglichen;
	• geprüft, dass die Berechnungsmodalitäten für den Durchschnittspreis des abgelesenen Stroms das Alter auf dem Zähler und die verschiedenen Arten von Kunden berücksichtigen;
	• die Kohärenz der in der Energiebilanz angegebenen Volumen (die der physischen Realität der Zuordnungsvorgänge (Erlöse, Einspeisungen und Bestände) entspricht) und der Ressourcen (Einkäufe, Entnahmen und Bestände) von Energie im Netz analysiert, die die Gruppe erstellt hat;
	• die regelmäßige Begleichung der abgelesenen Energie über die Periode beurteilt;
	• das Alter der gelieferten, aber nicht abgerechneten gemessenen Energie am Jahresende beurteilt.

Spezielle Prüfungen

Nach den in Frankreich geltenden Berufsstandards haben wir auch die in Gesetzen und Verordnungen geforderten speziellen Überprüfungen der konzernbezogenen Informationen vorgenommen, die im Lagebericht des Aufsichtsrats gegeben werden.

Wir haben keine Einwände in Bezug auf die Übereinstimmung mit den tatsächlichen Verhältnissen und seine Konsistenz mit dem Konzernabschluss.

Wir bestätigen, dass die konsolidierte nichtfinanzielle Erklärung nach Artikel L. 225-102-1 des französischen Handelsgesetzbuches (Code de Commerce) in den Angaben zur Gruppe im Lagebericht enthalten ist. Dazu ist auszuführen, dass wir gemäß Artikel L. 823-10 des Code nicht die Zuverlässigkeit der Information in dieser Erklärung oder ihre Konsistenz mit dem Konzernabschluss überprüft haben. Diese Prüfung muss Gegenstand eines Berichts eines unabhängigen Dritten sein.

Bericht über sonstige rechtliche und regulatorische Anforderungen

Bestellung als Abschlussprüfer

Ihre Hauptversammlung hat uns für ERNST & YOUNG et Autres am 19. Mai 2008 und am 16. Juli 2008 für Deloitte & Associes als Abschlussprüfer für ENGIE bestellt.

Per 31. Dezember 2019 wurde uns zwölf Jahre lang ohne Unterbrechung das Mandat erteilt.

ERNST & YOUNG Audit war zuvor von 1995 bis 2007 Abschlussprüfer.

Verantwortung des Managements und der mit der Unternehmensführung Beauftragten für den Konzernabschluss

Das Management ist für die Erarbeitung und zutreffende Darstellung des Konzernabschlusses nach den International Financial Reporting Standards verantwortlich, wie sie von der Europäischen Union übernommen wurden, um interne Kontrollen umzusetzen, die für die Erstellung des Konzernabschlusses ohne wesentliche falsche Angaben, ob beabsichtigt oder unbeabsichtigt, für nötig erachtet werden.

Bei der Aufstellung des Konzernabschlusses ist das Management dafür verantwortlich, die Fähigkeit des Unternehmens zur Fortführung der Unternehmenstätigkeit zu beurteilen, indem es gegebenenfalls Sachverhalte in Zusammenhang mit der Fortführung der Unternehmenstätigkeit angibt und nach dem Rechnungslegungsgrundsatz der Fortführung der Unternehmenstätigkeit bilanziert, es sei denn, es besteht die Absicht, das Unternehmen zu liquidieren oder die Geschäftstätigkeit einzustellen.

Der Prüfungsausschuss ist für die Überwachung der Finanzberichterstattung und die Wirksamkeit interner Kontrollen und Risikomanagementsysteme und gegebenenfalls seiner internen Prüfung der Bilanzierungs- und Finanzberichterstattungsverfahren verantwortlich.

Der Konzernabschluss ist vom Aufsichtsrat genehmigt worden.

Die Verantwortung der Prüfer für die Prüfung des Konzernabschlusses

Ziel und Ansatz der Prüfung

Unsere Aufgabe ist die Erteilung eines Bestätigungsvermerks für den Konzernabschluss. Unsere Zielsetzung ist, hinreichende Sicherheit darüber zu erlangen, ob der Konzernabschluss als Ganzes frei von wesentlichen falschen Darstellungen ist. Hinreichende Sicherheit ist ein hohes Maß an Sicherheit, aber keine Garantie dafür, dass eine in Übereinstimmung mit den Berufsstandards durchgeführte Prüfung eine wesentliche falsche Darstellung stets aufdeckt. Falsche Darstellungen können aus Verstößen oder Unrichtigkeiten resultieren und werden als wesentlich angesehen, wenn vernünftigerweise erwartet werden könnte, dass sie einzeln oder insgesamt die auf der Grundlage dieses Konzernabschlusses getroffenen wirtschaftlichen Entscheidungen von Adressaten beeinflussen.

Wie in Artikel L. 823-10-1 des französischen Handelsgesetzbuches (Code de commerce) festgelegt, beinhaltet unsere Abschlussprüfung nicht die Zusicherung der Rentabilität des Unternehmens oder der Qualität des Managements der Angelegenheiten des Unternehmens.

Als Teil einer nach den in Frankreich geltenden Berufsstandards durchgeführten Prüfung übt der Abschlussprüfer während der Prüfung sein pflichtgemäßes Ermessen aus. Zudem:

―	identifiziert und beurteilt er die Risiken wesentlicher falscher Darstellungen im Konzernabschluss, beabsichtigt oder nicht, plant und führt Prüfungshandlungen als Reaktion auf diese Risiken durch und erlangt Prüfungsnachweise, die ausreichend und geeignet sind, um als Grundlage für sein Prüfungsurteil zu dienen. Das Risiko, dass wesentliche falsche Darstellungen nicht aufgedeckt werden, ist bei Verstößen höher als bei Unrichtigkeiten, da Verstöße betrügerisches Zusammenwirken, Fälschungen, beabsichtigte Unvollständigkeiten, irreführende Darstellungen bzw. das Außerkraftsetzen interner Kontrollen beinhalten können;
―	gewinnt er ein Verständnis von dem für die Prüfung relevanten internen Kontrollsystem, um Prüfungshandlungen zu planen, die unter den gegebenen Umständen angemessen sind, jedoch nicht mit dem Ziel, ein Prüfungsurteil zur Wirksamkeit der internen Kontrolle abzugeben;
―	beurteilt er die Angemessenheit der angewandten Rechnungslegungsmethoden sowie die Vertretbarkeit der buchhalterischen Schätzungen und damit zusammenhängender Angaben durch das Management im Konzernabschluss;
―	beurteilt er die Angemessenheit des vom Management angewandten Rechnungslegungsgrundsatzes der Fortführung der Unternehmenstätigkeit sowie, auf der Grundlage der erlangten Prüfungsnachweise, ob eine wesentliche Unsicherheit im Zusammenhang mit Ereignissen oder Gegebenheiten besteht, die bedeutsame Zweifel an der Fähigkeit des Unternehmens zur Fortführung der Unternehmenstätigkeit aufwerfen können. Diese Beurteilung basiert auf dem zum Datum seines Bestätigungsvermerks erlangten Prüfungsnachweis. Zukünftige Ereignisse oder Gegebenheiten können jedoch dazu führen, dass das Unternehmen seine Geschäftstätigkeit nicht fortführen kann. Kommt der Abschlussprüfer zu dem Schluss, dass eine wesentliche Unsicherheit besteht, ist er verpflichtet, im Bestätigungsvermerk auf die dazugehörigen Angaben im Konzernabschluss aufmerksam zu machen oder, falls diese Angaben nicht gemacht wurden oder unangemessen sind, das Prüfungsurteil zu modifizieren.
―	bewertet er die Gesamtdarstellung des Abschlusses und ob der Konzernabschluss die zugrunde liegenden Geschäftsvorfälle und Ereignisse so darstellt, dass ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild vermittelt wird.
―	holt er ausreichende geeignete Prüfungsnachweise für die Finanzinformationen der Unternehmen oder Geschäftstätigkeiten von der Gruppe ein, um ein Prüfungsurteil zum Konzernabschluss abzugeben.
―	ist er für die Anleitung, Überwachung und Durchführung der Prüfung des Konzernabschlusses wie auch für das Prüfungsurteil verantwortlich.

Bericht an den Prüfungsausschuss

Wir legen dem Prüfungsausschuss einen Bericht vor, der insbesondere eine Beschreibung des Umfangs der Prüfung, des ausgeführten Prüfungsprogramms sowie die Ergebnisse unserer Prüfungsverfahren beinhaltet. Wir berichten gegebenenfalls auch über etwaige Mängel der internen Kontrolle von Verfahrensweisen bei der Rechnungslegung und der Finanzberichterstattung, die wir festgestellt haben.

Unser Bericht an den Prüfungsausschuss beinhaltet die Risiken von wesentlichen falschen Angaben, die nach unserem pflichtgemäßen Ermessen von größter Bedeutung für die Prüfung des Konzernabschlusses der laufenden Periode und daher besonders wichtige Prüfungssachverhalte sind, die wir in diesem Bestätigungsvermerk beschreiben müssen.

Wir geben gegenüber dem Prüfungsausschuss die Erklärung gemäß Artikel 6 der Verordnung (EU) Nr. 537/2014 ab, die unsere Unabhängigkeit im Sinne der in Frankreich geltenden Vorschriften bestätigt, wie sie insbesondere in den Artikeln L. 822-10 bis L. 822-14 des französischen Handelsgesetzbuches (Code de Commerce) und im französischen Verhaltenskodex für Abschlussprüfer (Code de déontologie) festgelegt sind. Wir erörtern mit dem Prüfungsausschuss gegebenenfalls die Risiken, von denen vernünftigerweise angenommen werden kann, dass sie sich auf unsere Unabhängigkeit auswirken, und die hierzu getroffenen Schutzmaßnahmen.

Paris-La Defense, 10. März 2020

Die, Wirtschaftsprüfer

DELOITTE & ASSOCIÉS

Olivier Broissand

Patrick E. Suissa

ERNST & YOUNG et Autres

Charles-Emmanuel Chosson

Stephane Pedron

6.4 Jahresabschluss der Muttergesellschaft

6.4.1. Jahresabschluss der Muttergesellschaft

Bilanz

Vermögenswerte

		31. Dez. 2019			31. Dez. 2018
In Millionen Euro	Anhänge	Brutto	Abschreibung und Wertminderung	Netto	Netto
LANGFRISTIGE VERMÖGENSWERTE
Immaterielle Vermögenswerte	3	1.842	1.288	554	503
Sachanlagen	3	1.018	637	381	384
Finanzanlagen	4
Kapitalbeteiligungen		74.853	7.288	67.564	68.302
Sonstige Finanzanlagen		139	64	75	79
SUMME LANGFRISTIGE VERMÖGENSWERTE I		77.851	9.277	68.574	69.268
KURZFRISTIGE VERMÖGENSWERTE
Vorräte	5
Gasvorräte		550	-	550	1.005
Energiesparzertifikate		47	5	42	45
Sonstige		311	-	311	161
Erhaltene Vorauszahlungen und Anzahlungen auf Bestellungen		45	-	45	26
Forderungen aus betrieblicher Tätigkeit	6
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen		4.145	351	3.794	6.487
Sonstige Forderungen aus betrieblicher Tätigkeit		667	-	667	641
Diverse Forderungen
Transaktionskonten mit Tochterunternehmen		7.753	-	7.753	5.216
Sonstige diverse Forderungen		2.638	1	2.638	2.697
Marktfähige Wertpapiere	7	1.852	2	1.850	2.434
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente		288	-	288	382
SUMME KURZFRISTIGE VERMÖGENSWERTE II		18.297	359	17.938	19.094
RECHNUNGSABGRENZUNGSPOSTEN III	8	1.416	-	1.416	2.252
UNREALISIERTE FREMDWÄHRUNGSVERLUSTE IV	8	310	-	310	339
SUMME DER VERMÖGENSWERTE (I BIS IV)		97.874	9.636	88.237	90.953

Eigenkapital und Verbindlichkeiten

In Millionen Euro	Anhänge	31. Dez. 2019	31. Dez. 2018
EIGENKAPITAL
NETTOVERMÖGEN	9
Aktienkapital		2.435	2.435
Kapitalrücklage		31.470	32.565
Neubewertungsrücklage		39	41
Gesetzliche Rücklage		244	244
Sonstige Rücklagen		17	256
Gewinnrücklagen		-	289
Jahresüberschuss/(-fehlbetrag)		(196)	1.102
Zwischendividende		-	(892)
Steuerlich bedingte Rückstellungen und Investitionsbeihilfen	10.2	585	576
SUMME NETTOVERMÖGEN I		34.594	36.616
SONSTIGES EIGENKAPITAL II		6	9
SUMME EIGENKAPITAL I+II		34.600	36.625
RÜCKSTELLUNGEN FÜR EVENTUALFÄLLE UND VERLUSTE III	10.1	2.472	2.424
VERBINDLICHKEITEN	11
FREMDKAPITAL UND SCHULDEN	11
Fremdkapital		30.842	27.498
An Kapitalbeteiligungen zu zahlende Beträge		6.800	5.250
Transaktionskonten mit Tochterunternehmen		1.051	2.749
Sonstiges Fremdkapital und Schulden		541	583
SUMME FREMDKAPITAL UND SCHULDEN IV		39.234	36.080
KURZFRISTIGE VERBINDLICHKEITEN
Auf Bestellungen erhaltene Vorauszahlungen und Anzahlungen		15	6
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten		6.408	8.677
Steuerliche und arbeitnehmerbezogene Verbindlichkeiten		1.206	1.225
Sonstige Verbindlichkeiten		2.408	3.587
SUMME KURZFRISTIGE VERBINDLICHKEITEN V		10.038	13.495
SUMME VERBINDLICHKEITEN IV+V		49.272	49.575
RECHNUNGSABGRENZUNGSPOSTEN VI	12	1.463	1.926
NICHT REALISIERTE FREMDWÄHRUNGSGEWINNE VII	12	431	403
SUMME EIGENKAPITAL UND VERBINDLICHKEITEN (I BIS VI)		88.237	90.953

Gewinn- und Verlustrechnung

In Millionen Euro	Anhänge	31. Dez. 2019	31. Dez. 2018
Energieverkäufe		14.233	25.017
Sonstige verkaufte Erzeugnisse		3.048	2.816
ERLÖSE	13.1	17.282	27.833
In Vorräte aufgenommene Erzeugnisse		-	-
Fertigung zur Eigenverwendung		18	13
SUMME FERTIGUNG		17.300	27.846
Energiekäufe und Veränderung der Gasvorräte		(6.094)	(17.712)
Sonstige Käufe		(4.454)	(3.762)
Sonstige externe Belastungen		(6.652)	(6.464)
MEHRWERT		100	(92)
Erhaltene Zuschüsse		62	70
Steuern und Abgaben		(104)	(131)
Personalkosten	13.2	(470)	(651)
BRUTTOBETRIEBSERGEBNIS		(412)	(804)
Nettozuführungen zu Abschreibung und Wertminderung		(230)	(203)
Nettozuführungen zu Rückstellungen	13.3	(91)	97
Aufwandsverlagerungen		30	39
Sonstige betriebliche Erträge und Aufwendungen		(227)	(188)
NETTOBETRIEBSERGEBNIS		(931)	(1.058)
NETTOFINANZERGEBNIS	14	1.192	3.718
PERIODISCHER JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG)		262	2.660
BEREINIGTES NETTOERGEBNIS	15	(835)	(2.107)
ERTRAGSTEUERERTRAG/(-AUFWAND)	16.2	377	549
JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG)		(196)	1.102

Kapitalflussrechnung

In Millionen Euro		31. Dez. 2019	31. Dez. 2018
Cashflow aus betrieblicher Tätigkeit	1	1.160	3.152
Bestandsveränderung		(308)	340
Veränderung bei Forderungen aus Lieferungen und Leistungen (abzüglich Forderungen aus Lieferungen und Leistungen mit Guthaben)		(2.604)	2.046
Veränderung bei Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen		2.344	(1.784)
Veränderung bei sonstigen Posten		502	(918)
Änderung des Working-Capital-Bedarfs	2	(66)	(317)
CASHFLOW AUS BETRIEBLICHER TÄTIGKEIT	(1-2) = I	1.226	3.468
Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte		279	260
Finanzanlagen		379	4.544
Änderung bei Verbindlichkeiten aus Wertpapierkäufen
Cashflow für Investitionstätigkeit	1	658	4.804
Beiträge Dritter		8	7
Nettoerträge aus Veräußerungen von Vermögenswerten		234	465
Abnahme von Finanzanlagen		18	114
Cashflow aus Investitionstätigkeit	2	260	587
CASHFLOW AUS INVESTITIONSTÄTIGKEIT	(1-2) = II	398	4.217
CASHFLOW NACH BETRIEBLICHER UND INVESTITIONSTÄTIGKEIT	(I-II) = III	828	(749)
Zunahme/Abnahme von Kapital	1		(15)
An Aktionäre gezahlte Dividenden und Zwischendividenden	2	(1.834)	(1.740)
Anleihen		5.294	2.329
Fremdkapital der Gruppe		2.300	850
Kurz- und mittelfristige Kreditfazilitäten und sonstiges Fremdkapital		345	191
Auf Kapitalmärkten aufgebrachte Finanzierung	3	7.939	3.370
Anleihen und kurz- und mittelfristige Kreditfazilitäten		(3.254)	(2.729)
Rückzahlungen und Tilgungen	4	(3.254)	(2.729)
CASHFLOW AUS /(VVERWENDET FÜR) FINANZIERUNGSTÄTIGKEIT	(1+2+3+4) = IV	2.851	(1.114)
ÄNDERUNG BEI ZAHLUNGSMITTELN UND ZAHLUNGSMITTELÄQUIVALENTEN	(III+IV) = V	3.679	(1.862)

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

6.4.2. Anhänge zum Jahresabschluss der Muttergesellschaft

ANHANG 1 Zusammenfassung wesentlicher Bilanzierungsmethoden

Der Abschluss 2019 wurde in Euro erstellt und entspricht damit den allgemeinen Grundsätzen des französischen Kontenrahmens, der in der Anordnung Nr. 201403 des französischen Standardsetzers (Autorite des Normes Comptables - ANC) in der jeweils geltenden Fassung vorgeschrieben ist.

Kapitalbeteiligungen, Wertpapiere und die entsprechenden Forderungen betreffende Finanzgeschäfte, insbesondere Wertminderungsaufwendungen oder -aufholungen finden sich eher bei den Einmalposten als bei Finanzposten. Im Einklang mit Artikel 121-3 des französischen Kontenrahmens ist ENGIE SA der Auffassung, dass diese Einordnung zwar von französischen Bilanzierungsstandards abweicht, aber einen zuverlässigeren Blick auf die Gewinn- und Verlustrechnung zulässt, weil alle Ertrags- und Aufwendungsposten, die sich auf Kapitalbeteiligungen beziehen, zusammen mit Kapitalgewinnen oder -verlusten aus Veräußerungen bei Einmalposten ausgewiesen werden können.

Anwendung von Schätzungen und Ermessensentscheidungen

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

Das Unternehmen hat das veränderte wirtschaftliche Umfeld und die erhebliche Marktvolatilität bei den Business-Plänen und verschiedenen Abzinsungssätzen für Werthaltigkeitstests berücksichtigt. Dieses Umfeld veranlasste ENGIE SA, die Verfahren zur Risikoüberwachung zu verbessern und eine Risikoabschätzung in die Bewertung aufzunehmen.

Aufgrund von Unsicherheiten, die einer Schätzung innewohnen, überprüft ENGIE SA regelmäßig die Schätzungen vor dem Hintergrund aktuell verfügbarer Informationen. Die Endergebnisse könnten anders als geschätzt ausfallen.

Die wichtigsten Schätzungen zur Erstellung des Jahresabschlusses von ENGIE SA beziehen sich hauptsächlich auf:

―	Bemessung von Kapitalbeteiligungen

Der erzielbare Betrag für Kapitalbeteiligungen beruht auf Schätzungen und Annahmen insbesondere hinsichtlich der erwarteten Marktaussichten und von Änderungen des regulatorischen Rahmens, die für die Bemessung von Zahlungsströmen, deren Sensibilität sich je nach Tätigkeit unterscheidet, und die Ermittlung des Abzinsungssatzes herangezogen werden. Änderungen dieser Annahmen könnten einen wesentlichen Einfluss auf die Bewertung des erzielbaren Betrags haben und zu Berichtigungen von anzusetzenden Wertminderungen führen.

―	Beizulegender Zeitwert von Finanzinstrumenten

Um den beizulegenden Zeitwert von Finanzinstrumenten zu bestimmen, die nicht auf einem aktiven Markt gelistet sind, verwendet ENGIE SA Bewertungstechniken, die auf bestimmten Annahmen basieren. Änderungen dieser Annahmen könnten eine erhebliche Auswirkung auf die daraus resultierenden Berechnungen haben.

Gemäß den Grundsätzen, die von der Anordnung Nr. 2015-05 der ANC erneut bestätigt wurden, werden derivative Finanzinstrumente, mit denen ENGIE SA das Währungs-, Zins- und Commodity-Risiko sichert und verwaltet, bei den außerbilanziellen Verpflichtungen angegeben.

Änderungen des beizulegenden Zeitwerts dieser Derivate, die die Anforderungen an Sicherungsbeziehungen nicht erfüllen, werden in der Bilanz angesetzt. Für nicht realisierte Verluste wird eine Rückstellung verbucht, die ausgehend von gleichartigen Gruppen von Finanzinstrumenten mit einem gleichwertigen Basisvermögenswert oder einer gleichwertigen Basisverbindlichkeit bewertet wird, unabhängig davon, ob sie außerbörslich oder an der Börse gehandelt werden.

Erfüllen Verträge die Kriterien für Sicherungsinstrumente, werden Gewinne oder Verluste symmetrisch zu Gewinn oder Verlust aus dem abgesicherten Posten im Ertrag verbucht.

Ist der gesicherte Posten nicht mehr vorhanden, wird der Vertrag aufgelöst, Gewinne oder Verluste werden als Ertrag erfasst.

ENGIE SA benutzt interne Modelle, die für Marktpraktiken repräsentativ sind, um derivative Finanzinstrumente zu bewerten, die nicht an Finanzmärkten gelistet sind.

Optionsprämien werden abgegrenzt und über die Laufzeit des Sicherungsgeschäfts als Ertrag erfasst. Aufschlag oder Abschlag auf Devisentermingeschäfte werden zum Initialwert des Grundgeschäfts als Ertrag erfasst.

―	Energie auf dem Zähler

Einzufordernde Beträge für Gas und Strom, die geliefert, aber nicht abgelesen und nicht abgerechnet sind, werden mit mathematischen Modellen kalkuliert, die den geschätzten Verbrauch des Kunden und geschätzte Verkaufspreise enthalten. Die am Bilanzstichtag berechnete Energiemenge auf dem Zähler schwankt je nach Annahmen zu Volumen und Preis (vgl. nachfolgenden Abschnitt "Sonstige Forderungen aus betrieblicher Tätigkeit").

―	Bemessung von Rückstellungen für Eventualfälle und Verluste

Rückstellungen für Eventualfälle und Verluste werden auf der Basis verschiedener Annahmen geschätzt. Eine Änderung dieser Annahmen könnte zu einer wesentlichen Korrektur der Höhe der Rückstellungen führen.

―	Bemessung von außerbilanziellen Pensions- und sonstigen

Leistungsverpflichtungen für Arbeitnehmer

Pensionsverpflichtungen werden auf der Basis versicherungsmathematischer Annahmen bewertet. Eine Änderung der Annahmen von ENGIE SA könnte sich wesentlich auf die Bewertung dieser Verpflichtungen auswirken.

Immaterielle Vermögenswerte

Diese Position enthält vor allem die Kosten des Erwerbs oder Fertigungskosten für Software, die über die geschätzte Nutzungsdauer abgeschrieben wird.

Zur Kalkulation der Abschreibung für Software geht man allgemein von einer Nutzungsdauer von fünf bis sieben Jahren aus.

Sonstige Entwicklungskosten werden aktiviert, sofern sie spezielle Kriterien erfüllen, insbesondere im Hinblick auf das Profil eines künftigen wirtschaftlichen Nutzens, der von dem immateriellen Vermögenswert zu erwarten ist.

Kosten für Forschung werden in dem Jahr als Aufwand gebucht, in dem sie angefallen sind.

Sachanlagen

Alle Sachanlagenposten werden zu den Anschaffungs- oder Fertigungskosten, einschließlich Nebenausgaben, erfasst, mit Ausnahme von Vermögenswerten, die vor dem 31. Dezember 1976 erworben wurden und die mit dem neubewerteten damaligen Betrag ausgewiesen werden.

Fast alle Sachanlagenposten werden linear abgeschrieben.

Vermögenswerte werden über ihre Nutzungsdauer abgeschrieben, ausgehend von dem Zeitraum, über den ihre Nutzung zu erwarten ist. Nutzungsdauer der wichtigsten Klassen von Vermögenswerten:

―	Gebäude: 20 bis 60 Jahre;
―	sonstige: 3 bis 15 Jahre.

Fremdkapitalkosten für die Finanzierung eines Vermögenswertes werden als Aufwand angesetzt und über den Finanzierungszeitraum abgeschrieben.

Komponenten

Lassen sich Komponenten eines Vermögenswertes nicht separat nutzen, wird der gesamte Vermögenswert angesetzt. Haben eine oder mehrere Komponenten von Anfang an eine unterschiedliche Nutzungsdauer, wird jede Komponente einzeln erfasst und abgeschrieben.

Finanzanlagen

Kapitalbeteiligungen

Kapitalbeteiligungen sind langfristige Investitionen, die für ENGIE SA Beherrschung oder maßgeblichen Einfluss auf den Emittenten mit sich bringen, oder sie tragen dazu bei, Geschäftsbeziehungen mit dem Emittenten anzuknüpfen.

Neu erworbene Kapitalbeteiligungen werden zum Anschaffungspreis zuzüglich direkt zuzuordnender externer T ransaktionsentgelte angesetzt.

Investitionen, die ENGIE SA langfristig zu halten beabsichtigt, werden abgeschrieben, wenn ihr Nutzungswert unter den Buchwert gefallen ist. Der Nutzungswert wird unter Bezug auf (i) den intrinsischen Wert, der den Nettovermögenswerten zuzüglich nicht realisierter Gewinne entspricht, oder (ii) den Ertragswert, der dem Mittelwert der letzten 20 Aktienmarktpreise des Jahres entspricht, oder (iii) abgezinste Cashflows oder abgezinste Dividenden unter Berücksichtigung von Währungsabsicherungen bestimmt.

Beteiligungen, die zu verkaufen ENGIE SA entschieden hat, werden abgeschrieben, wenn ihr geschätzter Verkaufspreis geringer als ihr Buchwert ist. Dauern Verkaufsverhandlungen am Ende der Berichtsperiode noch an, dient die beste Schätzung zur Bestimmung des Verkaufspreises.

Technischer Verlust

Nach Artikel 9 der Verordnung 2015-06 der ANC wird der technische Verlust aus einer Fusion den zugrunde liegenden Vermögenswerten zugewiesen, die in diesem Fall Kapitalbeteiligungen sind.

Der Teil des Verlustes, der einem Basiswert zugewiesen ist, wird abgeschrieben, wenn der Wert des Vermögenswertes unter den Nettobuchwert sinkt, zuzüglich des Verlustanteils, der ihm zugewiesen ist. Die außerplanmäßige Abschreibung wird zuerst dem Verlustanteil zugeordnet.

Bei einer Veräußerung wird der Verlustanteil, der sich auf die verkauften Vermögenswerte bezieht, erfolgswirksam aufgeholt.

Forderungen aus Kapitalbeteiligungen

Diese Position besteht aus Darlehen, die ENGIE SA für Kapitalbeteiligungen gewährt.

Sie werden mit dem Nennwert angesetzt. Entsprechend der für Kapitalbeteiligungen geltenden Behandlung werden diese Beträge außerplanmäßig abgeschrieben, wenn ihr Nutzungswert unter den Nennwert sinkt.

Rückstellungen für Eventualfälle können gebucht werden, wenn das Unternehmen der Auffassung ist, dass die Kosten ihrer Verpflichtung den Wert der gehaltenen Vermögenswerte übersteigen.

Sonstige Finanzanlagen

Diese Position beinhaltet vor allem Investitionen, die keine Kapitalbeteiligungen sind und die ENGIE SA langfristig zu halten beabsichtigt, die aber nicht die Definition einer Kapitalbeteiligung erfüllen.

Sonstige Finanzanlagen können nach den Kriterien, wie oben für Kapitalbeteiligungen beschrieben, außerplanmäßig abgeschrieben werden.

Liquiditätsvereinbarung und eigene Anteile

Eine mit einem Wertpapierdienstleister geschlossene Liquiditätsvereinbarung überträgt diesem die Aufgabe, das Tagesgeschäft auf dem Markt zu betreiben, indem er Aktien von ENGIE SA kauft oder verkauft, um für Liquidität und einen aktiven Markt für die Aktien an den Börsen in Paris und Brüssel zu sorgen.

Die dem Wertpapierdienstleister gezahlten Beträge sind in den "Sonstigen langfristigen Investitionen" enthalten. Ein Wertminderungsaufwand wird für Aktien angesetzt, wenn ihr Durchschnittspreis in dem Monat, in dem die Konten geschlossen werden, unter ihrem Buchwert liegt.

Vorräte

Erdgasreserven

In Untergrundspeicher injiziertes Gas gehört zu den Vorräten. Es wird zu den durchschnittlichen Kosten des Erwerbs bewertet, einschließlich in- und ausländischer Frachtkosten ab Zugang zum Transportnetz, unabhängig von der Herkunft, und gegebenenfalls einschließlich Kosten für Regasifizierung. Abgänge werden monatlich nach der Durchschnittsmethode gemessen.

Ein Wertminderungsaufwand wird angesetzt, wenn der Nettoveräußerungswert von Vorräten, also der Verkaufspreis, abzüglich der Kosten, die direkt oder indirekt der Verteilung zuzuordnen sind, unter die gewichteten Durchschnittskosten fällt.

Energiesparzertifikate (ESC)

ENGIE SA wendet die Bestimmungen in Artikel 616-1 bis 616-18 der Verordnung 2014-03 der ANC (Kontenrahmen) auf die bilanzielle Behandlung von Energiesparzertifikaten an, die durch das "Energiespar"-Modell gedeckt ist.

Energieverkäufe generieren Energiesparverpflichtungen, die beglichen werden durch:

―	den Kauf von Zertifikaten oder
―	Ausgaben für Energieeinsparung (als Kosten des Fertigungszyklus klassifiziert), die die Kriterien von Zertifikaten erfüllen, oder
―	die Zahlung von Bußgeldern nach Artikel L. 221-4 des französischen Energiegesetzbuchs (Code de l'energie) an die französische Staatskasse (Tresor Public).

Energiesparzertifikate werden wie folgt bilanziert:

―	Zuflüsse zu Vorräten: Vom französischen Staat erlangte Zertifikate im Austausch gegen qualifizierte Ausgaben für Energieeinsparungen werden mit den Anschaffungs- oder Herstellungskosten erfasst. Erworbene Zertifikate werden nach der Durchschnittsmethode bewertet.
―	Abflüsse von Vorräten: Zertifikate werden nach der Durchschnittsmethode ausgebucht, sobald Energieverkäufe Energiesparverpflichtungen generieren, oder bei Veräußerung, wobei Gewinne oder Verluste bei den betrieblichen Erträgen erfasst werden.

Am Bilanzstichtag wird die Nettoposition im Jahresabschluss wie folgt angesetzt:

―	ein Vermögenswert (Vorräte) wird erfasst, wenn die

Energiesparverpflichtungen geringer als die Energieeinsparungen sind. Vorräte entsprechen Zertifikaten, die erworben oder erlangt wurden oder demnächst erlangt werden und die künftige Energiesparverpflichtungen abdecken. Sie verbrauchen sich, wenn Energie verkauft wird und generieren Energiesparverpflichtungen, oder bei Veräußerung;

―

eine Verbindlichkeit wird angesetzt, wenn Energiesparverpflichtungen größer als Energieeinsparungen sind. Sie entspricht den Kosten für Maßnahmen, mit denen die Verpflichtungen aus Energieverkäufen zu erfüllen sind. Die Verbindlichkeit wird im Folgenden durch den Kauf von Zertifikaten oder anfallende Ausgaben für Energieeinsparungen abgegolten, die die Kriterien von Zertifikaten erfüllen.

Mechanismus der Kapazitätsvergütung (CRM)

Der mit dem französischen "NOME"-Gesetz vom 7. Dezember 2010 (Nouvelle organisation du marche de l'electricite - Neuorganisation des Strommarktes) eingeführte Kapazitätsmechanismus trat am 1. Januar 2017 in Kraft. Er soll die Stromversorgung in Frankreich nachhaltig sichern, indem er langfristig ein Gleichgewicht zwischen Erzeugung und Verbrauch schafft.

Für jedes Kalenderjahr:

―	haben Stromlieferanten die Pflicht, eine Kapazität in ausreichender Höhe vorzuhalten, um den Verbrauch ihrer Kunden in Spitzenzeiten abzudecken;
―	sagen Betreiber von Kapazitäts-, Erzeugungs- und Einspeisungsanlagen eine bestimmte Verfügbarkeit in den Spitzenzeiten im Winter zu und erhalten im Austausch dafür Kapazitätsgarantien;
―	Kapazitätsgarantien werden an der Epex Spot (Auktionen) oder mit außerbörslichen Verträgen gehandelt.

Die französische Regulierungsbehörde für Energie (CRE) hat den Referenzpreis für Auktionen von Kapazitätsgarantien für 2020 bei 19.458,30 € je MW festgesetzt.

ENGIE SA vermarktet Einspeisungsangebote, die untrennbar von der Stromlieferung an manche Kunden sind, und erfüllt auch Verpflichtungen als Stromversorger.

Da eine spezielle Verordnung der ANC zur Bilanzierung von Kapazitätszertifikaten fehlt, wendet ENGIE SA die Verordnung 2014-03 zu betrieblichen Vorräten auf Energiesparzertifikate nach dem Energiesparmodell an:

―	Zuflüsse zu Vorräten werden ausgehend von den in dem entsprechenden Zeitraum angefallenen Kosten zum Erwerb oder zur Erlangung von Garantien bewertet und nach der Durchschnittsmethode für Vorräte berechnet;
―	Abflüsse von Vorräten werden bei Ausbuchung nach der

Durchschnittsmethode bewertet.

Forderungen aus betrieblicher Tätigkeit

Diese Position enthält alle Forderungen aus dem Verkauf von Gütern und sonstige Forderungen aus der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit.

Gelieferte, aber nicht in Rechnung gestellte Energie

Zu Forderungen gehören auch nicht abgerechnete Erlöse für gelieferte Energie, unabhängig davon, ob die Zähler abgelesen wurden. Diese Position betrifft Kunden, die nicht monatlich abgerechnet werden (zumeist Privatkunden), und Kunden, bei denen der Abrechnungszeitraum nicht mit dem Verbrauchszeitraum in einem bestimmten Monat übereinstimmt.

Die zu vereinnahmenden Beträge für gelieferte, nicht abgelesene und nicht abgerechnete Gas- und Strommengen ("Energie auf dem Zähler") werden mit einer direkten Darstellung berechnet, die den geschätzten Verbrauch beim Kunden ausgehend von der letzten Rechnung oder Ablesung, die noch nicht abgerechnet ist, berücksichtigt und der Zuteilung des Verteilnetzmanagers im selben Zeitraum entspricht. Diese Beträge werden zum durchschnittlichen Energiepreis bewertet, der die Kundenkategorie und den Zeitraum berücksichtigt, über den das gelieferte, nicht abgerechnete Gas auf dem Zähler ist. Der geschätzte Anteil nicht abgerechneter Umsatzerlöse am Ende der Berichtsperiode reagiert empfindlich auf den angewandten Durchschnittspreis und die Mengenannahme.

Kunden (vor allem Privatkunden) können sich für monatliche Zahlungen entscheiden. Dann setzt das Unternehmen einen monatlichen Abschlag fest und erteilt nach Ablauf eines Vertragsjahres eine Rechnung über die Zahlung (oder Erstattung) der Differenz zwischen dem Rechnungsbetrag und den bereits erhaltenen Abschlagszahlungen.

Nicht abgerechnete Erlöse für geliefertes, nicht abgerechnetes Erdgas werden mit den Abschlägen verrechnet, die das Unternehmen von Kunden, die monatlich abgerechnet werden, bereits vereinnahmt hat.

Wertminderung bei Forderungen aus Lieferungen und Leistungen

Das Unternehmen analysiert die Gefahr uneinbringlicher Forderungen für seine Großkunden von Fall zu Fall.

Forderungen von anderen Kunden werden in einer Höhe abgeschrieben, die mit dem Alter der entsprechenden Forderung steigt.

Die potenzielle Gefahr uneinbringlicher Forderungen für geliefertes, nicht abgerechnetes Erdgas wird ebenfalls berücksichtigt.

Sonstige Forderungen aus betrieblicher Tätigkeit

Sonstige Forderungen aus betrieblicher Tätigkeit beinhalten das Kontokorrentkonto mit ENGIE Finance sowie den Margenausgleich. Posten, die möglicherweise nicht zu vereinnahmen sind, werden abgeschrieben.

Marktfähige Wertpapiere

Marktfähige Wertpapiere werden in der Bilanz zu den Anschaffungskosten ausgewiesen.

Liegt der Marktwert von Wertpapieren am 31. Dezember unter ihrem Buchwert, wird die Differenz außerplanmäßig abgeschrieben.

Bei börsennotierten Wertpapieren wird der Marktwert nach dem Marktpreis am Ende der Berichtsperiode ermittelt.

Tief nachrangige, ewig laufende Anleihen

Tief nachrangige, ewig laufende Anleihen, die das Unternehmen in Euro und Fremdwährung emittiert, werden gemäß Stellungnahme Nr. 28 der französischen Berufsorganisation der Wirtschaftsprüfer (Ordre des experts-comptables) von Juli 1994 unter Berücksichtigung ihrer speziellen Merkmale angesetzt.

Somit werden sie als Schulden klassifiziert, da ihre Tilgung nicht ewig ist.

Eigenkapital

Kapitalrücklage

Externe Kosten, die direkt Kapitalerhöhungen zuzuordnen sind, werden von der Kapitalrücklage abgezogen. Sonstige Kosten werden als Aufwand verbucht, wie sie anfallen.

Fusionsagio

Externe Aufwendungen im direkten Zusammenhang mit der Fusion von Gaz de France SA und SUEZ im Jahr 2008 werden vom Fusionsagio abgezogen.

Neubewertungsrücklage

Diese Position geht auf die in den Jahren 1959 und 1976 gesetzlich vorgeschriebene Neubewertung nicht abschreibbarer Vermögenswerte zurück, die nicht im Rahmen von Konzessionen betrieben wurden.

Steuerlich bedingte Rückstellungen

Beschleunigte Abschreibung

Eine beschleunigte Abschreibung wird immer dann angesetzt, wenn die Nutzungsdauer eines Vermögenswerts (die für die Bilanzierung der Abschreibung von Sachanlagen benutzt wird) von der für steuerliche Zwecke abweicht oder wenn eine andere Abschreibungsmethode angewendet wird.

Rückstellung für Preiserhöhungen

Die Rückstellung für Preiserhöhungen wurde mit Artikel 39-1-5 des französischen Steuergesetzbuches (Code general des impöts) eingeführt, damit Unternehmen bei drastischen Preiserhöhungen zeitweilig einen Teil des Gewinns, mit dem die Vorräte aufgefüllt werden, von ihrer Steuerbemessungsgrundlage abziehen können.

Rückstellungen für Eventualfälle und Verluste

Eine Rückstellung wird angesetzt, wenn das Unternehmen eine gesetzliche oder faktische Verpflichtung aus einem zurückliegenden Ereignis hat, von dem ein Abfluss von Ressourcen zu erwarten ist, die einen wirtschaftlichen Nutzen verkörpern, der sich zuverlässig messen lässt.

Die Rückstellung ist die beste Schätzung des Betrags, der erforderlich ist, um die gegenwärtige Verpflichtung am Ende der Berichtsperiode zu erfüllen.

Rückstellungen für die Sanierung von Flächen mit ehemaligen Gaserzeugungsanlagen

Eine Rückstellung für die Kosten einer Flächensanierung und Beseitigung von Verschmutzung bei ehemaligen Gaserzeugungsanlagen wird gebildet, wenn das Unternehmen einem Dritten verpflichtet ist, wie durch eine bindende Vereinbarung über den Verkauf solchen Vermögenswertes. Diese Rückstellungen werden fallweise für einen Vermögenswert bemessen. Ausgehend von aktuellen Informationen über den Stand der Technik und rechtliche Anforderungen sind sie die beste Schätzung von Kosten für die Durchführung von Sanierungsarbeiten.

Bewegungen bei diesen Rückstellungen werden bei den Posten der betrieblichen Tätigkeit dargestellt.

Rückstellung für die Zuteilung von Bonusaktien an Mitarbeiter und für Aktienoptionspläne

Die Rückstellung für die Zuteilung von Bonusaktien an Mitarbeiter wird linear über die Anwartschaftsdauer angesetzt. Am Ende deckt die Rückstellung den Veräußerungsverlust in Höhe des Buchwerts eigener Anteile ab, die Mitarbeitern unentgeltlich gewährt werden. Bewegungen bei dieser Rückstellung und entsprechende Kosten erscheinen beim Personalaufwand.

Für Aktienoptionen wird eine Rückstellung gebildet, sobald der Aktienpreis am Ende der Berichtsperiode über dem Ausübungspreis der gewährten Optionen liegt. Die Rückstellung wird linear über die Anwartschaftsdauer gebildet und deckt schließlich Veräußerungsverluste in der Höhe der Anschaffungskosten der Aktien, abzüglich des von den Mitarbeitern gezahlten Ausübungspreises.

Pensionen und sonstige Leistungsverpflichtungen für Arbeitnehmer

Unternehmen der Strom- und Gasbranche

Mitarbeiter von ENGIE SA haben bei Invalidität, Pension und Tod einen Leistungsanspruch aufgrund eines Sonderplans für Unternehmen der Strom- und Gasbranche (vgl. Anhang 18).

Bilanzierung

ENGIE SA bildet Rückstellungen für Verbindlichkeiten aus Leistungen, die Mitarbeitern gewährt werden, deren Ansprüche bereits entstehen (Renten bei Arbeitsunfällen und Berufskrankheiten, Leistungen bei zeitweiliger Behinderung oder Erwerbsunfähigkeit) oder Leistungen, die während der Betriebszugehörigkeit der Mitarbeiter fällig werden (Treueprämien und Sonderurlaub bei Eintritt in den Ruhestand).

Als Teil der Fusion von SUEZ und Gaz de France 2008 gingen rückwirkend zum 1. Januar 2008 Rückstellungen für Pensionen und andere Leistungen an Arbeitnehmer (Pensionen, Abfindungen bei Ruhestand und Gesundheitsvorsorge), die am 31. Dezember 2007 von SUEZ getragen wurden, auf ENGIE SA über.

Gemäß Stellungnahme Nr. 2005-C der Emerging Issues Taskforce des CNC und nach der von ENGIE SA angewandten, oben beschriebenen Methode werden keine weiteren Gelder für diese Rückstellung für neu von Mitarbeitern erdiente Ansprüche oder Aufzinsungsanpassungen von Rückstellungen bereitgestellt, die im Zuge der Fusion übertragen wurden. Diese Rückstellungen werden im Zuge der Erfüllung der jeweiligen Verpflichtungen abgeschrieben.

Für Verbindlichkeiten aus sonstigen Zusagen werden keine Rückstellungen gebildet. Angaben dazu sind in Anhang 17 zu bilanzunwirksamen Verpflichtungen zu finden.

Bemessungsgrundlage und versicherungsmathematische Annahmen

Leistungsverpflichtungen werden nach dem Anwartschaftsbarwertverfahren bemessen. Der Barwert der Verpflichtungen von ENGIE SA errechnet sich nach der Leistungsformel des Plans durch Zuteilung erdienter Leistungen zu Dienstzeiten. Führt die Betriebszugehörigkeit eines Mitarbeiters in späteren Jahren zu wesentlich höheren Leistungen als in früheren Jahren, teilt die Gruppe die Leistungen auf linearer Basis zu.

Künftige Zahlungen aus diesen Leistungen werden ausgehend von Annahmen wie Lohnerhöhungen, Renteneintrittsalter, Sterblichkeitsrate und Fluktuation kalkuliert.

Der Abzinsungssatz für die künftige Zahlung der Leistungen wird auf der Grundlage der Rendite von Industrieobligationen mit Investment Grade mit Fälligkeiten ermittelt, die denen der Leistungsverpflichtung entsprechen.

Rückzahlungsprämien und Emissionskosten für Anleihen

Nach der von der französischen Behörde für nationale Rechnungslegung (Conseil National de la Comptabilite - CNC) vorgeschriebenen Benchmark-Methode werden Emissionskosten von Anleihen linear über die Dauer der Instrumente angesetzt. Diese Emissionskosten bestehen im Wesentlichen aus Werbeaufwendungen (für öffentliche Anleihen) und Zahlungen an Finanzintermediäre.

Anleihen mit einer Rückzahlungsprämie werden mit ihrem Gesamtbetrag einschließlich Rückzahlungsprämien bei den Verbindlichkeiten erfasst. Die Gegenbuchung für diese Prämien wird bei den Vermögenswerten unter Rechnungsabgrenzungsposten erfasst und über die Laufzeit der Anleihen zeitanteilig aufgelöst.

Derivative Finanzinstrumente

Gemäß den Grundsätzen, die von der Anordnung Nr. 2015-05 der ANC erneut bestätigt wurden und deren Anwendung ab 1. Januar 2017 vorgeschrieben ist, werden Finanzinstrumente, mit denen ENGIE SA das Währungs-, Zins- und Commodity-Risiko absichert und verwaltet, bei den bilanzunwirksamen Verpflichtungen angegeben.

Nicht realisierte Gewinne aus Geschäften, die die Kriterien des Hedge-Accounting nicht erfüllen, werden nicht angesetzt. Für nicht realisierte Verluste aus diesen Geschäften wird jedoch eine Rückstellung gebildet.

Erfüllen Verträge die Kriterien für ein Hedge-Accounting, werden Gewinne oder Verluste symmetrisch zu Gewinn oder Verlust aus dem abgesicherten Posten im Ertrag verbucht.

Ist der gesicherte Posten nicht mehr vorhanden, wird der Vertrag aufgelöst, Gewinne oder Verluste werden als Ertrag erfasst.

ENGIE SA benutzt interne Modelle, die für Marktpraktiken repräsentativ sind, um derivative Finanzinstrumente zu bewerten, die nicht an Finanzmärkten gelistet sind.

Fremdwährungstransaktionen

In Fremdwährungen denominierte Erträge und Aufwendungen werden am Transaktionstag zu ihrem Äquivalent in Euro erfasst.

Forderungen, Verbindlichkeiten, Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente in Fremdwährung werden zu dem am Jahresende geltenden Wechselkurs umgerechnet.

Umrechnungsdifferenzen werden im Ertrag verbucht, wenn sie aus Zahlungsmitteln und Zahlungsmitteläquivalenten hervorgehen, oder in der Bilanz bei nicht realisierten Währungsumrechnungsgewinnen oder -verlusten, wenn sie aus Forderungen und Verbindlichkeiten entstehen. Nach Berücksichtigung damit verbundener Sicherungsinstrumente wird eine Rückstellung für nicht realisierte Verluste gebildet.

Ertragsteuern

Seit 1. Januar 1988 ist ENGIE SA Teil des mit Artikel 68 des Gesetzes Nr. 871060 vom 30. Dezember 1987 eingeführten Steuerkonsolidierungssystems. ENGIE SA ist Gruppenträger eines steuerlichen Organkreises im Sinne von Artikel 223 A ff. des französischen Steuergesetzbuches.

Der Beitrag der Tochterunternehmen in diesem steuerlichen Organkreis zum Ertragsteueraufwand der Gruppe entspricht der Steuersumme, für die sie hafteten, würden sie keinem steuerlichen Organkreis angehören.

Die Auswirkungen der Steuerkonsolidierung werden im Ertragsteueraufwand von ENGIE SA als Mutterunternehmen erfasst.

ENGIE SA weist auch eine Rückstellung für Steuerersparnis durch steuerliche Verluste von Tochterunternehmen aus. Diese Ersparnis ist zunächst von Vorteil für ENGIE SA als Mutterunternehmen. Sie geht an die Tochterunternehmen zurück, sobald sie wieder Gewinn abwerfen (daher die gebuchte Rückstellung).

Artikel 66 des geänderten Finanzgesetzes Nr. 2012-1510 vom 29. Dezember 2012 führte eine Steuergutschrift mit dem Ziel ein, die Beschäftigung und Wettbewerbsfähigkeit in Frankreich zu stärken (Credit d'impot pour la competitive et l'emploi - CICE). Diese Steuergutschrift wird als Senkung des Ertragsteueraufwands angesetzt.

ANHANG 2 Bedeutende Ereignisse im Laufe des Jahres und Vergleichbarkeit der dargestellten Perioden

Bedeutende Ereignisse im Laufe des Jahres

2019 hatten die dreijährliche Überprüfung der Rückstellungen für den Abbruch von Kernkraftwerken und die Verwaltung von spaltbarem radioaktivem Material in Belgien und das aktualisierte makroökonomische Szenario einen maßgeblichen nachteiligen Effekt für den Wert der Aktien von Electrabel, so dass ein Wertminderungsaufwand von 1.581 Mio. € angesetzt wurde.

Vergleichbarkeit der dargestellten Perioden

2019 und 2018 wurden die gleichen Methoden der Rechnungslegung angewandt.

ANHANG 3 Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte

3.1 Bruttowerte

Änderungen des Bruttowerts dieser Vermögenswerte lassen sich wie folgt analysieren:

In Millionen Euro	31. Dez. 2018	Erhöhungen	Rückgänge	Umklassifizierungen	31.Dez. 2019
Immaterielle Vermögenswerte	1.660	223	(46)	5	1.842
Software	1.089	-	(46)	233	1.276
Sonstige	362				362
Immaterielle Vermögenswerte in Entwicklung ⁽¹⁾	209	223		(228)	204
Sachanlagen	1.007	56	(40)	(5)	1.018
Grundstücke	32	1	(3)		30
Abbruch von Vermögenswerten	5		(2)		3
Gebäude	486	1	(20)	6	473
Anlagen und Maschinen	265	1	(14)	14	266
Allgemeine Betriebs- und Geschäftsausstattung und sonstige Ausstattung	111	-	(1)	13	123
Sonstige	28				28
Sachanlagen im Bau	80	53		(38)	95
Vorauszahlungen und Anzahlungen
SUMME	2.667	279	(86)		2.860

⁽¹⁾ Bei den immateriellen Vermögenswerten in Entwicklung geht es im Wesentlichen im IT-Projekte.

3.2 Abschreibung und Wertminderung

Änderungen der Abschreibung von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten:

In Millionen Euro	31. Dez. 2018	Erhöhungen	Rückgänge	31. Dez. 2019
Immaterielle Vermögenswerte	975	159	(10)	1.125
Software	818	139	(10)	947
Sonstige	158	20		178
Sachanlagen	597	39	(24)	613
Grundstücke
Abbruch von Vermögenswerten	5		(2)	3
Gebäude	376	10	(16)	370
Anlagen und Maschinen	124	18	(6)	136
Allgemeine Betriebs- und Geschäftsausstattung und sonstige Ausstattung	67	10		77
Sonstige	26	1		27
Sachanlagen im Bau
SUMME	1.573	198	(34)	1.738

Änderungen der Wertminderung:

In Millionen Euro	31. Dez. 2018	Zugänge	Aufholungen	31. Dez. 2019
Immaterielle Vermögenswerte	181	-	(18)	163
Sachanlagen	25	19	(21)	24
SUMME	207	19	(39)	187

Bewegungen bei Abschreibung und Wertminderung untergliedern sich wie folgt:

In Millionen Euro	31. Dez. 2019	31. Dez. 2018
Abschreibung und Wertminderung	180	172
Lineare Abschreibungsmethode	178	169
Degressive Abschreibungsmethode	2	2
Abschreibung von Abbruchvermögenswerten		1
Außerplanmäßige Abschreibung	18	18
Aufholungen

3.3 Nettowerte

Der Nettowert von immateriellen Vermögenswerten und Sachanlagen untergliedert sich wie folgt:

In Millionen Euro	Bruttowerte	Kumulierte Abschreibung	Wertminderung	Nettowert per 31. Dez. 2019	Nettowert per 31. Dez. 2018
Immaterielle Vermögenswerte	1.842	(1.125)	(163)	554	503
Software	1.276	(947)	(4)	325	266
Sonstige	362	(178)	(158)	26	28
Immaterielle Vermögenswerte in Entwicklung	204		(1)	203	209
Sachanlagen	1.018	(613)	(24)	381	384
Grundstücke	30	-	(1)	29	29
Abbruch von Vermögenswerten	3	(3)	-	-
Gebäude	473	(370)	(11)	92	88
Anlagen und Maschinen	266	(136)	-	130	141
Allgemeine Betriebs- und Geschäftsausstattung und sonstige Ausstattung	123	(77)	(12)	34	43
Sonstige	28	(27)	-	1	3
Sachanlagen im Bau	95	-	-	95	80
Vorauszahlungen und Anzahlungen	-	-	-	-
SUMME	2.860	(1.738)	(187)	935	887

ANHANG 4 Finanzanlagen

4.1 Bruttowerte

Änderungen des Bruttowerts dieser Vermögenswerte lassen sich wie folgt analysieren:

In Millionen Euro	31. Dez. 2018	Erhöhungen	Rückgänge	Sonstige	31. Dez. 2019
Kapitalbeteiligungen	74.667	190	(4)	-	74.853
Konsolidierte Kapitalbeteiligungen	74.040	175	--	-	74.215
Konsolidierte Kapitalbeteiligungen -technischer Verlust ⁽¹⁾	285	-	-	-	285
Nicht konsolidierte Kapitalbeteiligungen	342	15	(4)	-	353
Sonstige Finanzanlagen	598	246	(705)	-	139
Sonstige langfristige Beteiligungen	42	-	-	-	42
Forderungen aus Kapitalbeteiligungen	511	4	(458)	-	57
Ausleihungen	14	51	(52)	-	13
Sonstige Finanzanlagen	31	191	(195)	-	27
SUMME	75.265	436	(709)	-	74.992

⁽¹⁾ Technischer Verlust aus der Fusion von SUEZ mit Gaz de France 2008, bei dem es um Aktien von SUEZ und Electrabel geht

Bewegungen der eigenen Anteile werden in Anhang 9.1 erläutert.

Kapitalbeteiligungen und zu vereinnahmende Beträge aus diesen Beteiligungen werden in Anhang 4.4 ausgeführt.

Die Änderung der zu vereinnahmenden Beträge aus Kapitalbeteiligungen geht auf die Beilegung des Rechtsstreits in Argentinien und die außerplanmäßige Abschreibung von Forderungen von ENGIE SA an die argentinischen T ochterunternehmen in Höhe von 458 Mio. € zurück.

Die Änderung bei Kapitalbeteiligungen im Jahresvergleich per 31. Dezember 2019 ist im Wesentlichen folgenden Geschäftsvorfällen zuzuordnen:

―	Zeichnung der Kapitalerhöhung bei ENGIE New Business (77 Mio. €);
―	Zeichnung der Kapitalerhöhung bei ENGIE Information & Technologies (50 Mio. €);
―	Zeichnung der Kapitalerhöhung bei ENGIE China Investment Company (28 Mio. €);
―	Zeichnung der Kapitalerhöhung bei ENGIE New Ventures (20 Mio. €).

Am 31. Dezember 2019 gehörten zu den "Sonstigen Finanzanlagen":

―	geleistete Anzahlungen (17 Mio. €);
―	aufgrund von Liquiditätsvereinbarungen gehaltene Aktien (10 Mio. €);

4.2 Wertminderung

In Millionen Euro	31. Dez. 2018	Zugänge	Aufholungen	Sonstige	31. Dez. 2019
Konsolidierte Kapitalbeteiligungen	5.846	1.638	(609)	-	6.875
Konsolidierte Kapitalbeteiligungen -technischer Verlust ⁽¹⁾	284	-	(105)	-	179
Nicht konsolidierte Kapitalbeteiligungen	235	1	(1)	-	235
Sonstige langfristige Beteiligungen	8	-	-	-	8
Forderungen aus Kapitalbeteiligungen	510	4	(458)	-	56
Ausleihungen	1	-	(1)	-	-
SUMME	6.884	1.643	(1.174)	-	7.353

⁽¹⁾ Technischer Verlust aus der Fusion von SUEZ mit Gaz de France 2008, bei dem es um Aktien von SUEZ und Electrabel geht

Die geänderte Wertminderung bildet vor allem ab:

―

Rückstellungen für Wertminderung von Kapitalbeteiligungen:

―	Electrabel (1.581 Mio. €),
―	ENGIE Information & Technologies (50 Mio. €),
―	ENGIE China Investment Company (6 Mio. €);

―

Auflösungen von Rückstellungen für Wertminderung von Kapitalbeteiligungen:

―	COGAC (450 Mio. €),
―	SUEZ (245 Mio. €),
―	ENGIE New Ventures (13 Mio. €),
―	GENFINA (6 Mio. €).

Der Nutzungswert von Kapitalbeteiligungen zur Berechnung der Wertminderung wird bewertet unter Bezugnahme auf:

―	bei Privat-Equity-Gesellschaften den intrinsischen Wert, der den Nettovermögenswerten zuzüglich nicht realisierter Gewinne entspricht;
―	bei börsennotierten Unternehmen (einschließlich SUEZ) den Ertragswert, der dem Mittelwert der letzten zwanzig Aktienmarktpreise des Jahres entspricht;
―	bei sonstigen operativen Tochterunternehmen den Nutzungswert, der dem Cashflow oder den Dividenden (DCF- oder DDM-Modell) entspricht, die zu generieren von Tochterunternehmen mit direkter oder indirekter gewöhnlicher Geschäftstätigkeit erwartet wird.

Die Projektionen, auf denen diese Werte basieren, werden aus dem Haushalt 2020 und dem mittelfristigen Businessplan 2021-2022, wie vom Geschäftsführenden Vorstand und dem Aufsichtsrat der Gruppe genehmigt, errechnet - und über diesen Zeitrahmen hinaus mit extrapolierten Cashflows. Cashflow-Projektionen werden auf der Grundlage makroökonomischer Annahmen (Inflation, Wechselkurse und Wachstumsraten) und von Preisprognosen im Ergebnis des Referenzszenariums der Gruppe für 2023-2040 ermittelt. Die Preisprognosen im Referenzszenarium der Gruppe wurden im Dezember 2019 bestätigt. Folgende Inputfaktoren bestimmten die Prognosen und Projektionen im Referenzszenarium:

―

Forward-Marktpreise für Brennstoffe (Kohle, Öl und Gas), CO ₂ und Strom für jeden Markt über die Liquiditätsperiode;

―

mittel- und langfristige Energiepreise über diesen Zeitraum hinaus hat die Gruppe ausgehend von makroökonomischen Annahmen und Modellen des fundamentalen Gleichgewichts von Angebot und Nachfrage bestimmt, deren Ergebnisse regelmäßig mit den Prognosen verglichen werden, die externe Spezialisten des Energiesektors erstellen. Langfristige Projektionen für CO ₂-Preise gehen auf den im Juli 2016 veröffentlichten Bericht "Canfin, Grandjean et Mestrallet" und die Ziele für die Klimaneutralität für 2050 zurück, die die Europäische Kommission im "European Green Deal" von Dezember 2019 festgelegt hat. Die Gruppe hat speziell mittel- und langfristige Strompreise bestimmt, indem sie Prognosemodelle für den Strombedarf, mittel- und langfristige Prognosen der Brennstoff- und CO ₂-Preise und die erwarteten Trends bei der installierten Kapazität und dem Technologiemix bei Produktionsanlagen für jedes Stromerzeugungssystem verwendete.

Insbesondere bei Electrabel, dessen Buchwert nahezu die Hälfte des Investmentportfolios von ENGIE SA ausmacht, geht es bei den Hauptannahmen zur Ermittlung der Nutzungswerts um Änderungen:

―	des regulatorischen Umfelds in jedem Land, in dem Electrabel tätig ist, insbesondere um den regulatorischen Rahmen in Belgien, der die Betriebsdauer der vorhandenen Kernreaktoren und die Höhe von Nutzungsentgelten und Kernenergieabgaben an den belgischen Staat bestimmt;
―	der Nachfrage bei Gas und Strom;
―	der Strompreise;
―	der Wechselkurse und
―	der Abzinsungssätze.

Electrabel besitzt direkt oder durch Kapitalbeteiligungen in Europa und außerhalb folgende Hauptgeschäftstätigkeiten:

―

Stromerzeugung und -verkauf, einschließlich:

―	Kernkraftwerke in Belgien,
―	Wärmekraftwerke vor allem in Belgien, den Niederlanden, Italien, Griechenland, Spanien, Portugal, Australien, Singapur, Brasilien, Puerto Rico, Chile, Mexiko, Peru und im Nahen Osten,
―	Kraftwerke auf der Basis von erneuerbaren Energieträgern vor allem in Belgien, den Niederlanden, Italien, Spanien, Portugal, Deutschland, Großbritannien, Brasilien, Chile und Mexiko;

―

Tätigkeiten im Erdgas- und Stromerzeugungsbereich in Belgien, den Niederlanden, Italien, Großbritannien, Australien und Singapur;

―

Management und Optimierung von Portfolios physischer und vertraglicher Vermögenswerte.

4.3 Nettowerte

In Millionen Euro	Bruttowerte	Wertminderung	Nettowert per 31. Dez. 2019	Nettowert per 31. Dez. 2018
Kapitalbeteiligungen	74.853	(7.289)	67.564	68.302
Konsolidierte Kapitalbeteiligungen	74.215	(6.875)	67.340	68.193
Konsolidierte Kapitalbeteiligungen -technischer Verlust ⁽¹⁾	285	(179)	106	2
Nicht konsolidierte Kapitalbeteiligungen	353	(235)	118	107
Sonstige Finanzanlagen	139	(64)	75	79
Sonstige langfristige Beteiligungen	42	(8)	34	34
Forderungen aus Kapitalbeteiligungen	57	(56)	1	1
Ausleihungen	13	-	13	13
Sonstige Finanzanlagen	27	-	27	31
SUMME	74.992	(7.353)	67.639	68.381

⁽¹⁾ Technischer Verlust aus der Fusion von SUEZ mit Gaz de France 2008, bei dem es um Aktien von SUEZ und Electrabel geht

4.4 Tochterunternehmen und Beteiligungen

Einige Daten in der Tabelle sind ungeprüft.

In Millionen Euro	Aktienkapital laut letzter verfügbarer Bilanz	Sonstiges Eigenkapital laut letzter verfügbarer Bilanz	% des am 31. Dez. 2019 gehaltenen Kapitals	Buchwert von am 31. Dez. 2019 gehaltenen Aktien		Von ENGIE SA
Name				Brutto	Rückstellungen	gewährte Ausleihungen und Vorfinanzierungen
A - Genaue Angaben zu Tochterunternehmen und Beteiligungen mit einem Bruttowert von über 1 % des Kapitals von ENGIE SA (d. h. 24.352.850 €)
1. Tochterunternehmen (zu mehr als 50 % im Besitz von ENGIE SA)
Aguas Provinciales de Santa Fe (Angaben in der lokalen Betriebswährung)	1	(132)	64,19%	39	(39)	-
Celizan	-	-	100,00%	31	(31)	-
COGAC	1.287	(406)	100,00%	2.434	(822)	-
Ecometering	22	(16)	99,00%	38	(34)	-
Electrabel	4.640	12.911	99,13%	34.148	(4.138)	-
Electrabel France	532	(175)	100,00%	1.641	-	-
ENGIE Alliance	100	(49)	64,00%	62	-	-
ENGIE China Investment Company	43	(7)	100,00%	123	(87)
ENGIE Energie Services	699	239	100,00%	2.933	-	-
ENGIE Energy Services International	1.571	321	100,00%	3.908
ENGIE Finance	5.460	200	100,00%	5.567		7.295
ENGIE Information & Technologies	5	(47)	100,00%	128	(128)
ENGIE Management Company	63	(84)	100,00%	115	(115)
ENGIE New Business	167	(3)	100,00%	167
ENGIE New Ventures	69	8	100,00%	92	-	-
ENGIE Rassembleurs d'Energies	50	(13)	100,00%	50	(7)
GDF International	3.972	666	100,00%	3.972
GENFINA	392	173	100,00%	2.627	(1.326)
GRDF	1.801	1.779	100,00%	8.405
GRTgaz	620	3.644	74,78%	2.240
SFIG	55	9	100,00%	58	-	-
Sopranor	-	4	100,00%	245	(240)	-
Storengy SAS	2.733	15	100,00%	2.733
50Five	-	6	100,00%	26	-	-
2. Kapitalbeteiligungen (zu weniger als 50 % im Besitz von ENGIE SA)
Aguas Argentinas	26	(543)	48,20%	145	(145)
SUEZ (ehemals SUEZ Environnement)	2.485	5.937	32,06%	2.820	(148)
B - Angaben zu sonstigen Tochterunternehmen und Beteiligungen
1. Tochterunternehmen, die nicht unter Punkt A stehen
Französische Unternehmen	-	-	-	57	(20)	-
Ausländische Unternehmen (Angaben in der lokalen Betriebswährung)	-	-	-	9	-	-
2. Kapitalbeteiligungen, die nicht unter Punkt A stehen
Französische Unternehmen	-	-	-	21	(8)	-
Ausländische Unternehmen (Angaben in der lokalen Betriebswährung)	-	-	-	23	-	-
3. Sonstige langfristige Beteiligungen, die nicht unter Punkt A stehen
Französische Unternehmen	-	-	-	48	(8)	-
Ausländische Unternehmen (Angaben in der lokalen Betriebswährung)	-	-	-	-	-	-
SUMME				74.905	(7.296)

In Millionen Euro	Von ENGIE SA		Jahresüberschuss (+)	Von ENGIE SA in der	Jahresende der letzten verfügbaren
Name	ausgereichte Wertpapiere und Indossamente	Erträge der letzten verfügbaren Periode	oder -fehlbetrag (-) für die letzte verfügbare Periode	Periode vereinnahmte Dividenden	Periode (ungeprüfter vorläufiger Abschluss)
A - Genaue Angaben zu Tochterunternehmen und Beteiligungen mit einem Bruttowert von über 1 % des Kapitals von ENGIE SA (d. h. 24.352.850 €)
1. Tochterunternehmen (zu mehr als 50 % im Besitz von ENGIE SA)
Aguas Provinciales de Santa Fe (Angaben in der lokalen Betriebswährung)	-	-	65	-	12/2018
Celizan	-	-	-	-	12/2019
COGAC	-	-	66	-	12/2019
Ecometering	-	8	-	-	12/2019
Electrabel	-	11.077	(417)	-	12/2018
Electrabel France	-	-	(65)	-	12/2019
ENGIE Alliance	1.000		(49)	-	12/2019
ENGIE China Investment Company			(7)	-	12/2019
ENGIE Energie Services	-	2.394	(13)	524	12/2019
ENGIE Energy Services International		2	(12)	-	12/2019
ENGIE Finance			103	181	12/2019
ENGIE Information & Technologies		377	(45)	-	12/2019
ENGIE Management Company		172	(6)	-	12/2019
ENGIE New Business			(3)	-	12/2019
ENGIE New Ventures	-	-	1	--	12/2019
ENGIE Rassembleurs d'Energies			(2)	-	12/2019
GDF International			294	39	12/2019
GENFINA			4	-	12/2019
GRDF		3.486	306	589	12/2019
GRTgaz	1	1.886	334	327	12/2019
SFIG	-	2	13	-	12/2019
Sopranor	-	-	-	-	12/2019
Storengy SAS		62	22	-	12/2019
50Five	-	8	(7)	-	12/2018
2. Kapitalbeteiligungen (zu weniger als 50 % im Besitz von ENGIE SA)
Aguas Argentinas			(182)	-	12/2018
SUEZ (ehemals SUEZ Environnement)		83	387	130	12/2018
B - Angaben zu sonstigen Tochterunternehmen und Beteiligungen
1. Tochterunternehmen, die nicht unter Punkt A stehen
Französische Unternehmen	-	-	-	1
Ausländische Unternehmen (Angaben in der lokalen Betriebswährung)	-	-	-	-
2. Kapitalbeteiligungen, die nicht unter Punkt A stehen
Französische Unternehmen	-	-	-	49
Ausländische Unternehmen (Angaben in der lokalen Betriebswährung)	-	-	-	-
3. Sonstige langfristige Beteiligungen, die nicht unter Punkt A stehen
Französische Unternehmen	-	-	-	2
Ausländische Unternehmen (Angaben in der lokalen Betriebswährung)	-	-	-	-
SUMME				1.842

ANHANG 5 Vorräte

In Millionen Euro	Bruttowerte per 31. Dez. 2018	Erhöhungen	Rückgänge	Bruttowerte per 31. Dez. 2019
Erdgas (einschließlich Butan/Propan)	1.005	1.017	(1.473)	550
Energiesparzertifikate	50	372	(375)	47
Kapazitätsgarantien für Strom	161	154	(4)	311
SUMME	1.215	1.543	(1.851)	908

5.1 Erdgasreserven

Die Gasreserven hatten sich Ende Dezember 2019 im Vergleich zu Ende Dezember 2018 um 455 Mio. € verringert.

Eine Kombination aus Preis- und Volumeneffekten bewirkte einen Verfall des Werts der Erdgasvorräte, vor allem in den unterirdischen Speicherstätten in Frankreich.

5.2 Energiesparzertifikate

Die Verordnung Nr. 2019-1320 vom 9. Dezember 2019 (als überarbeitete Fassung von Artikel R. 221 -1 des französischen Energiegesetzbuches) verlängert die vierte Phase um ein Jahr und ändert das Volumen in TWh cumac, das über die neue Phase zu erbringen ist.

Somit beträgt das nationale Ziel für die Energieeinsparung in dieser vierten Phase vom 1. Januar 2018 bis 31. Dezember 2021 nun für alle Energieversorger 2.133 TWh über vier Jahre. Dazu gehören 533 TWh cumac, um Haushalten zu helfen, denen Energiearmut droht, ein Ziel, das mit Artikel 30 des Gesetzes über die Energiewende für grünes Wachstum (Loi relative a la Transition Energetique pour la Croissance Verte - LTECV) eingeführt wurde.

Gemäß Verordnung Nr. 2017-690 vom 2. Mai 2017 wird die "traditionelle" jährliche Verpflichtung von ENGIE SA bezüglich der Energiesparzertifikate durch Anwendung folgender Koeffizienten auf den Verkauf bestimmt: 0,278 kWh cumac/verkaufter kWh Erdgas und 0,463 bei Strom ("cumac": aktualisierte kumulierte Kilowattstunden (kWh), umgerechnet auf das Jahr, über die Lebensdauer der Anlagen).

Für die ESC-Verpflichtung im Hinblick auf "Energiearmut" (533 TWhc), mit der die ESC-Verpflichtung für Haushalte, die unter Energiearmut leiden, zusätzlich zur "Standard"-ESC-Verpflichtung berechnet wird, ist der Koeffizient auf 0,333 festgelegt.

Zusätzlich hat die Nationale Behörde für Energiesparzertifikate (PNCEE) entschieden, die Ausgabe von Zertifikaten über 1 TWh zurückzuziehen. ENGIE SA ficht diesen Beschluss an, hat aber 2018 eine Rückstellung für Wertminderung von 4,5 Mio. € für die Energiesparzertifikate angesetzt.

ANHANG 6 Forderungen

6.1 Fälligkeit von Forderungen

		Fällig
In Millionen Euro	Bruttobetrag per 31. Dez. 2019	Ende 2020	zwischen 2021 und 2024	2025 und später
Langfristige Vermögenswerte	139	5	2	132
Forderungen aus Kapitalbeteiligungen	56	4	-	53
Ausleihungen	13	1	2	10
Lquiditätsvereinbarungen	-	-	-	-
Sonstige Finanzanlagen	69	-	-	69
Kurzfristige Vermögenswerte	15.249	15.027	107	115
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen ⁽¹⁾	4.145	4.113	32	-
Transaktionskonten mit Tochterunternehmen	7.753	7.753	-	-
Sonstige Forderungen aus betrieblicher Tätigkeit	667	667	-	-
Sonstige Forderungen	2.638	2.448	75	115
Auf Bestellungen geleistete Vorauszahlungen und Anzahlungen	45	45	-	-
SUMME	15.388	15.031	109	247

⁽¹⁾ Verkäufe von Energie auf dem Zähler, abzüglich der Abschläge von monatlich abgerechneten Kunden, beliefen sich einschließlich Steuern am 31. Dezember 2019 auf 664 Mio. € (31. Dezember 2018: 592 Mio. €).

6.2 Wertminderung bei Forderungen

In Millionen Euro	31. Dez. 2018	Zugänge	Aufholungen	Sonstige	31. Dez. 2019
Forderungen aus Kapitalbeteiligungen	510	4	(458)		56
Ausleihungen	1	-	(1)
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen	286	239	(174)		351
Sonstige diverse Forderungen	15	-	(14)		1
SUMME	813	243	(647)		409

ANHANG 7 Marktfähige Wertpapiere

In Millionen Euro	Bruttowerte	Wertminderung	Nettowert per 31. Dez. 2019	Nettowert per 31. Dez.2018
Eigene Anteile zur Deckung von Bonusaktienplänen	303	(2)	301	440
Geldmarktfonds	1.047	-	1.047	1.522
Termingeld	502	-	502	473
SUMME	1.852	(2)	1.850	2.434

Der Bruttowert der am 31. Dezember 2019 gehaltenen eigenen Aktien betrug 303 Mio. €. Dafür wurde ein Wertminderungsaufwand von 2 Mio. € angesetzt, so dass der Buchwert bei 301 Mio. € lag. Der aggregierte Nennwert der gehaltenen eigenen Aktien betrug 22 Mio. €.

Die eigenen Aktien fallen in zwei Kategorien:

―	Aktien, die noch keinem zukünftigen Plan zugeteilt sind (27 Mio. €). Da der durchschnittliche Aktienpreis an den letzten zwanzig Handelstagen des Jahres unter dem Anschaffungspreis lag, wurde für diese Aktien ein Wertminderungsaufwand von 2 Mio. € angesetzt;
―	einem Plan zugeteilte Aktien (275 Mio. €). Diese Aktien werden zu dem Preis an dem Tag bewertet, an dem der Aufsichtsrat beschließt, den Plan festzulegen, dem sie zugeteilt sind. Bis zur Abgabe werden sie zu ihrem Buchwert gehalten. In den Verbindlichkeiten werden Rückstellungen für Wertminderungen angesetzt (vgl. Anhang 10.1.2).

ANHANG 8 Rechnungsabgrenzungsposten (Vermögenswerte) und nicht realisierte Fremdwährungsverluste

In Millionen Euro	31. Dez. 2018	Erhöhungen	Rückgänge	31. Dez. 2019
Rückzahlungsprämien für Anleihen	143	51	(31)	163
Latente Emissionskosten für Anleihen	48	14	(13)	49
Optionskontrakte	227	2	-	229
Finanzinstrumente	1.834	133	(993)	974
RECHNUNGSABGRENZUNGSPOSTEN (VERMÖGENSWERTE)	2.252	200	(1.037)	1.415
UNREALISIERTE FREMDWAHRUNGSVERLUSTE	339	68	(97)	310

Rechnungsabgrenzungsposten

umfassen im Zusammenhang mit Finanzinstrumenten:

―	auf Anleihen von ENGIE SA abzuschreibende Agios und Emissionskosten;
―	Agio für Optionen, die Commodity- bzw. Zins- und Währungsrisiken bei Schulden absichern sollen;
―	Bemessung von Zins-, Währungs- und Commodity-Derivaten zum beizulegenden Zeitwert, die sich nicht als Sicherung eignen, und des Währungsanteils von Derivaten, die das Kreditrisiko absichern und in Fremdwährungen denominiert sind.

Nicht realisierte Fremdwährungsverluste

Nicht realisierte Fremdwährungsverluste entstehen aus der Umrechnung von Jahresendwechselkursen für Verbindlichkeiten und Forderungen, die in einer anderen Währung als dem Euro denominiert sind, und aus dem Währungsanteil von Derivaten, die die Verschuldung absichern und in Fremdwährungen denominiert sind bzw. aus Käufen und Verkäufen von Commodities.

ANHANG 9 Eigenkapital

9.1 Aktienkapital -ausgegebene und im Umlauf befindliche Aktien

Das Aktienkapital ist vollständig eingezahlt. Jede Aktie zu 1 € bedeutet ein Stimmrecht.
Aktienkapital
Aktien, die am 1. Januar 2019 das Aktienkapital bilden	2.435.285.011
Gesamtzahl der Aktien, die das Aktienkapital bilden	2.435.285.011

2019 wurden im Rahmen der Liquiditätsvereinbarung insgesamt 12.455.417 Aktien gekauft und 12.455.417 verkauft. Sie generierten einen Nettokapitalertrag von 343.561 €. Am 31. Dezember 2019 hielt ENGIE SA aus der Liquiditätsvereinbarung keine eigenen Anteile mehr.

Am 31. Dezember 2019 hielt ENGIE SA 22.153.719 Aktien in Verbindung mi der Bewilligung von Bonusaktien (vgl. Anhang 9.3).

9.2 Änderung des Eigenkapitals

In Millionen Euro
Eigenkapital am 31. Dezember 2018	36.616
Gezahlte Dividenden und Zwischendividenden und sonstige	(1.833)
Neubewertungsrücklage	(2)
Steuerlich bedingte Rückstellungen und Investitionsbeihilfen	9
Ertrag	(196)
Eigenkapital am 31. Dezember 2019	34.594

2019 zahlte ENGIE SA:

―	eine Dividende von 0,38 € je Aktie (abzüglich der 2019 gezahlten Zwischendividende) für 2018 in einer Gesamthöhe von 917 Mio. € und eine außerordentliche Dividende von 0,37 € je Aktie in einer Gesamthöhe von 892,8 Mio. €, abzüglich der eigenen Anteile, die am Tag der Dividendenzahlung gehalten wurden (16,7 Mio. €). Insgesamt wurden 2018 2.718 Mio. € als Dividenden ausgezahlt;
―	eine Loyalitätsdividende von 0,112 € je Aktie mit einer Gesamtauszahlung von 23,7 Mio. €.

9.3 Zuteilung von Bonusaktien an Mitarbeiter und Aktienoptionspläne

Leitlinien für Bonusaktien und Leitlinien für Aktienoptionen

Zuteilungen von Bonusaktien sollen alle Mitarbeiter stärker in das Wachstum und die Performance der Gruppe einbinden. Sie werden Mitarbeitern auf Beschluss des Aufsichtsrats nach Entscheidungen der Hauptversammlung zugeteilt und unterliegen einer Mindestbetriebszugehörigkeit von zwei Jahren und einer Reihe von Leistungsbedingungen.

2019 gewährte ENGIE SA Beschäftigten der ENGIE Gruppe 5.344.889 Bonusaktien.

2019 vergab ENGIE SA an Beschäftigte der Gruppe 1.730.831 Aktien.

Unter Berücksichtigung aller bestehenden Aktienpläne, der Zahl der Begünstigten und der Annahmen für Personalfluktuation ging ENGIE SA am 31. Dezember 2019 von einer Verpflichtung zur Abgabe von 20.384.268 Aktien aus.

Berücksichtigt man die 2019 abgegebenen Aktien, hält das Unternehmen 22.153.719 Aktien zur Deckung der Bonusaktienverpflichtungen am 31. Dezember 2019 in einer Gesamthöhe von 301 Mio. €, abzüglich Rückstellungen. Der Marktwert dieser Aktien lag Ende 2019 bei 322 Mio. €.

Angaben zu bestehenden Bonusaktien- und	Anzahl zugeteilter	Anzahl abgegebener		Aufwand (in Millionen Euro)
Aktienoptionsplänen	Aktien	Aktien	Wert je Aktie	2019	2018
Zugeteilte Bonusaktien
ENGIE-Plan vom 10. Dezember 2014	1.009.995	401.844	19,93	(8,66)	(58,55)
Link Abondement-Plan vom 10. Dezember 2014	125.142	116.855	19,93	(1,78)	0,13
Plan ORS 2015 vom 10. Dezember 2015	86.437	-	19,88	0,32	0,11
ENGIE-Plan vom 16. Dezember 2015	3.349.695	1.086.714	16,02	(46,50)	9,29
ENGIE-Plan vom 24. Februar 2016	66.265	58.928	19,93	(1,14)	(1,21)
ENGIE-Plan vom 14. Dezember 2016	5.297.560		12,03	(6,21)	29,51
ENGIE-Plan vom 1. März 2017	149.178	66.490	11,65	(1,35)	1,01
ENGIE-Plan vom 13. Dezember 2017	5.278.045	-	14,70	13,76	29,77
ENGIE-Plan vom 7. März 2018	135.583	-	12,65	0,35	0,86
ink Abondement-Plan vom 2. August 2018	301.816	-	13,44	0,60	0,46
ENGIE-Plan vom 11. Dezember 2018	5.001.510	-	12,26	16,88	1,39
ENGIE-Plan vom 27. Februar 2019	187.674	-	13,90	0,85
ENGIE-Plan vom 17. Dezember 2019	5.157.215	--	14,73	0,83	-
SUMME	26.146.115	1.730.831		(32,06)	12,76

2019 begann ENGIE SA damit, den Unternehmen der Gruppe die Aufwendungen für Bonusaktienpläne weiterzuberechnen. Das führte zu einer Neubewertung der Pläne für die Anwartschaftsperiode und zu einer Neubewertung von Rückstellungen für Verluste. Diese Änderung führte zur Auflösung einer Rückstellung von 32 Mio. €.

ANHANG 10 Rückstellungen

10.1 Rückstellungen für Eventualfälle und Verluste

In Millionen Euro	31. Dez. 2018	Zugänge	Auflösungen (verwendete Rückstellungen)	Auflösungen (Rückstellungsüberschüsse)	Sonstige	31. Dez. 2019
Rückstellungen für die Flächensanierung (Anhang 10.1.1)	10	12	(1)	-	-	21
Rückstellungen für Mitarbeiter (Anhang 10.1.2)	266	49	(41)	(33)	-	241
Rückstellungen für Steuern (Anhang 10.1.3)	23	2	(1)	-	-	23
Rückstellungen für Steuerkonsolidierung (Anhang 10.1.4)	1.107	134	(172)	-	-	1.069
Risiken in Verbindung mit Tochterunternehmen	53	20	(14)	-	-	59
Sonstige Rückstellungen für Eventualfälle und Verluste (Anhang 10.1. 5)	965	752	(600)	(58)	-	1.059
SUMME	2.424	969	(829)	(91)		2.472

10.1.1 Rückstellungen für Flächensanierung

Rückstellungen für Flächensanierung beliefen sich am 31. Dezember 2019 auf 21 Mio. € im Vergleich zu 10 Mio. € Ende 2018. Hier geht es hauptsächlich um die Sanierung von Standorten von Gaserzeugungsanlagen, vor allem um Anforderungen an die Sicherheit (Grundwasser, Luftverschmutzung usw.) ausgehend von ihrer laufenden Nutzung. Sie enthalten auch Umbauarbeiten der Standorte La Defense und Lyon (Monolyte).

2015 startete ENGIE SA einen nationalen Fünfjahrplan zur Veräußerung von Immobilien (Plan National de Cessions Immobiliĕres - PNC), in dem es um 236 strategisch nicht bedeutsame Standorte geht.

Sobald ein bindender Vertrag über den Verkauf eines Vermögenswerts geschlossen wird, wird eine Rückstellung für Abbruchkosten bei Verbindlichkeiten mit der Gegenbuchung für den Abbruch von Vermögenswerten angesetzt, die über ihre Restlaufzeit abgeschrieben werden.

In Millionen Euro	31. Dez.2018	Zugänge	Auflösungen (verwendete Rückstellungen)	Gegenbuchung für Abbruch von Vermögenswerten	31. Dez. 2019
Rückstellungen für Flächensanierung (ohne PNC-Vermögenswerte)	4	12	-	-	15
Rückstellungen für Flächensanierung (PNC-Vermögenswerte)	6	-	(1)	-	5
SUMME	10	12	(1)	-	21

Am 31. Dezember 2019 verteilten sich die Rückstellungen für Flächensanierung wie folgt:

―	Rückstellungen mit Gegenbuchung bei Abbruch von Vermögenswerten: 3,4 Mio. €;
―	Rückstellungen im Vorjahr: 1 Mio. €.

Als Teil des Campus-Projekts wurde eine Rückstellung für Eventualbürgschaften angesetzt. Im Vertrag mit dem Gemeindeverband Ballungsraum Paris (Metropole du Grand Paris - MGP) hat ENGIE SA die Kostenübernahme für durch einen Eventualfall verursachte Arbeiten ("Eventualfall" bedeutet hier unvorhergesehene Kosten von im Boden befindlichen oder unterirdischen Bauteilen oder eine ungewöhnliche Verunreinigungsquelle im Zusammenhang mit der Geschäftstätigkeit von ENGIE SA) in Höhe von 14 Mio. € nach Steuern (11,7 Mio. € vor Steuern) zugesagt.

10.1.2 Rückstellungen für Mitarbeiter

Rückstellungen für Leistungsverpflichtungen für Arbeitnehmer

Per 31. Dezember 2019 beliefen sich Pensionsverpflichtungen auf 5 Mio. €. Pensionsverpflichtungen werden durch Versicherungsfonds gedeckt.

Sonstige Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses beliefen sich auf 13 Mio. €.

Rückstellungen wurden für die volle Höhe von Leistungen bei Invalidität, Beihilfen bei Arbeitsunfällen, Krankheit von Arbeitnehmern, die am Jahresende beschäftigt waren, Treueprämien und Asbest in einer Gesamthöhe von 85 Mio. € gebildet.

Diese Rückstellungen beliefen sich am 31. Dezember 2019 auf 103 Mio. €. Anhang 18.4 analysiert Änderungen dieser Rückstellungen in den dargestellten Perioden.

Der volle Betrag für Abfindungen bei Eintritt in den Ruhestand wird teilweise durch Versicherungsfonds gedeckt. Am 31. Dezember 2019 belief sich die Deckungslücke auf 25 Mio. €.

Rückstellungen für die Zuteilung von Bonusaktien an Mitarbeiter und für Aktienoptionspläne

Am 31. Dezember 2019 machten die Rückstellungen für die Zuteilung von Bonusaktien an Mitarbeiter und Aktienoptionspläne 131 Mio. € aus (Ende 2018: 164 Mio. €).

2019 stellte ENGIE SA weitere 34 Mio. € in diese Rückstellung ein, um die von Mitarbeitern erdienten Ansprüche abzudecken. Nach dem Auslaufen bestimmter Bonusaktienpläne wurden 66 Mio. € der Rückstellung aufgelöst.

Zusätzlich zum fortbestehenden Beschäftigungsverhältnis in der Gruppe am Tag der Zuteilung unterliegt die Teilnahme an bestimmten Bonusaktien- und Performance-Share-Programmen einer internen Leistungsbedingung. Ist diese Bedingung nicht vollständig erfüllt, reduziert sich die Zahl von Mitarbeitern gewährten Bonusaktien gemäß den Festlegungen in den Plänen.

10.1.3 Rückstellungen für Steuern

Nach verschiedenen Steuerprüfungen bildete ENGIE SA mehrere Rückstellungen für Steuerrisiken.

Ende 2019 belief sich die Rückstellung für Ertragsteuern auf 22 Mio. € und ist damit unverändert gegenüber Ende 2018. Hier ging es hauptsächlich um den Verrechnungspreis für LNG.

Ende 2019 machten sonstige Rückstellungen für Neubewertungen anderer Abgaben und Steuern (Mehrwertsteuer, Abgabe zur Finanzierung des Wohnungsbaus, CVAE als Abgabe auf den von Unternehmen erwirtschafteten Mehrwert usw.) 1,6 Mio. € aus.

10.1.4 Rückstellungen für Steuerkonsolidierung

ENGIE SA hat sich für konsolidierte Steuererklärungen entschieden. Folglich wird eine Rückstellung gebildet, die die Verpflichtung zur Rückübertragung verwendeter steuerlicher Verluste auf Tochterunternehmen abbildet. 2019 setzte ENGIE SA eine Rückstellungsbelastung von 117,8 Mio. € und eine Auflösung von 82 Mio. € an, so dass die Gesamtrückstellung am Jahresende 524,5 Mio. € betrug.

Am 31. Dezember 2007 wirkte sich der Kapitalgewinn aus der Veräußerung der Gasverteilung steuerlich nicht aus, da GRDF zum steuerlichen Organkreis gehörte. Ab 2008 weisen die gesetzlichen Abschlüsse des Tochterunternehmens Steuereinsparungen durch die abschreibbare Komponente des Kapitalgewinns aus der Veräußerung der Gasverteilung aus. Diese Überschussabschreibung entfällt auf der Ebene des steuerlichen Organkreises. Gemäß den Steuerkonsolidierungsvereinbarungen mit den Tochterunternehmen setzte ENGIE SA für GRDF eine Rückstellung für die Steuerkonsolidierung in der endgültigen Höhe von 1.938 Mio. € an, der die abschreibbare Komponente zugrunde liegt. 2019 löste das Unternehmen 90 Mio. € auf (2018: 99 Mio. €), die der Neutralisierung der Überschussabschreibung der abschreibbaren Komponente entsprach, die über das Jahr entstand. Eine weitere Rückstellung wurde für die Auswirkung der Änderung des künftigen Steuersatzes gebildet (16 Mio. €).

Die Rückstellungen für die Steuerkonsolidierung beliefen sich Ende 2019 auf 1.068,5 Mio. €, davon 544 Mio. €, die sich auf die abschreibbare Komponente der immateriellen Vermögenswerte von GRDF beziehen.

10.1.5 Sonstige Rückstellungen für Eventualfälle und Verluste

Bei diesem Posten geht es hauptsächlich um Rückstellungen für Eventualfälle, die bei sonstigen Dritten entstehen, Rückstellungen für Rechtsstreitigkeiten (Handelsstreitigkeiten und Schadensfälle) und Rückstellungen für Währungs- und Zinsrisiken. Bewegungen bei diesen Rückstellungen wirken sich im Wesentlichen auf Einmal- und finanzielle Posten aus.

Rückstellungen für sonstige Eventualfälle und Verluste beliefen sich am 31. Dezember 2019 auf 1.059 Mio. € im Vergleich zu 965 Mio. € Ende 2018.

Angesichts der strukturellen Veränderungen in Gasmärkten entschloss sich ENGIE SA zu einem moderneren Managementmodell für das Midstream-Gasgeschäft (ohne LNG). Dafür entstand 2017 eine neue Organisation, um die Methoden für die Verwaltung von langfristigen Gaslieferverträgen, Verträgen über Transport- und Speicherkapazität und eines Stromtauschvertrags zu ändern. Mit diesen neuen Methoden lassen sich die jeweiligen Verträge einzeln, nicht als T eil eines Portfolios, verwalten. Die erste bilanzielle Auswirkung dieser Änderung waren negative 678 Mio. €. Am 31. Dezember 2018 betrug die Rückstellung für belastende Verträge 677 Mio. €. 2019 wurde eine Nettorückstellungsauflösung angesetzt (120 Mio. €). Am 31. Dezember 2019 betrug die Rückstellung für belastende Verträge 557 Mio. €.

Der Ende 2019 verbliebene Restbetrag betrifft hauptsächlich Rückstellungen für Kapazitätsreservierungsverträge, die als verlustbringend eingestuft sind (557 Mio. €), Streitigkeiten (103 Mio. €), Umstrukturierung (50 Mio. €), Wechselkursverluste (27 Mio. €), Zinsrisiko (107 Mio. €) und sonstige Risiken (216 Mio. €), bei denen es zumeist um die Rückstellung für Berichtigungen eines negativen beizulegenden Zeitwerts (197 Mio. €) geht.

Die Rückstellungen für Risiken bei Tochterunternehmen betrugen per 31. Dezember 2019 59 Mio. € (53 Mio. € per 31. Dezember 2018).

10.2 Steuerlich bedingte Rückstellungen und Investitionsbeihilfen

In Millionen Euro	31. Dez. 2018	Zugänge	Auflösungen	Übertragung	31. Dez. 2019
Steuerlich bedingte Rückstellungen	566	317	(316)	-	567
Beschleunigte Abschreibung	512	317	(293)	-	536
Rückstellung für Preiserhöhungen	54	-	(23)	-	31
Investitionsbeihilfen	10	8	-	-	18
SUMME	576	325	(316)	-	585

ANHANG 11 Fremdkapital und Schulden

11.1 Zusammenfassung von Finanzschulden

In Millionen Euro	31. Dez. 2019	31. Dez. 2018
Fremdkapital	30.842	27.498
Hybridanleihen	3.913	4.085
Anleihen	22.550	19.377
Sonstige Ausleihungen	4.380	4.036
An Kapitalbeteiligungen zu zahlende Beträge	6.800	5.250
Transaktionskonten mit Tochterunternehmen	1.051	2.749
Sonstiges Fremdkapital und Schulden	541	583
Von Kunden erhaltene Kautionen	25	26
Steuerkonsolidierung	114	98
Laufender Anteil fälliger Zinsen	364	409
Kontokorrentkredite	4	14
Verschiedenes	34	35
SUMME	39.234	36.080

Der Anstieg von Fremdkapital und Schulden um 3.154 Mio. € bildet vor allem ab:

―	ein neues langfristiges Darlehen von Electrabel (1.800 Mio. €);
―	eine Zunahme von Anleiheemissionen für 2.975 Mio. €;
―	eine Zunahme von Emissionen von Negotiable European Commercial Paper (NEU CP) für 323 Mio. €;
―	dem steht teilweise eine Verringerung des Kreditsaldos auf Transaktionskonten mit Tochterunternehmen gegenüber (1.698 Mio. €), was vor allem das T ransaktionskonto von ENGIE Global Markets betrifft.

11.2 Fälligkeiten von Fremdkapital, Schulden und Verbindlichkeiten

		Fällig
In Millionen Euro	31. Dez. 2019	Ende 2020	zwischen 2021 und 2024	2025 und später
Fremdkapital und Schulden	39.234	8.569	15.067	15.598
Hybridanleihen	3.913	-	2.413	1.500
Anleihen	22.549	2.477	6.354	13.718
Sonstige Ausleihungen	4.380	3.500	500	380
An Kapitalbeteiligungen zu zahlende Beträge	6.800	1.000	5.800	-
Transaktionskonten mit Tochterunternehmen	1.051	1.051	-	-
Sonstiges Fremdkapital und Schulden	541	541	-	-
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten	6.408	6.408	-	-
Steuerliche und arbeitnehmerbezogene Verbindlichkeiten	1.206	1.206	-	-
Sonstige Verbindlichkeiten	2.408	2.408	-	-
Anzahlungen von Kunden	1.041	1.041	-	-
Sonstige	1.367	1.367	-	-
Auf Bestellungen erhaltene Vorauszahlungen und Anzahlungen	15	15	-	-
SUMME	49.272	18.607	15.067	15.598

11.2.1 Aufschlüsselung von Hybridanleihen

	31. Dez. 2019	Ausgabedatum	Termin für Zinsanpassung	Zinsen	Börsennotierung
Öffentliche Emissionen
In Millionen Euro	413	07/2013	07/2021	4,750%	Paris
In Millionen Euro	1.000	06/2014	06/2024	3,875%	Paris
In Millionen Euro	1.000	01/2018	04/2023	1,375%	Paris
In Millionen Euro	1.000	01/2019	02/2025	3,250%	Paris
In Millionen Euro	500	07/2019	07/2025	1,625%	Dublin

11.2.2 Aufschlüsselung von Anleihen

	31. Dez. 2019	Ausgabedatum	Fälligkeitstermin	Zinsen	Börsennotierung
Öffentliche Emissionen
In Millionen Euro	900	01/2009	01/2021	6,375%	Luxemburg
In Millionen Euro	693	10/2010	10/2022	3,500%	Paris
In Millionen Euro	300	03/2011	03/2111	5,950%	Paris
In Millionen Euro	424	11/2011	01/2020	3,125%	Paris
In Millionen Euro	742	06/2012	02/2023	3,000%	Paris
In Millionen Euro	410	07/2012	07/2022	2,625%	Paris
In Millionen Euro	1.200	05/2014	05/2020	1,375%	Paris
In Millionen Euro	1.300	05/2014	05/2026	2,375%	Paris
In Millionen Euro	750	03/2015	03/2022	0,500%	Paris
In Millionen Euro	750	03/2015	03/2026	1,000%	Paris
In Millionen Euro	500	03/2015	03/2035	1,500%	Paris
In Millionen Euro	700	03/2017	03/2024	0,875%	Paris
In Millionen Euro	800	03/2017	03/2028	1,500%	Paris
In Millionen Euro	500	09/2017	02/2023	0,375%	Paris
In Millionen Euro	750	09/2017	02/2029	1,375%	Paris
In Millionen Euro	750	09/2017	09/2037	2,000%	Paris
In Millionen Euro	750	06/2018	06/2028	1,375%	Paris
In Millionen Euro	500	09/2018	09/2025	0,875%	Paris
In Millionen Euro	500	09/2018	09/2033	1,875%	Paris
In Millionen Euro	750	06/2019	06/2027	0,375%	Paris
In Millionen Euro	750	06/2019	06/2039	1,375%	Paris
In Millionen Euro	750	09/2019	03/2027	0,000%	Paris
In Millionen Euro	900	10/2019	10/2030	0,500%	Paris
In Millionen Euro	600	10/2019	10/2041	1,250%	Paris
In Millionen Pfund Sterling	500	10/2008	10/2028	7,000%	Luxemburg
In Millionen Pfund Sterling	226	02/2009	02/2021	6,125%	Luxemburg
In Millionen Pfund Sterling	700	10/2010	10/2060	5,000%	Paris
In Millionen Pfund Sterling	400	10/2011	10/2060	5,000%	Paris
In Millionen Schweizer Franken	275	10/2012	10/2020	1,125%	Zürich
In Millionen Schweizer Franken	175	10/2012	10/2024	1,625%	Zürich
In Millionen US-Dollar	750	10/2012	10/2022	2,875%	Keine
Private Platzierungen
In Millionen Euro	100	10/2011	10/2023	CMS10YR+0,505 %	Paris
In Millionen Euro	400	07/2012	01/2020	2,500%	Keine
In Millionen Euro	100	03/2013	03/2033	3,375%	Keine
In Millionen Euro	200	04/2013	04/2020	Euribor3M+0,58 %	Paris
In Millionen Euro	81	04/2013	04/2038	3,703%	Keine
In Millionen Euro	50	10/2015	10/2027	1,764%	Paris
In Millionen Euro	50	10/2015	10/2027	1,764%	Paris
In Millionen Euro	100	11/2015	11/2045	2,750%	Paris
In Millionen Euro	50	11/2015	11/2045	2,750%	Paris
In Millionen Euro	100	06/2017	06/2032	1,625%	Paris
In Millionen Euro	100	10/2017	09/2037	2,000%	Paris
In Millionen Euro	50	07/2018	07/2027	1,157%	Paris
In Millionen Euro	75	07/2018	07/2038	CMS	Paris
In Millionen norwegischer Kronen	500	04/2013	04/2024	4,020%	Paris
In Millionen Yen	15.000	12/2008	10/2023	3,180%	Keine
In Millionen Yen	10.000	07/2012	07/2022	1,260%	Paris
In Millionen Yen	20.000	09/2015	01/2024	0,535%	Paris
In Millionen Hongkong-Dollar	1.400	09/2017	09/2032	2,650%	Paris
In Millionen Hongkong-Dollar	900	10/2017	10/2027	2,630%	Paris
In Millionen US-Dollar	50	11/2015	11/2021	2,681%	Paris
In Millionen US-Dollar	50	01/2019	12/2029	3,593%	Keine
In Millionen australischer Dollar	115	11/2015	11/2025	4,235%	Paris
In Millionen australischer Dollar	85	07/2018	07/2033	3,780%	Paris

11.2.3 Sonstiges Fremdkapital und an Kapitalbeteiligungen zu zahlende Beträge

Am 31. Dezember 2019 umfasste das sonstige Fremdkapital hauptsächlich NEU CP (2.351 Mio. €, einschließlich 896 Mio. € festverzinslich) und festverzinsliche USCP (US Commercial Paper) (991 Mio. USD, die einem Wert von 882 Mio. € entsprechen). Dieses gesamte Fremdkapital wird innerhalb von weniger als einem Jahr fällig.

ENGIE SA hatte auch eine Kreditfazilität, von der 877 Mio. € in Anspruch genommen wurden, und einen Bankkredit von 300 Mio. USD (der einem Wert von 267 Mio. € entspricht).

Das langfristige Darlehen von ENGIE Finance verringerte sich nach einer Rückzahlung im Laufe des Jahres und belief sich Ende 2019 auf 3.650 Mio. €.

Das Darlehen von ENGIE Alliance betrug unverändert 850 Mio. €.

Im März 2019 nahm ENGIE SA ein langfristiges Darlehen über 1.800 Mio. € bei ENGIE Global Developments auf, das im November 2019 auf Electrabel übertragen wurde.

11.2.4 Sonstiges Fremdkapital und Schulden

Sonstiges Fremdkapital und Schulden (aufgelaufene Zinsen auf Fremdkapital und Schulden, Transaktionskonten mit einem Kreditsaldo, von Kunden erhaltene Kautionen, Kontokorrentkredite, Bankfazilitäten usw.) sind zumeist in Euro denominiert.

11.3 Analyse von Fremdkapital und Schulden nach Währung und Zinssatz

11.3.1 Analyse nach Zinssatz

	Nach Absicherung		Vor Absicherung
In Millionen Euro	31. Dez. 2019	31. Dez. 2018	31. Dez. 2019	31. Dez. 2018
Variable Zinsen
Anleihen	6.469	7.210	375	378
An Kapitalbeteiligungen zu zahlende Beträge	6.300	5.250	6.300	5.250
Sonstige Ausleihungen	2.371	2.546	2.242	1.076
Transaktionskonten mit Tochterunternehmen	1.051	2.749	1.051	2.749
Sonstiges Fremdkapital und Schulden	256	583	176	583
Festzins
Hybridanleihen	3.913	4.085	3.913	4.085
Anleihen	16.081	12.170	22.175	19.002
An Kapitalbeteiligungen zu zahlende Beträge	500		500
Sonstige Ausleihungen	2.009	1.487	2.138	2.957
Sonstiges Fremdkapital und Schulden	284	-	364	-
SUMME	39.234	36.080	39.234	36.080

11.3.2 Analyse nach Währung

	Nach Absicherung		Vor Absicherung
In Millionen Euro	31. Dez. 2019	31. Dez. 2018	31. Dez. 2019	31. Dez. 2018
In Euro
Hybridanleihen	3.913	3.753	3.913	3.753
Anleihen	22.550	19.377	18.425	15.450
An Kapitalbeteiligungen zu zahlende Beträge	6.800	5.250	6.800	5.250
Sonstige Ausleihungen	4.380	4.033	3.231	2.905
Transaktionskonten mit Tochterunternehmen	854	2.356	854	2.356
Sonstiges Fremdkapital und Schulden	540	522	492	522
In Fremdwährung
Hybridanleihen		335		335
Anleihen			4.125	3.927
An Kapitalbeteiligungen zu zahlende Beträge
Sonstige Ausleihungen			1.149	1.128
Transaktionskonten mit Tochterunternehmen	197	393	197	393
Sonstiges Fremdkapital und Schulden	-	61	48	61
SUMME	39.234	36.080	39.234	36.080

ANHANG 12 Rechnungsabgrenzungsposten (Verbindlichkeiten) und nicht realisierte Fremdwährungsgewinne

In Millionen Euro	31. Dez. 2018	Erhöhungen	Rückgänge	31. Dez. 2019
Optionskontrakte	469	50	-	519
Finanzinstrumente	1.457	-	(514)	943
RECHNUNGSABGRENZUNGSPOSTEN (VERBINDLICHKEITEN)	1.926	50	(514)	1.463
UNREALISIERTE FREMDWÄHRUNGSGEWINNE	403	128	(100)	431

Rechnungsabgrenzungsposten

Rechnungsabgrenzungsposten umfassen im Zusammenhang mit Finanzinstrumenten:

―	Agio für Optionen, die Commodity- bzw. Zins- und Währungsrisiken bei Schulden absichern sollen;
―	Bemessung von Zins-, Währungs- und Commodity-Derivaten zum beizulegenden Zeitwert, die sich nicht als Sicherung eignen, und des Währungsanteils von Derivaten, die das Kreditrisiko absichern und in Fremdwährungen denominiert sind.

Eine Rückstellung für Eventualfälle und Verlust wird für nicht realisierte Fremdwährungsverluste aus Verträgen gebildet, die sich nicht zum Hedge-Accounting eignen (vgl. Anhang 10.1.5).

Nicht realisierte Fremdwährungsgewinne

Nicht realisierte Fremdwährungsgewinne entstehen aus der Umrechnung von Jahresendwechselkursen für Verbindlichkeiten und Forderungen, die in einer anderen Währung als dem Euro denominiert sind, und aus dem Währungsanteil von derivativen Finanzinstrumenten, die das Währungsrisiko bei Schulden bzw. Käufen und Verkäufen von Commodities absichern sollen.

ANHANG 13 Nettobetriebsergebnis

13.1 Aufschlüsselung von Erlösen

Erlöse nach Region

In Millionen Euro	31. Dez. 2019	31. Dez. 2018
Energieverkäufe
• Frankreich	11.197	9.034
• International	3.036	15.983
Werke, erbrachte Forschungs- und Dienstleistungen	2.669	2.345
Erträge aus dem Nichtkerngeschäft und sonstige	380	471
SUMME	17.282	27.833

Der Rückgang aller internationalen Erlöse geht auf einen negativen Preiseffekt bei der gesamten Handelstätigkeit und auf einen insgesamt negativen Volumeneffekt infolge des gesunkenen Absatzes bei ENGIE Energy Management und ENGIE Global Markets zurück.

Erlöse nach Geschäftstätigkeit

In Millionen Euro	31. Dez. 2019	31. Dez. 2018
Energieverkäufe
• Erdgas	8.642	20.334
• Strom	5.591	4.683
Sonstige verkaufte Erzeugnisse
• Werke, erbrachte Forschungs- und Dienstleistungen	2.669	2.345
• Erträge aus dem Nichtkerngeschäft und sonstige	380	471
SUMME	17.281	27.833

Am 31. Dezember 2019 beliefen sich nicht abgerechnete und nicht abgelesene Erlöse (Energie auf dem Zähler) auf 1.626 Mio. € vor Steuern.

13.2 Personalkosten

Änderung des Personalbestands nach Kategorie

InZahl der Beschäftigten	31. Dez. 2018	Veränderung	31.Dez. 2019
Betriebspersonal	278	(52)	226
Leitende technische Angestellte und Aufsichtspersonal	1.702	(63)	1.639
Leitungskräfte	2.621	13	2.634
SUMME	4.601	(102)	4.499

Die durchschnittliche Beschäftigtenzahl lag 2019 bei 4.499, 2018 waren es 4.601.

Die Personalkosten gliedern sich wie folgt:

In Millionen Euro	31. Dez. 2019	31. Dez. 2018
Löhne und Gehälter	(273)	(289)
Personalaufwand	(148)	(151)
Gewinnbeteiligung	(21)	(21)
Sonstige	(28)	(190)
SUMME	(470)	(651)

Gewinnbeteiligung der Mitarbeiter

Eine auf Leistungskriterien basierende Vereinbarung über die Gewinnbeteiligung von Mitarbeitern wurde auf der Grundlage der gesetzlichen Bedingungen in Verordnung Nr. 86-1134 vom 21. Oktober 1986 erarbeitet.

Diese Mechanismen der Gewinnbeteiligung werden als Personalkosten behandelt.

13.3 Nettozuführungen zu Rückstellungen

In Millionen Euro	31. Dez. 2019	31. Dez. 2018
Rückstellung für Kapitalerneuerung und Verbindlichkeiten aus Wiederbeschaffung bei Konzessionen	(1)	-
Rückstellung für Flächensanierung	11	(7)
Rückstellungen für Mitarbeiter	(6)	(18)
Sonstige Rückstellung für Eventualfälle und Verlust für betriebsrelevante Posten	88	(74)
SUMME	91	(97)

Sonstige Rückstellungen für Eventualfälle und Verlust beinhalten im Wesentlichen:

―	die Nettoauflösung der Rückstellung für belastende Verträge (120 Mio. €);
―	die Nettozuführung zu Rückstellungen für Rechtsstreits mit Beschäftigten (14 Mio. €);
―	die Nettozuführung zu Rückstellungen für Berichtigungen eines negativen beizulegenden Zeitwerts von Swaps (143 Mio. €);
―	die Nettozuführung zu Rückstellungen für Handelsstreitigkeiten (47 Mio. €);
―	die Nettozuführung zu Rückstellungen für die Neufestsetzung von Steuern (4 Mio. €);

13.4 Übertragungen betrieblicher Aufwendungen

Übertragungen von Aufwendungen gehören zu den sonstigen betrieblichen Erträgen. Sie beliefen sich 2019 auf 30 Mio. €, 2018 waren es 39 Mio. €.

ANHANG 14 Nettofinanzerträge/(-aufwendungen)

			Summe
In Millionen Euro	Aufwendungen	Ertrag	31. Dez. 2019	31. Dez. 2018
Sonstige Zinserträge und -aufwendungen	(1.052)	565	(487)	(545)
Zinsen auf Transaktionskonten und aus Kapitalbeteiligungen zu vereinnahmende Beträge	-	8	8	36
Währungsumrechnungsgewinne/(-verluste)	(320)	338	19	59
Erhaltene Dividenden	-	1.840	1.840	4.259
Bewegungen bei Rückstellungen für finanzielle Posten	(206)	19	(187)	(92)
SUMME	(1.577)	2.770	1.192	3.718

ANHANG 15 Bereinigtes Nettoergebnis

			Summe
In Millionen Euro	Aufwendungen	Ertrag	31. Dez. 2019	31. Dez. 2018
Veräußerungen von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten	(52)	57	4	135
Veräußerungen von Finanzanlagen	(177)	177	-	13
Rückstellung für Preiserhöhungen	-	23	23	19
Beschleunigte Abschreibung	(316)	293	(24)	(92)
Bewegungen bei Rückstellungen für Kapitalbeteiligungen	(1.663)	745	(918)	(2.189)
Sonstige	(596)	676	80	8
SUMME	(2.804)	1.970	(835)	(2.107)

Zu "Sonstige" gehören verschiedene Entschädigungszahlungen für Umbauten an Immobilien, der Verkauf eines Liefervertrags in Aserbaidschan an Shell und Ausgaben zur Beilegung des Streits in Argentinien.

ANHANG 16 Steuerliche Situation

16.1 Steuerkonsolidierung

Die derzeitige Option zur Abgabe konsolidierter Steuererklärungen wird automatisch jeweils um fünf Jahre verlängert.

16.2 Ertragsteuerertrag/(-aufwand)

Der Ertragsteuersatz lag 2019 bei 34,43 % und enthielt eine Sozialabgabe von 3,3 %.

	2019			2018
In Millionen Euro	Ertrag vor Steuern	Ertragsteuer ^*	Jahresüberschuss/ (-fehlbetrag)	Ertrag vor Steuern	Ertragsteuer ^*	Jahresüberschuss/ (-fehlbetrag)
Von ENGIE SA für die Periode geschuldete Ertragsteuer (ohne steuerlichen Organkreis)
• auf wiederkehrende Erträge	261		261	2.660		2.660
• auf einmalige Erträge	(834)		(834)	(2.107)		(2.107)
Ertragsteueraufwand (von Tochterunternehmen zu zahlende Ertragsteuer/Rückstellung für Übertragung von Steuerersparnis auf Unternehmen des steuerlichen Organkreises)		377	377		549	549
• davon Ertragsteuer für Tochterunternehmen im steuerlichen Organkreis		294			343
• davon Nettoveränderung bei Rückstellungen für Ertragsteuer		38			124
• davon sonstige (zumeist Anpassungen an Forschungs- und CICE-Steuerguthaben aus 2018/2019		45			82
SUMME	(573)	377	(196)	553	549	1.102

^* Eine positive Zahl steht für Steuerertrag

2019 und 2018 entstand ENGIE SA ein steuerlicher Verlust bei einzelnen Unternehmen. Von Tochterunternehmen erhaltene Dividenden unterliegen der steuerlichen Behandlung für "Mutter-/Tochterunternehmen" und sind daher steuerfrei, wobei ein Teil des Aufwands in Höhe von 1 % oder 5 % je nach Fall hinzuzurechnen ist.

Der Ertragsteuerertrag betrug 2019 377,1 Mio. € im Vergleich zu 549 Mio. € für 2018. Hier werden vor allem abgebildet:

―

Ersparnisse aus der Steuerkonsolidierung (294,4 Mio. € für 2019 gegenüber 342,7 Mio. € 2018), die zurückgehen auf die Differenz zwischen:

―	dem Beitrag von 293,3 Mio. € zur Konzernertragsteuer, den Tochterunternehmen, die einen Gewinn auswiesen (2018: 341,2 Mio. €), ENGIE SA 2019 schuldeten,
―	Steuergutschriften für den steuerlichen Organkreis von 1,1 Mio. € 2019 gegenüber 1,4 Mio. € 2018 und
―	von dem steuerlichen Organkreis geschuldete Ertragsteuer, die 2019 wie 2018 gleich null war;

―

eine Nettoauflösung von 38,2 Mio. € aus der Ertragsteuerrückstellung für 2019, verglichen mit einer Auflösung von 124 Mio. € 2018, in der sich vor allem zeigen:

―	35,8 Mio. € als Nettozuführungen für die Verwendung von steuerlichen Verlusten bei konsolidierten Tochterunternehmen von ENGIE SA gegenüber Nettoauflösungen von 36,1 Mio. € 2018,
―	eine Auflösung von 0,3 Mio. € aus Rückstellungen für Steuerrisiken zumeist in Verbindung mit dem Verrechnungspreis für LNG gegenüber einer Zuführung von 11,5 Mio. € 2018,
―	Auflösungen von 90,5 Mio. € aus Rückstellungen für die Überschussabschreibung der abschreibbaren Komponente des Kapitalgewinns aus dem Verkauf des Gasverteilungsgeschäfts 2007 über die Periode, abzüglich der Zuführung von 16,5 Mio. € für die Auswirkung der Änderung künftiger Steuersätze,
―	0,3 Mio. € für Körperschaftsteuer aufgrund steuerlicher Verlustvorträge über eine erweiterte Bemessungsgrundlage;

―

sonstige verschiedene Posten, die eine Nettosteuergutschrift von 44,5 Mio. € für 2019 darstellen, zumeist wegen der Änderungen bei den Forschungs- und CICE-Steuergutschriften.

16.3 Latente Steuern

Künftige Steuerverbindlichkeiten in der folgenden Tabelle gehen auf temporäre Differenzen zwischen der Behandlung von Ertrag und Aufwand für Steuer- und Bilanzzwecke zurück.

Hier wird die Auswirkung der progressiven Senkung des Körperschaftsteuersatzes von 2020 bis 2022 berücksichtigt, die mit dem Finanzgesetz 2018 eingeführt wurde.

	2019			2018
In Millionen Euro	32,02%	28,41%	25,82%	32,02%	28,92%	27,37%
Jahr der Aufholung	2020	2021	2022+	2019	2020	2021
Latente Steuerverbindlichkeiten
• Nicht angesetzte abzugsfähige Aufwendungen	310	-	-	339	-	-
• Nicht besteuerter erfasster Ertrag	30	27	109	32	30	27
Latente Steueransprüche
• Temporär nicht abzugsfähige erfasste Aufwendungen	512	42	611	306	49	109
• Nicht angesetzter steuerbarer Ertrag	324	-	39	336	-	-
Bemessungsgrundlage für latente Steuern	496	15	541	271	19	82
• Theoretische Auswirkung latenter Steuern	159	4	140	87	5	22

	2018
In Millionen Euro	25,83%
Jahr der Aufholung	2022+
Latente Steuerverbindlichkeiten
• Nicht angesetzte abzugsfähige Aufwendungen	-
• Nicht besteuerter erfasster Ertrag	109
Latente Steueransprüche
• Temporär nicht abzugsfähige erfasste Aufwendungen	676
• Nicht angesetzter steuerbarer Ertrag	39
Bemessungsgrundlage für latente Steuern	606
• Theoretische Auswirkung latenter Steuern	157

ANHANG 17 Bilanzunwirksame Verpflichtungen

(ohne Leistungsverpflichtungen für Arbeitnehmer)

17.1 Finanzielle Verpflichtungen

Die Finance Division der ENGIE Gruppe ist für das Management aller Finanzrisiken verantwortlich (Zinssatz, Währung, Liquidität und Kreditrisiken).

17.1.1 Liquiditätsrisiko

Die Finanzpolitik der Gruppe basiert auf:

―	Zentralisierung der externen Finanzierung;
―	Diversifizierung der Finanzierungsquellen durch Aufteilung auf Kreditinstitute und Kapitalmärkte;
―	einem angestrebten ausgewogenen Profil der Schuldenrückzahlung.

Für die Zentralisierung des Finanzierungsbedarfs und von Cashflow-Überschüssen für die Gruppe sorgen Finanzierungs-Vehikel (lang- und kurzfristig) und Cash-Pooling-Vehikel.

Für kurzfristigen Zahlungsmittelbedarf und Zahlungsmittelüberschüsse für Europa gibt es spezielle Finanzierungs-Vehikel in Frankreich (ENGIE Finance) und Luxemburg (ENGIE Treasury Management). Diese Vehikel zentralisieren praktisch den gesamten Zahlungsmittelbedarf und -überschüsse von durch die Gruppe beherrschten Unternehmen. Sie sorgen dafür, dass das Management von Gegenparteirisiko und Investitionsstrategien konsistent ist.

Die Gruppe ist bestrebt, ihre langfristigen Finanzierungsquellen dadurch zu diversifizieren, dass sie im Rahmen des Euro-Medium-Term-Notes-Programms öffentliche oder private Anleihen emittiert. Sie legt auch NEU CP (Negotiable European Commercial Paper) und USCP (US Commercial Paper) auf.

In Märkte für langfristiges Kapital begibt sich ENGIE SA zumeist im Zusammenhang mit neuen Anleiheemissionen und Commercial Papers.

Da Commercial Papers relativ kostengünstig und hochliquide sind, verwendet die Gruppe sie zyklisch oder strukturell, um ihren kurzfristigen Zahlungsmittelbedarf zu finanzieren. Im Umlauf befindliche Commercial Papers sind jedoch durch bestätigte Bankkreditlinien gedeckt, so dass die Gruppe ihre Tätigkeit weiterhin finanzieren könnte, sollte diese Finanzierungsquelle austrocknen.

Die Liquidität der Gruppe basiert auf dem Vorhalten von Zahlungsmitteln und Zahlungsmitteläquivalenten und dem Zugang zu bestätigten Kreditfazilitäten. Daher kann ENGIE SA auf schnell in Zahlungsmittel zu konvertierende Fazilitäten zurückgreifen, um den Zahlungsmittelbedarf für die gewöhnliche Geschäftstätigkeit zu decken oder als Überbrückung zur Finanzierung externer Wachstumsprojekte:

―

ENGIE SA besitzt Kreditfazilitäten bei verschiedenen Banken. Davon wurden 12.435 Mio. € nicht in Anspruch genommen. Zu diesen Fazilitäten gehören zwei Konsortialkreditlinien über 5.500 Mio. € bzw. 5.000 Mio. € mit Fälligkeit im November 2022 und Dezember 2024. Per 31. Dezember 2019 hat ENGIE SA 877 Mio. € aus diesen Fazilitäten in Anspruch genommen. Diese Fazilitäten unterliegen keinen Covenants oder Anforderungen an Bonitätsbewertungen;

―

über kurzfristige Schuldverschreibungen hat ENGIE SA auch Zugang zu Märkten für kurzfristige Schuldtitel: USCP für 4.500 Mio. USD (davon wurden 991 Mio. USD (882 Mio. €) Ende 2019 in Anspruch genommen) und NEU CP für 5.000 Mio. € (davon wurden 2.351 Mio. € Ende 2019 in Anspruch genommen).

17.1.2 Gegenparteirisiko

ENGIE SA ist durch Gegenparteirisiken aus der Geschäfts- und Finanzierungstätigkeit gefährdet.

Zum Management des Gegenparteirisikos aus der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit hat die Gruppe Monitoring-Verfahren eingeführt, die dem Charakter der jeweiligen Gegenparteien angepasst sind (Privatunternehmen, Einzelpersonen und öffentliche Behörden). Für Kunden, die für das Unternehmen ein größeres Gegenparteirisiko darstellen, gelten Verfahren wie für die im Folgenden beschriebenen Finanzierungstätigkeiten, so dass das Spektrum der Überwachung des entsprechenden Gegenparteirisikos breit ist.

Für ihre Finanzierungstätigkeit hat ENGIE SA Verfahren zum Management und zur Überwachung von Risiken eingeführt, die (i) auf der Akkreditierung von Gegenparteien nach externen Kredit-Ratings, objektiven Marktdaten (Kreditausfallswaps, Börsenkurswert) und Finanzstruktur und (ii) auf Grenzwerten für das Gegenparteirisiko beruhen. ENGIE SA bedient sich auch eines strukturierten rechtlichen Rahmens, der auf Rahmenvereinbarungen (einschließlich Aufrechnungsklauseln) und Besicherungsverträgen (Margenausgleich) beruht, um die Gefährdung durch ein Gegenparteirisiko zu verringern. Die Kontrolle des Umgangs mit dem Gegenparteirisiko aus Finanzierungstätigkeit liegt in den Händen eines Middle Office, das unabhängig vom T reasury Department der Gruppe arbeitet und der Finance Division berichtet.

17.1.3 Zinsrisiko

Ausgehend von der Nettofinanzverschuldung hat ENGIE SA eine Strategie zur Optimierung von Fremdkapitalkosten eingeführt und nutzt dazu eine Kombination aus Finanzinstrumenten (Zinsswaps und Optionen) zu Marktbedingungen.

ENGIE SA sorgt dafür, dass die Differenz zwischen Schulden zu variablem Zinssatz und Zahlungsmittelüberschüssen, die zu einem variablen Zinssatz investiert sind, nur in geringem Maße durch nachteilige Änderungen der kurzfristigen Zinsen gefährdet ist.

Die Posten werden zentral verwaltet und in jedem Quartal überprüft bzw. dann, wenn es um eine neue Finanzierung geht. Das Management muss jede Transaktion vorher genehmigen, die zu einer erheblichen Veränderung des Zinsmixes führen könnte.

	Nominalbetrag am 31. Dez. 2019
In Millionen Euro	Fällig in 1 Jahr oder weniger	Fällig in 1 bis 5 Jahren	Fällig in 6 bis 10 Jahren	Fällig nach 10 Jahren	Summe	Beizulegender Zeitwert, einschließlich aufgelaufener Zinsen
Zinsswap
Kreditnehmer zu festem Zinssatz/Kreditgeber zu variablem Zinssatz	600	1.602	2.121	1.650	5.973	(1.592)
Kreditnehmer zu variablem Zinssatz/Kreditgeber zu festem Zinssatz	1.898	4.159	4.304	3.075	13.436	1.333
CAP-Käufe
Kreditnehmer zu festem Zinssatz/Kreditgeber zu variablem Zinssatz	-	1.000	-	-	1.000	-
FRA-Käufe
Kreditnehmer zu festem Zinssatz/Kreditgeber zu variablem Zinssatz	2.450	-	-	-	2.450	(3)
Summe EUR	4.948	6.761	6.425	4.725	22.859	(262)
Zinsswap
Kreditnehmer zu festem Zinssatz/Kreditgeber zu variablem Zinssatz	455	570	-	72	1.097	(33)
Kreditnehmer zu variablem Zinssatz/Kreditgeber zu festem Zinssatz	-	-	-	72	72	7
Summe USD	455	570		144	1.169	(26)
SUMME	5.403	7.331	6.425	4.869	24.028	(288)

In Millionen Euro	Nominalbetrag am 31. Dez. 2018
Zinsswap
Kreditnehmer zu festem Zinssatz/Kreditgeber zu variablem Zinssatz	5.895
Kreditnehmer zu variablem Zinssatz/Kreditgeber zu festem Zinssatz	13.552
CAP-Käufe
Kreditnehmer zu festem Zinssatz/Kreditgeber zu variablem Zinssatz	1.000
FRA-Käufe
Kreditnehmer zu festem Zinssatz/Kreditgeber zu variablem Zinssatz	6.050
Summe EUR	26.497
Zinsswap
Kreditnehmer zu festem Zinssatz/Kreditgeber zu variablem Zinssatz	1.045
Kreditnehmer zu variablem Zinssatz/Kreditgeber zu festem Zinssatz	120
Summe USD	1.165
SUMME	27.662

	Nominalbetrag am 31. Dez. 2019
In Millionen Euro	Fällig in 1 Jahr oder weniger	Fällig in 1 bis 5 Jahren	Fällig in 6 bis 10 Jahren	Fällig nach 10 Jahren	Summe	Beizulegender Zeitwert, einschließlich aufgelaufener Zinsen
Währungsswap
Kreditnehmer zu festem Zinssatz/Kreditgeber zu festem Zinssatz	-	250	638	1.291	2.179	(301)
Kreditnehmer zu festem Zinssatz/Kreditgeber zu variablem Zinssatz	-	-	-	-	-	-
Summe GBP	-	250	638	1.291	2.179	(301)
Währungsswap
Kreditnehmer zu variablem Zinssatz/Kreditgeber zu festem Zinssatz	-	229	-	-	229	9
Kreditnehmer zu festem Zinssatz/Kreditgeber zu festem Zinssatz	-	149	-	-	149	(17)
Summe JPY	-	378			378	(8)
Währungsswap
Kreditnehmer zu festem Zinssatz/Kreditgeber zu festem Zinssatz	-	-	-	-	-	-
Kreditnehmer zu variablem Zinssatz/Kreditgeber zu festem Zinssatz	227	144	-	-	371	56
Summe CHF	227	144			371	56
Währungsswap
Kreditnehmer zu festem Zinssatz/Kreditgeber zu festem Zinssatz	-	46	44		90	(1)
Kreditnehmer zu festem Zinssatz/Kreditgeber zu variablem Zinssatz	274	-	-		274	(7)
Kreditnehmer zu variablem Zinssatz/Kreditgeber zu variablem Zinssatz	-	-	-		-	-
Kreditnehmer zu variablem Zinssatz/Kreditgeber zu festem Zinssatz	-	580	-		580	96
Summe USD	274	626	44		944	88
Währungsswap
Kreditnehmer zu festem Zinssatz/Kreditgeber zu festem Zinssatz	-	67	-	-	67	(19)
Summe NOK	-	67	-	-	67	(19)
Währungsswap
Kreditnehmer zu festem Zinssatz/Kreditgeber zu festem Zinssatz	-	-	75	54	129	2
Summe AUD	-	-	75	54	129	2
Währungsswap
Kreditnehmer zu festem Zinssatz/Kreditgeber zu festem Zinssatz	-	-	98	153	251	(1)
Summe HKD	-	-	98	153	251	(1)
Währungsswap
Kreditnehmer zu variablem Zinssatz/Kreditgeber zu variablem Zinssatz	-	-	-	-	-	-
Summe MXN	-	-	-	-	-	-
SUMME	501	1.465	855	1.498	4.319	(183)

In Millionen Euro	Nominalbetrag am 31. Dez.2018
Währungsswap
Kreditnehmer zu festem Zinssatz/Kreditgeber zu festem Zinssatz	3.179
Kreditnehmer zu festem Zinssatz/Kreditgeber zu variablem Zinssatz	-
Summe GBP	3.179
Währungsswap
Kreditnehmer zu variablem Zinssatz/Kreditgeber zu festem Zinssatz	229
Kreditnehmer zu festem Zinssatz/Kreditgeber zu festem Zinssatz	149
Summe JPY	378
Währungsswap
Kreditnehmer zu festem Zinssatz/Kreditgeber zu festem Zinssatz	-
Kreditnehmer zu variablem Zinssatz/Kreditgeber zu festem Zinssatz	742
Summe CHF	742
Währungsswap
Kreditnehmer zu festem Zinssatz/Kreditgeber zu festem Zinssatz	150
Kreditnehmer zu festem Zinssatz/Kreditgeber zu variablem Zinssatz	274
Kreditnehmer zu variablem Zinssatz/Kreditgeber zu variablem Zinssatz	122
Kreditnehmer zu variablem Zinssatz/Kreditgeber zu festem Zinssatz	1.159
Summe USD	1.705
Währungsswap
Kreditnehmer zu festem Zinssatz/Kreditgeber zu festem Zinssatz	67
Summe NOK	67
Währungsswap
Kreditnehmer zu festem Zinssatz/Kreditgeber zu festem Zinssatz	54
Summe AUD	54
Währungsswap
Kreditnehmer zu festem Zinssatz/Kreditgeber zu festem Zinssatz	-
Summe HKD	-
Währungsswap
Kreditnehmer zu variablem Zinssatz/Kreditgeber zu variablem Zinssatz	5
Summe MXN	5
SUMME	6.130

Im Folgenden werden am 31. Dezember 2019 ausstehende Zinsabsicherungen beschrieben:

―	ENGIE SA schloss kurzfristige Swaps ab (die in weniger als sechs Monaten fällig werden), um das Zinsrisiko bei den kurzfristigen Cash Management-Geschäften zu besichern (NEU-CP-Emissionen). Das sind Swaps zwischen Kreditnehmer mit variablem Zinssatz (Eonia)/Kreditgeber mit festem Zinssatz, die am 31. Dezember 2019 einen Nennwert von 896 Mio. € hatten;
―	ENGIE SA nutzt Swaps mit einem Kreditnehmer mit variablem Zinssatz, wenn Anleihen emittiert werden, sofern das Management nicht anders entscheidet. Das Zinsrisiko wird dann zentral durch Nutzung von Zinsswaps und Optionen mit entsprechendem Bezug auf Marktbedingungen verwaltet;
―	als Teil des Zinsrisikomanagements richtete ENGIE SA 2009 Makrosicherungen für Festzinsen auf die USD-Schulden der Gruppe ein, die sich Ende 2019 auf 1.025 Mio. € beliefen.

17.1.4 Fremdwährungsrisiko

ENGIE SA ist einem Fremdwährungsrisiko ausgesetzt, das sich insbesondere auf:

―	Handelsgeschäfte bezieht, bei denen es um den Kauf und Verkauf von Erdgas geht, da mehrere Gaskauf- und -Verkaufsverträge an den zumeist in US-Dollar notierten Preis von Ölerzeugnissen gekoppelt sind;
―	spezielle Transaktionsrisiken im Zusammenhang mit Investitionen, Mergers & Acquisitions oder Veräußerungsvorhaben bezieht.

Die Gefährdung durch ein Fremdwährungsrisiko bei diesen Transaktionen wird wie folgt gehandhabt und überwacht:

―	Überwälzungsmechanismen dienen der Festlegung von (i) Verkaufspreisen für bestimmte Kunden und (ii) regulierte Kurse;
―	die Marge bei Verkaufsverträgen zum Festpreis oder bei Verträgen, die an Finanzswaps gekoppelt sind, ist besichert.

Es besteht ein zeitlicher Abstand zwischen der Auswirkung von Schwankungen des US-Dollar auf Beschaffungskosten und ihrer Rückwirkung auf Verkaufspreise. Hier zeigt sich vor allem der Effekt gleitender Mittelwerte und des Lagerzyklus.

Für das Management der Gefährdung durch Wechselkursschwankungen setzt ENGIE SA Devisenterminkauf- oder -Verkaufsverträge ein, um die Gaskäufe und Finanzierungstätigkeiten abzusichern.

Um die Auswirkung des Umrechnungsrisikos bei bestimmten aus Kapitalbeteiligungen zu vereinnahmenden Beträgen und bei künftigen Käufen in Fremdwährung zu begrenzen und das Nettovermögensrisiko aus der Konsolidierung abzusichern, hat ENGIE SA in Devisentermingeschäfte neue Positionen aufgenommen oder bestehende Positionen verstärkt, die es ermöglichen, Umrechnungsdifferenzen bei Einlagen und Ausleihungen oder anderen künftigen Vorgängen aufzuheben oder zu minimieren.

Am 31. Dezember 2019 bestanden folgende Verpflichtungen aus diesen Kontrakten:

	Fixer Anteil von Verpflichtungen am 31. Dez. 2019
In Millionen Euro	Fälligkeit			Äquivalent in Euro am	Wechselkursschwankungen am	Fixer Anteil von Verpflichtungen am
Terminkontrakte	2020	2021	2022 und später	31. Dez. 2019	31. Dez. 2019	31. Dez. 2018
Long-Positions
AUD	220	-	-	220	10	302
CNH	9	-	-	9	-	9
EUR	-	-	-	-	-	13
GBP	91	-	-	91	-	248
HUF	-	-	-	-	-	7
NOK	-	-	-	-	-	-
USD	1.079	-	-	1.079	(3)	1.408
Short-Positions
AUD	4	-	-	4	-	4
CHF	202	-	-	202	2	180
CNH	9	-	-	9	-	9
EUR	-	-	-	-	-	113
GBP	520	-	-	520	(2)	266
HUF	-	-	-	-	-	-
NOK	-	-	-	-	-	-
USD	1.371	141	-	1.512	(7)	187

17.1.5 Sonstige finanzielle Zusagen

		Fälligkeit
In Millionen Euro	Summe per 31. Dez. 2019	Ende 2020	zwischen 2021 und 2024	2025 und später
Marktbezogene Verpflichtungen
Erfüllungs- und sonstige Bürgschaften	88	34	38	16
Erfüllungs- und sonstige Bürgschaften, die im Auftrag von Tochterunternehmen geleistet wurden	8.738	606	4.660	3.472
Finanzierungsverpflichtungen
Geleistete persönliche Sicherheiten	5	5	-	-
Tochterunternehmen gegenüber geleistete Bürgschaften und Indossamente	5.996	2.877	1.641	1.478
Geleistete Sicherheiten	-	-	-	-
Kreditlinien	-	-	-	-
Sonstige geleistete Zusagen
Vertragliche Zusicherungen für Unternehmensveräußerungen	5.082	-	1.355	3.727
Verpflichtungen aus Operating-Leasings	378	67	244	67
Verpflichtungen aus Finanzierungsleasings	-	-	-	-
Verpflichtungen, die LNG-Tanker betreffen	-	-	-	-

Marktbezogene Verpflichtungen, die Ende 2019 8.826 Mio. € ausmachten, beinhalten Erfüllungs- und sonstige Bürgschaften, die ENGIE SA im eigenen Namen und für Tochterunternehmen in Bezug auf betriebsrelevante Verträge geleistet hat.

Bürgschaften und Indossamente für Tochterunternehmen in Höhe von 5.996 Mio. € entsprechen Zahlungsbürgschaften, die ENGIE SA im Auftrag von Tochterunternehmen Dritten gegenüber geleistet hat.

Vertragliche Zusicherungen für Unternehmensveräußerungen in Höhe von 5.082 Mio. € beziehen sich vor allem auf Zusicherungen bei Veräußerungen:

―	von ENGIE Exploration & Production (EPI) nach dem Verkauf der 30%igen Minderheitsbeteiligung an CIC 2011 für einen Betrag von bis zu 2.804 Mio. €, die 2026 ablaufen;
―	von 10 % von Zug 1 der Atlantic-LNG-Anlage in Trinidad und Tobago für einen Betrag von bis zu 757 Mio. €, die 2026 ablaufen;
―	des LNG-Geschäfts an Elf Aquitaine (Total Gruppe), die 2021 ablaufen, für die ENGIE SA Haftungszusicherungen von 200 Mio. USD und bestimmte Entschädigungen in Höhe von 1.490 Mio. USD geleistet hat;
―	von sechs digitalen Plattformen und der Smart O&M-Plattform an ENGIE Information & Technologies für die Dauer von 36 Monaten ab 2. Quartal 2019. Sollten die zuständigen Behörden Bußgelder im Zusammenhang mit dem Datenschutz geltend machen, läuft die Verpflichtung am 9. Januar 2020 bzw. 7. März 2020 ab.

Verpflichtungen aus Operating-Leasings in Höhe von 378 Mio. € beziehen sich auf den Barwert offener Leasingzahlungen bis zur Fälligkeit für geleaste Immobilien im Rahmen der Geschäftstätigkeit von ENGIE SA. Da bestimmte Aufwendungen aus Immobilienleasings an Tochterunternehmen der Gruppe weiterberechnet werden, erscheinen die entsprechenden Verpflichtungen bei vereinnahmten Verpflichtungen.

Weitere Zusagen wurden für Erfüllungs- und Fertigstellungsgarantien gegeben:

―

an die Behörden in Hongkong für Verträge, die Sita erhalten hat (das zu SUEZ Environnement und später zu SUEZ wurde). Hier hat ENGIE SA eine Rückbürgschaft in derselben Höhe geleistet. In diesen Verträgen geht es um:

―

den Betrieb der Nent-Deponie in Partnerschaft mit den Newworld- und Guandong-Gruppen bis 2063,

―

den Betrieb verschiedener Deponien, einschließlich Went und NWNT bis 2033 und Pillar Point bis 2036, ursprünglich in Partnerschaft mit Swire Pacific Ltd. Da Swire Pacific seinen Anteil an dem gemeinsamen Tochterunternehmen 2009 an SUEZ Environnement verkauft hat -das jetzt das gesamte Aktienkapital der Unternehmung besitzt -, hat ENGIE SA diese Bürgschaften erneut geleistet. Wird jedoch eine Bürgschaft aus der Zeit in Anspruch genommen, in der das Tochterunternehmen gemeinschaftlich kontrolliert wurde, hat Swire einen Ausgleich übernommen, der sichert, dass die letztendliche Verantwortung im Verhältnis von 50:50 zwischen beiden Gruppen geteilt wird;

―

zwei schottische Unternehmen - Ayr Environmental Services und Caledonian Environmental Services -für Verträge über den Bau von Abwasserreinigungs- und Schlammaufbereitungsanlagen, die an die Bauunternehmen der Gruppe Degremont SA/AMEC Capital Projects Ltd. vergeben wurden;

―

den Lord Mayor, Aldermen and Burgesses of Cork für einen Vertrag über Bau und Betrieb der Abwasserreinigungsanlage in Cork City bis 2024, der an ein Konsortium aus zwei Tochterunternehmen von ENGIE SA, der Vinci-Tochter Dumez GTM, PJ Hegarty & Sons und Electrical & Pump Services vergeben wurde. Jedes Mitglied des Konsortiums und Vinci vereinbarten, eine Rückbürgschaft für ENGIE SA zu stellen;

―

2008 sagte SUEZ Environnement (das 2016 zu SUEZ wurde) zu, für alle von ENGIE SA für das Umwelt-Geschäft gegebenen Bürgschaften, die noch nicht rückgedeckt waren, eine Rückbürgschaft abzugeben;

―

als Teil eines Spin-Offs der Wasser- und Abwassergeschäfte 2000 gewährte ENGIE SA im Kontext der Übertragung von Franchiseverträgen über öffentliche Dienstleistungen an Lyonnaise des Eaux eine 2028 ablaufende Erfüllungsbürgschaft. Ende 2019 gab es 47 solcher Verträge.

Nachdem Societe d'Infrastructures Gazieres (SIG) im Juli 2011 eine Beteiligung von 25 % an GRTgaz erworben hatte, stimmte ENGIE SA weiterhin zu, für die Dauer von 20 Jahren im Verhältnis zu dem Anteil als Garantiegeber für alle Verluste aufgrund unwahrer Zusicherungen, wonach das Gelände, das GRTgaz besessen oder genutzt hat, frei von Verunreinigung sei, und für die daraus resultierenden von GRTgaz zu zahlenden Reinigungskosten einzustehen, die nicht durch die Tarife gedeckt werden.

17.1.6 Sonstige vereinnahmte finanzielle Zusagen

		Fälligkeit
In Millionen Euro	Summe per 31. Dez. 2019	Ende 2020	zwischen 2021 und 2024	2025 und später
Marktbezogene Verpflichtungen
Erhaltene Bürgschaften	-	-	-	-
Finanzierungsverpflichtungen
Nicht in Anspruch genommene Kreditfazilitäten	12.435	950	10.985	500
Sonstige erhaltene Finanzierungszusagen	-	-	-	-
Sonstige erhaltene Finanzierungszusagen für Tochterunternehmen	-	-	-	-
Sonstige erhaltene Zusagen
Rückbürgschaften für persönliche Sicherheiten	1.030	30	1.000	-
Rückbürgschaften für Handelsverpflichtungen		-	-	-
Verpflichtungen aus Operating-Leasings	338	71	166	101
Verpflichtungen aus Finanzierungsleasings	-	-	-	-
Verpflichtungen, die LNG-Tanker betreffen	-	-	-	-

ENGIE SA hat zwei Konsortialkreditlinien ausgehandelt: (i) eine im Mai 2005 gesicherte Kreditlinie über 5.500 Mio. €, deren Fälligkeit von 2012 bis November 2022 verlängert wurde, und (ii) eine im April 2014 gesicherte Kreditlinie über 5.000 Mio. €, deren Fälligkeit von 2019 bis Dezember 2024 verlängert wurde. Die kreditgebenden Banken können jeweils das Konsortium verlassen, wenn sich der beherrschende Anteilseigner des Unternehmens ändert.

Rückbürgschaften für persönliche Sicherheiten betreffen von Mitgliedern von GIE ENGIE Alliance erhaltene Bürgschaften.

Verpflichtungen aus Operating-Leasings in Höhe von 338 Mio. € entsprechen der Weiterberechnung von Miete für von Tochterunternehmen der Gruppe genutzte Betriebsstätten.

17.2 Zusagen im Zusammenhang mit Commodities

17.2.1 Zusagen für Erdgas und Strom

Die Gasversorgung in Europa basiert teilweise auf langfristigen Verträgen, einschließlich "Take-or-Pay"-Verträgen. Diese langfristigen Verpflichtungen ermöglichen die Finanzierung teurer Produktions- und Übertragungsinfrastrukturen. In diesen Verträgen geht der Verkäufer langfristig die Verpflichtung ein, den Käufer zu beliefern, sofern dieser sich verpflichtet, Mindestmengen zu kaufen, unabhängig davon, ob er sie liefern lässt oder nicht. Diese Verpflichtungen sind mit flankierenden Maßnahmen (höhere Gewalt) und flexiblen Absprachen zu Mengen gekoppelt, so dass die Nachfrage beeinflussende Unsicherheiten (hauptsächlich Witterungsbedingungen) und technische Eventualfälle berücksichtigt werden können.

Diese Arten von Verträgen können bis zu 25 Jahre laufen. ENGIE SA bedient sich ihrer, um den Bedarf der Kunden an Erdgas mittel- und langfristig zu decken.

In diesen Verträgen geht es um gegenseitige Zusagen in Bezug auf bestimmte Gasmengen:

―	eine Zusage von ENGIE SA, Gasmengen oberhalb einer Mindestmenge zu kaufen;
―	eine Zusage der Lieferanten, diese Mengen zu konkurrenzfähigen Preisen zu liefern.

Der Vorteil dieser Verträge sind indizierte Preisformeln und Preisanpassungsmechanismen. ENGIE SA tätigt den größten Teil der Einkäufe mit Hilfe solcher Verträge.

Am 31. Dezember 2019 bestanden für ENGIE SA Verpflichtungen zum Kauf von mindestens 338 TWh innerhalb eines Jahres, von 1.344 TWh innerhalb von zwei bis fünf Jahren und 1.490 TWh nach fünf Jahren.

Als Teil der Handelstätigkeit schloss ENGIE SA auch Terminkäufe und -verkäufe von Erdgas ab, deren Fälligkeiten zumeist unter einem Jahr lagen. Hier handelt es sich um Käufe und Verkäufe in kurzfristigen Märkten und um Angebote mit Sonderpreisen für andere Versorger.

Am 31. Dezember 2019 beliefen sich die von ENGIE SA gemachten Zusagen im Rahmen von Terminkaufverträgen auf 62 TWh und bei Terminverkaufsverträgen auf 227 TWh.

Um die Zusagen für die Abnahme bestimmter Mengen einhalten zu können, schloss ENGIE SA langfristige Verträge, um Übertragungskapazitäten zu Land und zur See reservieren zu können.

Am 31. Dezember 2019 beliefen sich die von ENGIE SA gemachten Zusagen im Rahmen von Stromterminkaufverträgen auf 98 TWh und bei Stromterminverkaufsverträgen auf 211 TWh.

17.2.2 Commodity-Derivate

Für die Tätigkeit als Energiemakler nutzt ENGIE SA Derivate, um die Gefährdung durch Preisschwankungen bei Erdgas, Strom und Ölerzeugnissen anzupassen.

Commodity-Derivate (Erdgas, Öl und Strom) bestehen vorwiegend aus Swaps, Futures und Optionen zum Management des Preisrisikos im Rahmen der Handelstätigkeit von ENGIE SA. Spezialisierte Tochterunternehmen des Unternehmens - ENGIE Global Markets und ENGIE Energy Management -handeln diese Instrumente mit Dritten in organisierten Märkten oder im freien Verkehr.

Diese Derivat-Verträge werden geschlossen, um mit Risiken umzugehen, die entstehen aus:

―

einer Preisgestaltung, die die wachsende Nachfrage der Kunden nach straffen Kontrollen des Preisrisikos bei Gas und Strom befriedigt. Diese Produkte sind hauptsächlich dafür gedacht, eine Handelsspanne unabhängig von Trends bei Commodity-Indizes zu garantieren, die in den den Kunden angebotenen Preisen enthalten ist, auch wenn sie sich von den Commodity-Indizes unterscheiden, an die Einkäufe von ENGIE SA gekoppelt sind. Optionen (Calls und Puts) sollen Höchst- und Mindestpreise gewährleisten;

―

Maßnahmen zur Optimierung von Beschaffungskosten. Energiebeschaffungskosten, Vermögenswerte zur Stromerzeugung und Reservierungen verfügbarer Übertragungs- und Speicherkapazität, die nicht zur Belieferung von Kunden erforderlich ist, werden systematisch am Markt bewertet.

Die Gefährdung durch Commodity-Preisrisiken wird bei diesen Handelsgeschäften wie folgt gehandhabt und überwacht:

―	Überwälzungsmechanismen dienen der Festlegung von (i) Verkaufspreisen für bestimmte Kunden und (ii) regulierte Kurse;
―	die Marge bei Verkaufsverträgen zum Festpreis oder bei Verträgen, die an Finanzswaps gekoppelt sind, ist besichert.

Je nach Art der besicherten Posten werden Gewinne und Verluste aus diesen Transaktionen entweder bei den Erlösen oder den Einkaufskosten für Energie angesetzt.

Es besteht ein zeitlicher Abstand zwischen der Auswirkung von Änderungen von Commodity-Preisen auf Beschaffungskosten und ihrer Rückwirkung auf Verkaufspreise. Hier zeigt sich vor allem der Effekt gleitender Mittelwerte und des Zyklus von Lagerhaltung/Lagerabbau.

17.2.2.1 Instrumente, die nicht als Sicherungsverhältnisse angesetzt werden

	Nominalbetrag am 31. Dez. 2019				Beizulegender
	in GWh nach Fälligkeit				Zeitwert am 31. Dez. 2019 in	Nominalbetrag am
	x < 1 Jahr	1 Jahr< x < 2 Jahre	x >2 Jahre	in Millionen Euro	Millionen Euro	31. Dez. 2018 in GWh
SWAP (Long-Position)
Erdgas	207.378	10.074	957	3.947	(504)	651.743
Ölerzeugnisse	17.138	121	22	950	48
Strom	521	-	-	21	(5)	4.332
CER EUA - CO ₂ ⁽¹⁾	-	-	-	-	-	-
SWAP (Short-Position)
Erdgas	(181.229)	(9.568)	(432)	(3.412)	403	(554.738)
Ölerzeugnisse	(6.149)	-	-	(362)	(69)	-
Strom	(3.013)	-	-	(121)	13	(3.918)
CER EUA - CO ₂ ⁽¹⁾	-	-	-	-	-	-
OPTIONEN (Long-Position)
Erdgas	33.871	-	-	620	14	100.998
Ölerzeugnisse	5.574	-	-	437	2	5.574
Strom	-	-	-	-	-	-
OPTIONEN (Short-Position)
Erdgas	(49.497)	-	-	(904)	(9)	(78.509)
Ölerzeugnisse	(5.574)	-	-	(334)	(72)	(5.574)
Strom	-	-	-	-	-	-

⁽¹⁾ in kg CO ₂-Quoten

17.2.2.2 Instrumente, die als Sicherungsverhältnisse angesetzt werden

ENGIE SA hat keine Sicherungsinstrumente.

17.2.2.3 Verträge über physische Lieferung

	Nominalbetrag am 31. Dez. 2019				Beizulegender
	in GWh nach Fälligkeit				Zeitwert am 31. Dez. 2019 in	Nominalbetrag am
	x < 1 Jahr	1 Jahr < x < 2 Jahre	x >2 Jahre	in Millionen Euro	Millionen Euro	31. Dez. 2018 in GWh
FORWARD (Long-Position)
Erdgas	2.544.816	42.636	19.896	55.727	(14.067)	1.373.826
Olerzeugnisse	-	-	-	-	-	-
Strom	95.045	1	-	5.170	(503)	77.829
CER EUA - CO ₂ ⁽¹⁾	-	-	-	-	-	24.480
FORWARD (Short-Position)
Erdgas	(2.484.165)	(43.747)	(23.555)	(55.017)	14.291	(1.219.234)
Olerzeugnisse	-	-	-	-	-	-
Strom	(53.727)	(192)	(415)	(2.749)	42	(44.251)
CER EUA - CO ₂ ⁽¹⁾	-	-	-	-	-	-
OPTIONEN (Long-Position)
Erdgas	25.363	238	714	266	(73)	139.170
Olerzeugnisse	-	-	-	-	-	-
Strom	1.603	-	-	81	(2)	9.374
OPTIONEN (Short-Position)
Erdgas	(24.374)	(45)	-	(447)	(33)	(251.546)
Olerzeugnisse	-	-	-	-	-	-
Strom	(7.556)	-	-	(381)	15	(14.911)

⁽¹⁾ in kg CO ₂-Quoten

17.3 Versicherung entsprechender Risiken

ENGIE SA überträgt systematisch alle wesentlichen Risiken, soweit sie als für eine Versicherung geeignete Risiken identifiziert sind, insbesondere bezüglich der Vermögenswerte des Unternehmens und der von Dritten verursachten Schäden. Versicherungsscheine bieten eine weitreichende Deckung, um die finanzielle Auswirkung von Schadenersatzforderungen gegenüber der Gruppe zu begrenzen.

Um einen konsistenten Ansatz zu gewährleisten, werden Versicherungsscheine auf Konzernebene verwaltet. Somit können neue, von Tochterunternehmen entwickelte Projekte in bestehende Versicherungen aufgenommen werden, und die Muttergesellschaft kann uneingeschränkt für die von ihr mehrheitlich beherrschten Tochterunternehmen agieren.

ANHANG 18 Pensionen und sonstige Leistungsverpflichtungen für Arbeitnehmer

ÜBERSICHT ÜBER VERPFLICHTUNGEN

	Plan für den EGI-Sektor		Plan für den Bereich außerhalb des EGI-Sektors		Summe
In Millionen Euro	31. Dez. 2019 ⁽¹⁾	31. Dez. 2018	31. Dez. 2019	31. Dez. 2018	31. Dez. 2019	31. Dez. 2018
Pensionsleistungen	2.233	2.015	296	281	2.529	2.296
Pensionsplan	2.233	2.015	296	281	2.529	2.296
Leistungen bei Rentenantritt und sonstige Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses	283	276	27	27	310	304
Ermäßigte Energie- und Wasserpreise	157	163	5	5	162	168
Abfindungen bei Rentenantritt	52	48			52	48
Leistungen im Todesfall für direkte Angehörige	59	51	-		59	51
Sonstige ⁽²⁾	15	14	22	22	37	36
Sonstige Leistungen für Arbeitnehmer	85	79			85	79
Leistungen bei Erwerbsunfähigkeit und sonstige	77	71	-		77	71
Treueprämien	8	8			8	8
SUMME	2.601	2.371	323	308	2.925	2.679

⁽¹⁾ Einschließlich 103 Mio. €, die durch eine Rückstellung im Jahresabschluss der Muttergesellschaft gedeckt sind (vgl. Anhang 18.4).
⁽²⁾ Ausgleichszahlungen für die teilweise Erstattung von Ausgaben für Bildungszwecke, für Sonderurlaub bei Rentenantritt und den ergänzenden Gesundheitsvorsorgeplan bei vormals SUEZ.

VERSICHERUNGSMATHEMATISCHE ANNAHMEN

Die versicherungsmathematischen Annahmen werden gemeinsam mit unabhängigen Versicherungsmathematikern ermittelt. Gewichtete Abzinsungssätze für die wichtigsten versicherungsmathematischen Annahmen:

	Pensionsleistungsverpflichtungen		Sonstige Leistungsverpflichtungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses		Langfristige Leistungsverpflichtungen
Plan für den EGI-Sektor	2019	2018	2019	2018	2019	2018
Abzinsungssatz	1,31%	2,06%	1,31%	2,07%	1,01%	1,75%
Inflationsrate	1,78%	1,82%	1,78%	1,82%	1,78%	1,82%
Durchschnittliche verbleibende Restdienstzeit der teilnehmenden Arbeitnehmer	20 Jahre	20 Jahre	20 Jahre	20 Jahre	20 Jahre	20 Jahre

	Summe Leistungsverpflichtungen
Plan für den EGI-Sektor	2019	2018
Abzinsungssatz	1,24%	2,06%
Inflationsrate	1,78%	1,82%
Durchschnittliche verbleibende Restdienstzeit der teilnehmenden Arbeitnehmer	20 Jahre	20 Jahre

Plan für den Bereich außerhalb des EGI-Sektors	Pensionsleistungsverpflichtungen		Sonstige Leistungsverpflichtungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses		Langfristige Leistungsverpflichtungen
Vormals SUEZ	2019	2018	2019	2018	2019	2018
Abzinsungssatz	0,92%	1,50%
Inflationsrate	1,78%	1,80%
Durchschnittliche verbleibende Restdienstzeit der teilnehmenden Arbeitnehmer

Plan für den Bereich außerhalb des EGI-Sektors	Summe Leistungsverpflichtungen
Vormals SUEZ	2019	2018
Abzinsungssatz	0,92%	1,50%
Inflationsrate	1,78%	1,80%
Durchschnittliche verbleibende Restdienstzeit der teilnehmenden Arbeitnehmer

Plan für den Bereich außerhalb des EGI-Sektors	Pensionsleistungsverpflichtungen		Sonstige Leistungsverpflichtungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses		Langfristige Leistungsverpflichtungen
Vormals Cie Financiere	2019	2018	2019	2018	2019	2018
Abzinsungssatz	0,92%	1,50%		1,50%
Inflationsrate	1,78%	1,80%		1,80%
Durchschnittliche verbleibende Restdienstzeit der teilnehmenden Arbeitnehmer		2 Jahre

Plan für den Bereich außerhalb des EGI-Sektors	Summe Leistungsverpflichtungen
Vormals Cie Financiere	2019	2018
Abzinsungssatz	0,92%	1,50%
Inflationsrate	1,78%	1,80%
Durchschnittliche verbleibende Restdienstzeit der teilnehmenden Arbeitnehmer		2 Jahre

Nach Schätzungen der Gruppe würde eine Erhöhung oder Senkung des Abzinsungssatzes um 1% zu einer Änderung von 17 % beim Anwartschaftsbarwert führen.

18.1 Pensionen

Die wichtigsten bei ENGIE SA geltenden leistungsorientierten Pläne beinhalten:

―	Pensionen, die unter den Sonderplan für Unternehmen der Strom- und Gasbranche ("EGI") fallen;
―	übernommene Pensionspläne nach der Verschmelzung durch Aufnahme von SUEZ in ENGIE SA:
―	der ergänzende Pensionsplan von 1953, der seit 31. Dezember 1988 geschlossen ist,
―	Pläne der früheren Compagnie de SUEZ (Rentenpläne, die auf den bei Rentenantritt gezahlten Gehältern basieren),
―	Zusatzrentenpläne für leitende Mitarbeiter aller Wasserbetriebe (Rentenpläne, die auf den bei Rentenantritt gezahlten Gehältern basieren).

Pensionsplan für Strom- und Gasversorger

Beschäftigte und Rentner aus Unternehmen des EGI-Sektors sind seit 1. Januar 2005 vollständig der Caisse Nationale des Industries Electriques et Gaziĕres (CNIEG) angeschlossen. Die CNIEG ist eine private Fürsorgeeinrichtung in der gemeinsamen Verantwortung der Ministerien, die für Sozialversicherung und Haushalt zuständig sind. Die Bedingungen für die Berechnung von Leistungsansprüchen aus dem EGI-Plan sind im nationalen Statut für Beschäftigte des EGI-Sektors festgelegt (Verordnung vom 22. Juni 1946) und werden von der Regierung vorgegeben. Es ist gesetzlich geregelt, dass Unternehmen keine dieser Bedingungen ändern dürfen.

In der Vergangenheit erworbene nicht regulierte Ansprüche auf Sonderleistungen (per 31. Dezember 2004) werden von den Unternehmen des EGI-Sektors in dem Umfang finanziert, wie er durch die Verordnung 2005-322 vom 5. April 2005 festgesetzt ist. Für ENGIE SA macht diese Finanzierungsverpflichtung 3,25 % der erworbenen Sonderleistungsverpflichtungen aller Unternehmen des EGI-Sektors aus.

Die aus dem Plan seit 1. Januar 2005 erdienten Sonderleistungen werden vollständig von den Unternehmen des EGI-Sektors finanziert, und zwar entsprechend ihrem Marktanteil bei Gas und Strom und gemessen an den Gesamtlohnkosten.

Berechnung der Pensionsverpflichtungen

Die Pensionsverpflichtungen von ENGIE SA werden gemäß der ANC-Empfehlung 2013-02 vom 7. November 2013 mit einer Methode der Endfälligkeitsrendite berechnet. Die angewendete Methode ist als Anwartschaftsbarwertverfahren bekannt. Sie basiert auf Annahmen von Gehältern bei Rentenantritt, Renteneintrittsalter, Änderungen in der Bevölkerungsgruppe der berenteten Beschäftigten und Zahlung von Leistungen an hinterbliebene Ehepartner.

Die Verpflichtungen werden wie folgt berechnet:

―	ausgehend von den erdienten Ansprüchen nach dem EGI-Plan und den gesetzlichen Rentenplänen zum Bemessungszeitpunkt;
―	für alle berufstätigen und berenteten Beschäftigten im EGI-Sektor und alle Beschäftigten und anspruchsberechtigten Begünstigten der Pläne von vormals SUEZ;
―	versicherungsmathematische Gewinne und Verluste werden sofort angesetzt.

18.2 Sonstige Leistungsverpflichtungen für Arbeitnehmer

Im Folgenden werden zu zahlende Leistungen an berufstätige und berentete Beschäftigte von Unternehmen des EGI-Sektors (ohne Renten) beschrieben:

―

Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses:

―	niedrigere Energiepreise,
―	Abfindungen bei Rentenantritt,
―	Sonderurlaub bei Rentenantritt,
―	Sterbegeld (regime des capitaux dĕcĕs)
―	Unterstützung bei Ausgaben für Bildungszwecke;

―

Langfristige Leistungen:

―	Beihilfen bei Arbeitsunfällen und Berufskrankheiten,
―	Beihilfen bei zeitweiliger oder dauerhafter Erwerbsunfähigkeit,
―	Treueprämien,
―	Leistungen im Zusammenhang mit Asbest.

Berentete Arbeitnehmer von SUEZ haben Anspruch auf Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses in Form von Barzuzahlungen zu den Kosten ihrer Wasserversorgung und auf eine Zusatzkrankenversicherung.

Die Verpflichtung wird nach dem Anwartschaftsbarwertverfahren berechnet.

Im Folgenden werden die wichtigsten Verpflichtungen der Gruppe beschrieben.

18.2.1 Niedrigere Energiepreise

Nach Artikel 28 der nationalen Satzung für Beschäftigte des EGI-Sektors haben alle aktuellen und früheren Beschäftigten Anspruch auf Sachleistungen in Form von Energie. Diese Leistung berechtigt Beschäftigte zu einer Strom- und Gasversorgung zu einem niedrigeren Preis.

Die Höhe der Verpflichtung für das an die Beschäftigten von ENGIE SA und EDF gelieferte Gas entspricht dem wahrscheinlichen Barwert des Stroms (kWh), der an die Beschäftigten oder ihre Angehörigen im Ruhestand geliefert wird, bewertet zu den Kosten je Energieeinheit. Der Umfang der Verpflichtung berücksichtigt auch den wahrscheinlichen Wert des Preises der Energietauschvereinbarung mit EDF.

18.2.2 Abfindungen bei Rentenantritt

Seit 1. Juli 2008 haben Beschäftigte, die in Rente gehen (oder deren Angehörige im Falle des Todes während der Beschäftigungszeit), Anspruch auf Abfindungen bei Rentenantritt, die sich mit der Dauer der Zugehörigkeit zum EGI-Sektor steigern.

18.2.3 Beihilfen bei Arbeitsunfällen und Berufskrankheiten

Genau wie andere Arbeitnehmer nach dem Standard-Pensionsplan haben Beschäftigte des EGI-Sektors Anspruch auf Ausgleichszahlung bei Arbeitsunfällen oder anderen berufsbedingten Erkrankungen. Diese Leistungen stehen allen Beschäftigten bzw. den Angehörigen von Beschäftigten zu, die infolge von Arbeitsunfällen oder Berufserkrankungen oder Wegeunfällen versterben.

Die Höhe der Verpflichtung entspricht dem wahrscheinlichen Barwert der Leistungen, die an die gegenwärtigen Begünstigten zu zahlen sind, wobei Hinterbliebenen-Annuitäten zu berücksichtigen sind.

18.3 Änderung des Barwerts von Leistungsverpflichtungen

	Plan für den EGI-Sektor
	Pensionsleistungen		Abfindungen bei Rentenantritt und sonstige Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses		Langfristige Leistungen
In Millionen Euro	2019	2018	2019	2018	2019	2018
Barwert von Leistungsverpflichtungen am 1. Januar	2.015	2.156	276	298	79	89
Auswirkungen von Fusionen und Ausgliederungen	-	(6)	-	(2)	-	(1)
Nachzuverrechnender Dienstzeitaufwand: Planänderungen	-	-	-	-	-	-
Laufender Dienstzeitaufwand	26	33	7	7	12	11
Zinsaufwand	39	41	6	6	1	1
Versicherungsmathematischen Gewinne und Verluste aus der Verpflichtung	242	(119)	(6)	(30)		(15)
Leistungen, die aufgrund aller Pläne gezahlt werden (finanziert und nicht finanziert ⁽¹⁾	(89)	(89)		(3)	(7)	(7)
Sonstige	-	-	-	-	-	-
Barwert von Leistungsverpflichtungen am 31. Dezember	2.233	2.015	283	276	85	79

	Plan für den Bereich außerhalb des EGI-Sektors
	Pensionsleistungen		Abfindungen bei Rentenantritt und sonstige Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses		Langfristige Leistungen
In Millionen Euro	2019	2018	2019	2018	2019	2018
Barwert von Leistungsverpflichtungen am 1. Januar	281	267	27	29
Auswirkungen von Fusionen und Ausgliederungen	-	-	-	-	-	-
Nachzuverrechnender Dienstzeitaufwand: Planänderungen	-	-	-	-	-	-
Laufender Dienstzeitaufwand	-	-	-	-	-	-
Zinsaufwand	4	4	-	-	-	-
Versicherungsmathematischen Gewinne und Verluste aus der Verpflichtung	10	26	1	-	-	-
Leistungen, die aufgrund aller Pläne gezahlt werden (finanziert und nicht finanziert ⁽¹⁾	(9)	(16)	(2)	(2)	-	-
Sonstige	9	-	-	-	-	-
Barwert von Leistungsverpflichtungen am 31. Dezember	297	281	26	27	-	-

	Summe
In Millionen Euro	2019	2018
Barwert von Leistungsverpflichtungen am 1. Januar	2.679	2.839
Auswirkungen von Fusionen und Ausgliederungen	-	(9)
Nachzuverrechnender Dienstzeitaufwand: Planänderungen	-	-
Laufender Dienstzeitaufwand	44	52
Zinsaufwand	51	53
Versicherungsmathematischen Gewinne und Verluste aus der Verpflichtung	247	(139)
Leistungen, die aufgrund aller Pläne gezahlt werden (finanziert und nicht finanziert ⁽¹⁾	(106)	(116)
Sonstige	9
Barwert von Leistungsverpflichtungen am 31. Dezember	2.924	2.679

⁽¹⁾ Die aggregierte Auswirkung der aufgrund aller Pläne gezahlten Leistungen auf den Ertrag belief sich 2019 auf 106 Mio. € im Vergleich zu 116 Mio. € 2018.

18.4 Rückstellungen

Am Jahresende bildet ENGIE SA Rückstellungen für Beihilfen bei Arbeitsunfällen und Berufskrankheiten und für Leistungen bei temporärer und dauerhafter Erwerbsunfähigkeit für berufstätige Beschäftigte sowie für Leistungen, die für Beschäftigte während der Betriebszugehörigkeit fällig werden (T reueprämien und Sonderurlaub bei Rentenantritt). Rückstellungen für Pensionen und sonstige Leistungsverpflichtungen für Arbeitnehmer, die zur Zeit der Fusion 2008 von SUEZ übertragen wurden, werden von ENGIE SA ebenfalls als Verbindlichkeiten angesetzt. Diese Rückstellungen werden aufgelöst, sobald die entsprechenden

Verbindlichkeiten, für die sie Ende 2007 gebildet wurden, nicht mehr bestehen. Weitere Beträge werden für diese Rückstellungen für neu erdiente Ansprüche oder Aufzinsungsanpassungen nicht bereitgestellt.

Am 31. Dezember 2019 verbuchte ENGIE SA Rückstellungen von 103 Mio. € im Vergleich zu 98 Mio. € Ende 2018. Das ist ein Rückgang von 5 Mio. € bei arbeitnehmerbezogenen Rückstellungen.

ÄNDERUNGEN BEI RÜCKSTELLUNGEN FÜR LEISTUNGSVERPFLICHTUNGEN FÜR ARBEITNEHMER

	Plan für den EGI-Sektor
	Pensionsleistungen ⁽¹⁾		Abfindungen bei Rentenantritt und sonstige Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses ⁽²⁾		Langfristige Leistungen ⁽³⁾
In Millionen Euro	2019	2018	2019	2018	2019	2018
Barwert von Leistungsverpflichtungen am 1. Januar (zurückgestellt)	-	-	12	13	79	80
Auswirkungen von Fusionen und Ausgliederungen	-	-				(1)
Laufender Dienstzeitaufwand	-	-	1	1	12	11
Zinsaufwand	-	-	-	-	1	1
Versicherungsmathematischen Gewinne und Verluste aus der Verpflichtung	-	-	1	-	(1)	(5)
Leistungen, die aufgrund aller Pläne gezahlt wurden (finanziert und nicht finanziert)	-	-	(1)	(2)	(7)	(7)
Sonstige	-	-			1
Barwert von Leistungsverpflichtungen am 31. Dezember (zurückgestellt)	-	-	13	12	85	79

	Plan für den Bereich außerhalb des EGI-Sektors
	Pensionsleistungen ⁽¹⁾		Abfindungen bei Rentenantritt und sonstige Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses ⁽²⁾		Langfristige Leistungen ⁽³⁾
In Millionen Euro	2019	2018	2019	2018	2019	2018
Barwert von Leistungsverpflichtungen am 1. Januar (zurückgestellt)	6	7	1	3	-	-
Auswirkungen von Fusionen und Ausgliederungen	-	-	-	-	-	-
Laufender Dienstzeitaufwand	-	-	-	-	-	-
Zinsaufwand	-	-	-	-	-	-
Versicherungsmathematischen Gewinne und Verluste aus der Verpflichtung	-	-	-	-	-	-
Leistungen, die aufgrund aller Pläne gezahlt wurden (finanziert und nicht finanziert)	(1)	(1)	(1)	(2)	-	-
Sonstige
Barwert von Leistungsverpflichtungen am 31. Dezember (zurückgestellt)	5	6	-	1	-	-

	Summe
In Millionen Euro	2019	2018
Barwert von Leistungsverpflichtungen am 1. Januar (zurückgestellt)	98	103
Auswirkungen von Fusionen und Ausgliederungen	-	(1)
Laufender Dienstzeitaufwand	13	12
Zinsaufwand	1	1
Versicherungsmathematischen Gewinne und Verluste aus der Verpflichtung	-	(5)
Leistungen, die aufgrund aller Pläne gezahlt wurden (finanziert und nicht finanziert)	(10)	(12)
Sonstige	-
Barwert von Leistungsverpflichtungen am 31. Dezember (zurückgestellt)	103	98

⁽¹⁾ Ohne Unternehmen des EGI-Sektors für 2019 wie für 2018.
⁽²⁾ Sonderurlaub (13 Mio. €), Zusatzkrankenversicherung für berentete Beschäftigte von SUEZ (null) und Wasser-Bonus (null).
⁽³⁾ Beihilfen bei Arbeitsunfällen und Berufskrankheiten (50 Mio. €), Beihilfen bei zeitweiliger und dauerhafter Erwerbsunfähigkeit (24 Mio. €), Asbest (3 Mio. €) und Treueprämien (8 Mio. €).

18.5 Versicherungsverträge

ENGIE SA hat Versicherungsverträge mit mehreren Versicherungsgesellschaften abgeschlossen, um die Verpflichtungen zu Renten und Abfindungen bei Rentenantritt zu decken. 2019 wurden diesen Versicherungsgesellschaften 83 Mio. € gezahlt.

Der Wert dieser Versicherungsverträge belief sich per 31. Dezember 2019 auf 1.823 Mio. € (per 31. Dezember 2018 waren es 1.775 Mio. €).

18.6 Änderung des beizulegenden Zeitwerts von Planvermögen

	Plan für den EGI-Sektor
	Pensionsleistungen		Abfindungen bei Rentenantritt und sonstige Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses		Langfristige Leistungen
In Millionen Euro	2019	2018	2019	2018	2019	2018
Beizulegender Zeitwert von Planvermögen am 1. Januar	1.544	1.696	22	27	-	-
Auswirkungen von Fusionen und Ausgliederungen	-	-	-	(1)	-	-
Erwarteter Ertrag auf Planvermögen	31	33	-	-	-	-
Prämien, abzüglich Bearbeitungsgebühren	-	-	-	-	-	-
Versicherungsmathematischen Gewinne und Verluste aus Planvermögen	84	(119)	1	(2)	-	-
Aus Planvermögen ausgezahlte Leistungen	(65)	(66)	-	(2)	-	-
Beizulegender Zeitwert von Planvermögen am 31. Dezember	1.594	1.544	23	22	-	-

	Plan für den Bereich außerhalb des EGI-Sektors
	Pensionsleistungen		Abfindungen bei Rentenantritt und sonstige Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses		Langfristige Leistungen
In Millionen Euro	2019	2018	2019	2018	2019	2018
Beizulegender Zeitwert von Planvermögen am 1. Januar	209	214	-	-	-	-
Auswirkungen von Fusionen und Ausgliederungen	-	-	-	-	-	-
Erwarteter Ertrag auf Planvermögen	4	3	-	-	-	-
Prämien, abzüglich Bearbeitungsgebühren	1	1	-	-	-	-
Versicherungsmathematischen Gewinne und Verluste aus Planvermögen	39	6	-	-		-
Aus Planvermögen ausgezahlte Leistungen	(16)	(15)	-	-	-	-
Beizulegender Zeitwert von Planvermögen am 31. Dezember	237	209	-	-	-	-

	Summe
In Millionen Euro	2019	2018
Beizulegender Zeitwert von Planvermögen am 1. Januar	1.775	1.937
Auswirkungen von Fusionen und Ausgliederungen	-	(1)
Erwarteter Ertrag auf Planvermögen	35	36
Prämien, abzüglich Bearbeitungsgebühren	1	1
Versicherungsmathematischen Gewinne und Verluste aus Planvermögen	124	(115)
Aus Planvermögen ausgezahlte Leistungen	(81)	(83)
Beizulegender Zeitwert von Planvermögen am 31. Dezember	1.854	1.775

RENDITE AUS PLANVERMÖGEN

	Plan für den EGI-Sektor
	Pensionsleistungen		Abfindungen bei Rentenantritt und sonstige Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses		Langfristige Leistungen
	2019	2018	2019	2018	2019	2018
Effektivrendite aus Planvermögen	8,8%	-5,2%	8,8%	-5,2%	0,0%	0,0%

	Plan für den Bereich außerhalb des EGI-Sektors
	Pensionsleistungen		Abfindungen bei Rentenantritt und sonstige Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses		Langfristige Leistungen
	2019	2018	2019	2018	2019	2018
Effektivrendite aus Planvermögen	2,9%	2,9%	0,0%	0,0%	0,0%	0,0%

Die Effektivrendite des Planvermögens lag 2019 bei 8,79 % für Pensionen und sonstige Verpflichtungen aus dem Plan des EGI-Sektors.

Die erwartete Effektivrendite des Planvermögens betrug 2019 für Pensionen, die nicht unter den Plan des EGI-Sektors fallen, 2,86 %.

Die Zuordnung von Planvermögenswerten nach Hauptvermögenswertkategorie lässt sich wie folgt analysieren:

	Plan für den EGI-Sektor		Plan für den Bereich außerhalb des EGI-Sektors
	2019	2018	2019	2018
Beteiligungspapiere	30%	28%	9%	8%
Anleihen	65%	67%	82%	82%
Sonstige (einschließlich Geldmarktpapiere)	5%	5%	9%	9%
	100%	100%	100%	100%

Kollektivlebensversicherungen, die mit Versicherern abgeschlossen werden, um arbeitnehmerbezogene Verbindlichkeiten aus dem Plan für den EGI-Sektor zu decken, sind fondsgebunden. Diese Verträge stehen ENGIE SA und Tochterunternehmen der Gruppe zur Verfügung, die dem "Managementvertrag über Arbeitnehmerleistungen der Gruppe" beigetreten sind. Ein kleiner T eil dieser Verträge kann in von ENGIE SA aufgelegte Finanzinstrumente, zumeist in Beteiligungspapiere, investiert werden.

Ausgehend von fondsgebundenen Verträgen, die ENGIE SA zuzuordnen sind, belief sich der Anteil von Planvermögenswerten, die in von ENGIE SA aufgelegte Finanzinstrumente investiert wurden, am 31. Dezember 2019 auf 3 Mio. €. Das ist weniger als 1 % des Gesamtwerts des Fonds zu diesem Zeitpunkt. Planvermögenswerte werden nicht in von ENGIE SA genutzte Immobilien oder in sonstige von ENGIE SA genutzte Vermögenswerte investiert.

18.7 Beitragsorientierte Zusatzpläne

Arbeitnehmer, die Ansprüche nach dem EGI-Plan haben, profitieren auch von einem 2009 eingerichteten beitragsorientierten Zusatzplan. Die dafür eingezahlten Arbeitgeberbeiträge beliefen sich 2019 auf 4,8 Mio. €, 2018 waren es 5 Mio. €.

ANHANG 19 Gerichts- und wettbewerbsrechtliche Verfahren

19.1 Konzessionen in Buenos Aires und Santa Fe

2003 strengten ENGIE und seine gemeinschaftlichen Anteilseigner, Konzessionsnehmer für die Wasserversorgung in Buenos Aires und Santa Fe, zwei Schiedsverfahren gegen den argentinischen Staat vor dem International Center for Settlement of Investment Disputes (ICSID - Internationales Zentrum zur Beilegung von Investitionsstreitigkeiten) an. Gegenstand der Verfahren ist eine Kompensation für den Wertverlust von Investitionen, die auf der Grundlage bilateraler Investitionsschutzabkommen seit Beginn der Konzession getätigt wurden.

Bekanntlich haben ENGIE und SUEZ (vormals SUEZ Environnement) vor dem Börsengang von SUEZ Environnement Company eine Vereinbarung darüber geschlossen, dass die Rechte und Pflichten aus dem Anteilsbesitz von ENGIE an Aguas Argentinas und Aguas Provinciales de Santa Fe wirtschaftlich auf SUEZ übergehen, einschließlich der Rechte und Pflichten aus dem Schiedsverfahren.

Am 9. April 2015 ordnete das ICSID an, dass der argentinische Staat 405 Mio. USD für die Kündigung der Konzessionsverträge über die Wasserversorgung und -aufbereitung in Buenos Aires zu zahlen habe (einschließlich 367 Mio. USD an ENGIE und die Tochterunternehmen), und am 4. Dezember 2015 die Zahlung von 225 Mio. USD für die Kündigung der Konzessionsverträge für Santa Fe. Der argentinische Staat versuchte, diese Urteile aufheben zu lassen. Mit Beschluss vom 5. Mai 2017 wurde die Forderung nach Aufhebung des Urteils zu Buenos Aires zurückgewiesen. Die Forderung, das Urteil im Fall Santa Fe aufzuheben, wurde mit Beschluss vom 14. Dezember 2018 zurückgewiesen. Somit sind beide Sprüche des ICSID nun endgültig und ein Schritt zur Beilegung des Rechtsstreits.

Die argentinische Regierung und verschiedene Aktionäre von Aguas Argentinas schlossen einen Vergleich gemäß Schiedsspruch vom 9. April 2015 bezüglich der Konzessionsverträge über die Wasserversorgung und -aufbereitung in Buenos Aires und setzten ihn um. Gemäß der oben genannten Vereinbarung über die wirtschaftliche Übertragung der Rechte und Pflichten von ENGIE an SUEZ erhielten SUEZ und die Tochterunternehmen 224,1 Mio. € in bar. Zudem muss das Urteil vom 14. Dezember 2018 über die Aguas Provinciales de Santa Fe gewährten Konzessionen zur Wasserversorgung und Abwasserbehandlung noch angewendet werden.

19.2 Inbetriebnahme

Im Rechtsstreit zwischen GRDF und mehreren Gasversorgern urteilte das Pariser Appellationsgericht in einer Entscheidung vom 2. Juni 2016, die eine Entscheidung des Ständigen Ausschusses für Rechtsstreitigkeiten und Sanktionen (Comite de rĕglement des differends et des sanctions - CoRDiS) der Regulierungsbehörde für Energie (Commission de la Regulation de l'Energie -CRE) von September 2014 aufhob, dass die für Lieferanten erbrachten Übertragungsleistungen seit Marktöffnung für Endkunden erbracht werden müssen bzw. hätten erbracht werden müssen. Vor diesen Entscheidungen erbrachten nur Verteilungsunternehmen Lieferleistungen für Endkunden im Tausch dafür, dass Lieferanten Kundenmanagementleistungen bezahlten, denn es gab nur einen Vertrag.

Da der Lieferant jetzt ebenfalls Kundenmanagementleistungen im Zusammenhang mit der Erdgasübertragung im Auftrag des Verteilungsunternehmens erbringt, wurde der Lieferant hinsichtlich der Liefer- und Übertragungsleistungen zu einem Mittler zwischen Verteilungsunternehmen und Endkunden. Die Vertragsverhältnisse wurden daher vollständig neu organisiert. Somit müsste (i) nunmehr der Netzmanager anstelle des Gaslieferanten das Risiko der unbezahlten Vergütung für den "Übertragungs"-Teil der Vereinbarung mit dem Endkunden tragen und (ii) müsste die Vergütung für Kundenmanagementleistungen im Zusammenhang mit Übertragungs- und Verteilungsleistungen, die der Lieferant im Auftrag des Netzmanagers erbringt, fair sein und den Kosteneinsparungen des Netzmanagers entsprechen. Das Pariser Appellationsgericht ordnete an, dass GRDF die Übertragungsvereinbarungen nach diesen Grundsätzen regeln müsse. Es ordnete weiterhin an, dass der CoRDiS den Betrag für die Kundenmanagementleistungen zu bewerten habe. GRDF legte gegen das Urteil des Appellationsgerichts Beschwerde beim Kassationshof ein.

Im März 2018 befasste der Kassationshof den Gerichtshof der Europäischen Union (EuGH) mit dem Fall, damit er urteile, ob der CoRDiS diese Entscheidungen nach europäischem Recht rückwirkend anwenden kann. Im Mai 2019 stellte der Generalanwalt des EuGH seinen Schlussantrag. Am 19. Dezember 2019 fällte der EuGH sein Urteil, in dem er davon ausging, dass die Gas-Richtlinie (Richtlinie 2009/73/EG) Gremien zur Streitbeilegung nicht verbietet, rückwirkende Entscheidungen für einen Zeitpunkt vor dem Datum des Rechtsstreits zu treffen. Nach dem Urteil des EuGH hat der Kassationshof eine Verhandlung für April 2020 angesetzt. Der Kassationshof könnte sein Urteil bis Ende der ersten Jahreshälfte 2020 fällen.

19.3 Quellensteuer

In ihrer Steuernachforderung vom 22. September 2008 beanstandeten die französischen Steuerbehörden die steuerliche Behandlung des regresslosen Verkaufs einer Quellensteuer (precompte)-Forderung durch SUEZ (heute ENGIE) 2005 in Höhe von 995 Mio. €. (Die Forderung bezieht sich auf die precompte, die für die Steuerjahre 1999 - 2003 gezahlt wurde.) Das Verwaltungsgericht Montreuil fällte im April 2019 ein Urteil zugunsten von ENGIE, was die französischen Steuerbehörden veranlasste, im Mai 2019 die Entscheidung vor dem Berufungsgericht Versailles anzufechten. Gegenwärtig tauschen die Parteien Schriftsätze aus.

Hinsichtlich des Streits über die precompte selbst wies der Conseil d'Etat die Anfechtung vor dem Kassationshof am 1. Februar 2016 ab, mit der die Rückzahlung der precompte für die Steuerjahre 1999, 2000 und 2001 erreicht werden sollte. Die Fälle, bei denen es um die Rückzahlung der precompte für die Steuerjahre 2002, 2003 und 2004 ging, sind noch vor den Appellationsgerichten anhängig.

Nachdem sich ENGIE und verschiedene französische Konzerne beschwert hatten, übermittelte die Europäische Kommission dem französischen Staat am 28. April 2016 zudem eine begründete Stellungnahme als Teil des Verletzungsverfahrens, in der sie die Auffassung vertrat, dass sich der Conseil d'Etat nicht an das Recht der Europäischen Union halte, wenn er Urteile zu Streitigkeiten über den precompte verkündet, wie solche, die ENGIE betreffen. Am 10. Juli 2017 verwies die Europäische Kommission die Angelegenheit wegen der Nichteinhaltung durch Frankreich an den Gerichtshof der Europäischen Union (EuGH). Am 4. Oktober 2018 entschied der Gerichtshof der Europäischen Union teilweise zugunsten der Europäischen Kommission. Danach muss Frankreich sein Vorgehen bei der Festlegung von precompte-Rückzahlungen für abgeschlossene und anhängige Rechtssachen überprüfen.

19.4 Geplante Errichtung eines LNG-Terminals in Uruguay

GNLS SA, eine gemeinsame Tochtergesellschaft von Marubeni und ENGIE, erhielt 2013 den Zuschlag für die Errichtung eines Offshore-LNG-Terminals in Uruguay. Am 20. November 2013 vergab GNLS Planung und Bau des Terminals an Construtora OAS SA. Nach einer Reihe von Problemen und Mängeln kündigte GNLS den Vertrag im März 2015 und machte von den Bürgschaften Gebrauch. OAS stellte die Kündigung des Vertrags infrage, unternahm aber keine Schritte gegen GNLS. Am 8. April 2015 meldete OAS in Uruguay Insolvenz an. Im September 2015 einigten sich GNLS und die Behörden darauf, den geplanten Bau aufzugeben.

Am 24. Mai 2017 trafen sich OAS und GNLS auf Verlangen von OAS in einem Schlichtungsverfahren vor uruguayischen Gerichten. Das Schlichtungsverfahren war erfolglos. Dann drohte OAS, GNLS vor uruguayischen Gerichten auf Schadenersatz zu verklagen.

Da GNLS infolge der Vertragskündigung erhebliche Verluste entstanden waren, beantragte es am 22. August 2017 ein Schiedsverfahren nach den Vertragsbedingungen, die eine Streitschlichtung in Madrid durch den ICC International Court of Arbitration vorsehen, und machte als Hauptforderung 373 Mio. USD geltend. OAS reagierte, indem es GNLS vor das Handelsgericht Montevideo zitierte und 311 Mio. USD als Schadenersatz verlangte. ENGIE trat dem Verfahren offiziell am 5. Dezember 2018 bei. Beide Verfahren sind noch anhängig.

ANHANG 20 Angaben zu verbundenen Parteien

Alle wesentlichen Geschäftsvorfälle zwischen ENGIE SA und verbundenen Parteien wurden zu marktüblichen Bedingungen abgewickelt. Daher sind keine Angaben gemäß Artikel R.123-198-11 der geänderten Verordnung vom 9. März 2009 erforderlich.

Beziehungen zum französischen Staat

Der französische Staat hielt am 31. Dezember 2019 an der Gruppe einen Anteil von 23,64 %, der gegenüber dem Vorjahr unverändert ist. Damit hat er Anspruch auf drei von insgesamt 14 Sitzen im Aufsichtsrat (verglichen mit vier von insgesamt 19 zuvor).

Der französische Staat hält 34,23 % der theoretischen Stimmrechte (34,47 % der ausübbaren Stimmrechte) gegenüber 34,51 % Ende 2018.

Am 22. Mai 2019 wurde das PACTE-Gesetz ("Aktionsplan für Wachstum und Wandel von Unternehmen") verabschiedet, nach dem der französische Staat seine ENGIE-Aktien ohne Einschränkungen veräußern kann.

Außerdem hält der französische Staat eine goldene Aktie, um kritische Interessen Frankreichs zu schützen und die Kontinuität und die Sicherheit der Lieferungen im Energiesektor zu wahren. Die goldene Aktie ist dem französischen Staat auf unbegrenzte Zeit gewährt und berechtigt ihn, gegen Beschlüsse von ENGIE ein Veto einzulegen, wenn er der Auffassung ist, dass sie den Interessen Frankreichs schaden.

Der Auftrag zum Erbringen öffentlicher Dienstleistungen im Energiesektor ist im Gesetz vom 3. Januar 2003 definiert.

Alle Übertragungsgebühren durch das Transportnetz von GRTgaz und das Gasverteilungsnetz in Frankreich wie auch die Gebühren für den Zugang zu den französischen LNG-Terminals und Erlöse aus Speicherkapazitäten sind reguliert.

Das am 8. November 2019 verabschiedete Gesetz "Energie und Klima" beendet die regulierten Gastarife und schränkt die regulierten Stromtarife für Verbraucher und Kleinunternehmen ein. Das Ende der regulierten Gaspreise kommt am 1. Juli 2023.

Beziehungen zu EDF

Nach der Schaffung des französischen Netzbetreibers für die Verteilung von Gas und Strom am 1. Juli 2004 (EDF Gaz de France Distribution) haben Gaz de France SA und EDF am 18. April 2005 eine Vereinbarung geschlossen, die ihre Beziehungen hinsichtlich des Verteilungsgeschäfts regelt. Das Gesetz vom 7. Dezember 2006 über den Energiesektor organisierte das Verteilungsnetz für Erdgas und Strom neu. Enedis SA (vormals: ERDF SA), eine Tochtergesellschaft von EDF SA, und GRDF SA, eine Tochtergesellschaft von ENGIE SA, wurden am 1. Januar 2007 bzw. am 1. Januar 2008 gegründet. Sie agieren im Einklang mit der zuvor von den beiden marktbeherrschenden Betreibern geschlossenen Vereinbarung.

Beziehungen zur CNIEG (Caisse Nationale des Industries Electriques et Gazieres)

Die Beziehungen der Gruppe zur CNIEG, die alle Leistungen für Altersvorsorge, Todesfall und Erwerbsunfähigkeit für erwerbstätige und berentete Beschäftigte der Gruppe, die unter den EGI-Sonderpensionsplan fallen, für die Beschäftigten von EDF und von nicht verstaatlichten Unternehmen (Entreprises Non Nationalisees - ENN) regelt, sind in Anhang 18 "Pensionen und sonstige Leistungsverpflichtungen für Arbeitnehmer" beschrieben.

ANHANG 21 Vergütung für Mitglieder des Aufsichtsrats und des geschäftsführenden Vorstands

Die 2019 dem Vorsitzenden und den Mitgliedern des geschäftsführenden Vorstands gezahlte Gesamtvergütung (Bruttogehalt, Boni, Anreize zur Gewinnbeteiligung und Sachleistungen, einschließlich Arbeitgeberbeiträgen) belief sich auf 20 Mio. €.

Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses beliefen sich für denselben Personenkreis am 31. Dezember 2019 auf 39 Mio. €.

Die auf der Hauptversammlung gewählten Mitglieder des Aufsichtsrats, mit Ausnahme der Führungskräfte des Konzerns, die auf Vorschlag des französischen Staates ernannten Geschäftsführer aus dem öffentlichen Dienst und der die Beschäftigten vertretende Geschäftsführer erhielten 2019 Sitzungsgelder in Höhe von 0,8 Mio. €.

ANHANG 22 Ereignisse nach der Berichtsperiode

Nach dem Rechnungsabschluss am 31. Dezember 2019 sind keine maßgeblichen Ereignisse eingetreten.

6.4.3. Gesamt- und Teilübertragungen von Vermögenswerten, Tochtergesellschaften und Kapitalbeteiligungen mit Publizitätspflicht

Werden die in diesem Anhang ausgewiesenen Grenzen von 10 % bzw. 50 % überschritten, wird nach dem französischen Handelsgesetzbuch (Code du commerce) ein Unternehmen zu einer Kapitalbeteiligung bzw. einem Tochterunternehmen.

GESAMT- UND TEILÜBERTRAGUNGEN VON VERMÖGENSWERTEN

	% am 31. Dez. 2018	% am 31. Dez. 2019	Umklassifizierung innerhalb des Konzerns	Konzernfremder verl Verkauf	Nettobuchwert raufter Aktien (in Euro)	Unternehmenstätigkeit
Tochterunternehmen
SPEED REHAB (ex ENGIE Invest 65)	100%	-		X	4.177.303	Immobilien
ENGIE BIOGAZ	50%	-	X		18.500	Erneuerbare Energie
Kapitalbeteiligungen
CAP VERT BIOENERGIE DE BREUILH	49%	-	X		49.000	Erneuerbare Energie
Ceren GIE	11%	-		X	12.193	Forschungsunternehmen

⁽¹⁾ zu mehr als 50 % im Besitz von ENGIE SA.
⁽²⁾ zu weniger als 50 % im Besitz von ENGIE SA.

GESAMT- UND TEILKÄUFE VON VERMÖGENSWERTEN

	% am 31. Dez. 2018	% am 31. Dez. 2019	Umklassifizierung innerhalb des Konzerns	Konzernfremde Akquisition	Nettobuchwert gehaltener Aktien (in Euro)	Unternehmenstätigkeit
Tochterunternehmen ⁽¹⁾	-	-			-
Kapitalbeteiligungen ⁽²⁾
L'Institut de l'Economie Positive	-	10,71%		X	300.005	Consulting

⁽¹⁾ zu mehr als 50 % im Besitz von ENGIE SA.
⁽²⁾ zu weniger als 50 % im Besitz von ENGIE SA.

6.4.4. Fünfjahresfinanzübersicht

	2019	2018	2017	2016	2015
Kapital am Jahresende
Aktienkapital (in Euro)	2.435.285.011	2.435.285.011	2.435.285.011	2.435.285.011	2.435.285.011
Zahl ausgegebener und im Umlauf befindlicher Stammaktien	2.435.285.011	2.435.285.011	2.435.285.011	2.435.285.011	2.435.285.011
Höchstzahl auszugebender Aktien:
• durch Wandel von Anleihen	-	-	-	-	-
• durch Ausübung von Aktienoptionen	-	-	-	4.775.429	10.777.079
Ertragslage für das Jahr (in Millionen Euro)
Erträge, ohne Mehrwertsteuer	17.282	27.833	20.585	17.939	19.891
Ertrag vor Steuern, Gewinnbeteiligung der Mitarbeiter, Abschreibung, Rückstellungen und Übertragung von Abschreibung bei Kündigung von Konzessionen	378	2.960	2.431	245	391
Ertragsteuer (negative Zahlen = Anspruch)	(377)	(549)	(1.001)	(672)	(540)
Gewinnbeteiligung der Mitarbeiter und Anreizzahlungen für das Jahr	-	-	-	-	-
Ertrag nach Steuern, Gewinnbeteiligung der Mitarbeiter, Abschreibung, Rückstellungen und Übertragung von Abschreibung bei Kündigung von Konzessionen	(196)	1.102	1.421	448	268
Summe gezahlter Dividenden (einschließlich eigener Anteile)	1.948	2.718	1.700	2.416	2.414
Ergebnisse je Aktie (in Euro)
Ergebnisse je Aktie nach Steuern und Gewinnbeteiligung, der Mitarbeiter, aber vor Abschreibung, Rückstellungen und Übertragung von Abschreibung bei Kündigung von Konzessionen	0,31	1,44	1,41	0,38	0,38
Ergebnisse je Aktie nach Steuern, Gewinnbeteiligung der Mitarbeiter, Abschreibung, Rückstellungen und Übertragung von Abschreibung bei Kündigung von Konzessionen	(0,08)	0,45	0,58	0,18	0,11
Dividende je Aktie ⁽¹⁾	0,80	1,12	0,70	1,00	1,00
Personalbestand
Durchschnittliche Beschäftigtenzahl im Jahr ⁽²⁾	4.534	4.400	4.873	5.182	5.461
Gesamtlohnkosten	273	289	317	332	343
Gezahlte Summe für Leistungsverpflichtungen für Arbeitnehmer (Sozialversicherungsabgaben und Beiträge zu Pensionsplänen, Fürsorgeplänen usw.)	197	362	269	256	262

⁽¹⁾ vorbehaltlich der Zustimmung des Aufsichtsrats.
⁽²⁾ Die durchschnittliche Beschäftigtenzahl lag 2019 bei 4.534 (2018 bei 4.740). Anders als 2018 umfassen die Zahlen für 2019 unbefristet Angestellte mit Dienstvertrag, befristet Angestellte und Mitarbeiter mit Studienvertrag.

Die Aktionäre, die auf der Hauptversammlung den Abschluss für 2019 genehmigen sollen, werden aufgefordert, einer Dividende von 0,80 € je Aktie zuzustimmen. Das ist eine Gesamtauszahlung von 1.948 Mio. €, ausgehend von der Zahl der am 31. Dezember 2019 in Umlauf befindlichen Aktien. Die Dividende von 0,80 € je Aktie wird für alle Aktien um 10 % erhöht, die dieselbe Person am 31. Dezember 2019 über zwei Jahre lang gehalten hat, sofern sie sie noch am Tag der Dividendenauszahlung hält.

6.5 Bestätigungsvermerk der Abschlussprüfer für den Jahresabschluss

Das am 31. Dezember 2019 beendete Jahr

An die Hauptversammlung von ENGIE

Prüfungsurteil

In Erfüllung des uns von Ihrer Hauptversammlung übertragenen Auftrags haben wir den beigefügten Jahresabschluss von ENGIE für das am 31. Dezember 2019 beendete Jahr geprüft.

Nach unserer Beurteilung vermittelt der Jahresabschluss ein zutreffendes Bild der Vermögens- und Finanzlage des Unternehmens per 31. Dezember 2019 und der Ertragslage für das dann beendete Jahr in Übereinstimmung mit den Grundsätzen der französischen Rechnungslegung.

Das oben abgegebene Prüfungsurteil steht mit unserem Bericht an den Prüfungsausschuss in Einklang.

Grundlage für das Prüfungsurteil

Kontrollrahmen

Wir haben unsere Prüfung nach den in Frankreich geltenden Berufsstandards durchgeführt. Wir sind der Auffassung, dass die von uns erlangten Prüfungsnachweise ausreichend und angemessen sind, um als Grundlage für unser Prüfungsurteil zu dienen.

Unsere Verantwortung nach diesen Standards ist im Abschnitt "Verantwortung der Abschlussprüfer für die Prüfung des Jahresabschlusses" unseres Berichts weitergehend beschrieben.

Unabhängigkeit

Wir haben unsere Prüfung im Einklang mit den für uns geltenden Vorschriften der Unabhängigkeit für die Zeit vom 1. Januar 2019 bis zum Datum unseres Berichts durchgeführt. Insbesondere haben wir keine verbotenen Nichtprüfungsleistungen nach Artikel 5(1) der Verordnung (EU) Nr. 537/2014 oder des französischen Verhaltenskodex für Abschlussprüfer (Code de deontologie) erbracht.

Begründung von Beurteilungen -besonders wichtige Prüfungssachverhalte

Im Einklang mit den Anforderungen der Artikel L.823-9 und R.823-7 des französischen Handelsgesetzbuches (Code de commerce), die sich auf die Begründung unserer Beurteilungen beziehen, geben wir Ihnen die besonders wichtigen Prüfungssachverhalte zur Kenntnis, bei denen Risiken einer wesentlichen falschen Darstellung bestehen, die nach unserem pflichtgemäßen Ermessen am bedeutsamsten bei unserer Prüfung des Abschlusses der aktuellen Periode sind, sowie unseren Umgang mit diesen Risiken.

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 speziellen Posten des Abschlusses ab.

Schätzung nicht abgerechneter und nicht abgelesener Umsatzerlöse (Energie auf dem Zähler)

[Anhänge 1 und 13]

Besonders wichtiger Prüfungssachverhalt	Unsere Reaktion
Ihr Unternehmen benutzt eine Erlösschätzung für Verkäufe über Netze an Kunden, deren Energieverbrauch während der Bilanzierungsperiode gemessen wird. Die endgültigen Zuteilungen sind aber mitunter erst mehrere Monate später bekannt, was bedeutet, dass Umsatzerlöszahlen nur geschätzt werden können. Per 31. Dezember 2019 betragen Forderungen für Energie auf dem Zähler (nicht abgelesene und nicht abgerechnete Erlöse für Gas und Strom) 1.626 Mio. €. Diese Forderungen werden mit einer direkten Darstellung berechnet, die Ihr Unternehmen entwickelt hat. Dabei wird der geschätzte Verbrauch der Kunden ausgehend von der früheren Abrechnung oder der letzten noch nicht abgerechneten Ablesung berücksichtigt. Diese Schätzungen entsprechen dem von Netzmanagern zugeteilten Energievolumen. Die Volumen werden zum durchschnittlichen Energiepreis bewertet, der die Kundenkategorie und den Zeitraum berücksichtigt, über den die Energie auf dem Zähler ist. Angesichts der Beträge, um die es geht, und der Empfindlichkeit der Volumen und des durchschnittlichen Energiepreises haben wir festgestellt, dass die Schätzung des Erlöses für Energie auf dem Zähler ein besonders wichtiger Prüfungssachverhalt ist.	Unsere Prüfungshandlungen bestanden hauptsächlich in:
	• der Betrachtung der von Ihrem Unternehmen eingeführten Verfahrensweisen für den Abrechnungsprozess und der Vorgehensweise für eine zuverlässige Schätzung des Erlöses für Energie auf dem Zähler;
	• der Beurteilung der von Ihrem Unternehmen benutzten Modelle und der Untersuchung der Berechnungsmodalitäten für die geschätzten Volumen, für die wir einen Spezialisten in unser Prüfungsteam aufgenommen haben. Wir haben auch:
	• die Information über die von Ihrem Unternehmen ermittelten Volumen mit den von den Netzbetreibern übermittelten Messdaten verglichen; • geprüft, dass die Berechnungsmodalität für den Durchschnittspreis des abgelesenen Stroms das Alter auf dem Zähler und die verschiedenen Arten von Kunden berücksichtigt;
	• die Kohärenz der in der Energiebilanz angegebenen Volumen (die der physischen Realität der Zuordnungsvorgänge (Erlöse, Einspeisungen und Bestände) entspricht, und der Ressourcen (Einkäufe, Entnahmen und Bestände) von Energie im Netz) analysiert, die Ihr Unternehmen erstellt hat;
	• die regelmäßige Begleichung der abgelesenen Energie über die Periode beurteilt;
	• das Alter der abgelesenen Energie am Stichtag beurteilt.

Bemessung von Kapitalbeteiligungen

[Anhänge 1 und 4]

Besonders wichtiger Prüfungssachverhalt	Unsere Reaktion
Am 31. Dezember 2019 beliefen sich die Kapitalbeteiligungen auf 74.853 Mio. € (der Nettowert beträgt 67.564 Mio. €), eingeschlossen der Anteil des technischen Verlustes aus der Fusion von Suez und Gaz de France 2008, für den 285 Mio. € angesetzt wurden. Neu erworbene Kapitalbeteiligungen werden zum Anschaffungspreis zuzüglich direkt zuzuordnender T ransaktionsentgelte angesetzt. Wie in Anhang 1 zum Jahresabschluss im Abschnitt "Finanzanlagen" angegeben, werden Kapitalbeteiligungen, die ENGIE langfristig halten möchte, außerplanmäßig abgeschrieben, wenn ihr Nutzungswert unter den Buchwert gefallen ist. Der Nutzungswert wird unter Bezug auf den intrinsischen Wert, der den neu berechneten Nettovermögenswerten zuzüglich nicht realisierter Gewinne entspricht, oder den Ertragswert, der dem Mittelwert der letzten 20 Aktienmarktpreise der Periode entspricht, oder die erwarteten Zahlungsströme ("Abgezinster Zahlungsstrom" oder "Modell der abgezinsten Dividende") und unter Berücksichtigung von Währungsabsicherungen bestimmt. Wie in Anhang 4.2 dargelegt, werden die erwarteten Zahlungsströme aus dem Haushalt 2020 und dem mittelfristigen Businessplan 2021-2022, wie vom geschäftsführenden Vorstand und dem Aufsichtsrat genehmigt, errechnet. Über diesen Zeitrahmen hinaus werden extrapolierte künftige Cashflow-Projektionen auf der Grundlage makroökonomischer Annahmen (Inflation, Wechselkurse und Wachstumsraten) und Preisprojektionen bestimmt, die das Referenz-Szenarium Ihrer Gruppe für 2023-2040 vorsieht, das der geschäftsführende Vorstand im Dezember 2019 genehmigt hat. Wie in Anhang 4.2 erwähnt, bezieht sich die 2019 angesetzte Wertminderung in Höhe von 1.643 Mio. € vor allem auf Kapitalbeteiligungen an Electrabel (1.581 Mio. €). Die Bemessung von Kapitalbeteiligungen ist wegen ihrer bilanziellen Bedeutung (77 % der Gesamtvermögenswerte) und der Ermessensentscheidungen, die zur Schätzung ihres Nutzungswerts nötig sind, als besonders wichtiger Prüfungssachverhalt anzusehen.	Wir haben die Vorgehensweisen des Managements zur Genehmigung von Schätzungen beurteilt. Wir haben die wichtigsten Daten und Grundannahmen zur Ermittlung des Nutzungswerts untersucht, die Empfindlichkeit der Bemessungen aufgrund dieser Annahmen beurteilt und mit Hilfe unserer Bewertungsexperten die kompliziertesten Punkte der Berechnungen Ihres Unternehmens überprüft. Unsere Arbeit bestand hauptsächlich in:
	• der Untersuchung der Bemessungsmethoden zur Schätzung von Nutzungswerten;
	• der Bewertung der Konsistenz von Annahmen aus den langfristigen Referenzszenarien Ihrer Gruppe (Trends bei Strom- und Gaspreisen und Nachfrage, Preis für CO ₂, Kohle und Öl, Inflation), mit externen Studien von internationalen Organisationen oder Energieexperten;
	• der Bewertung der Konsistenz betriebsrelevanter und regulatorischer Annahmen, die für die Erstellung von Cashflow-Prognosen für jedes Unternehmen des Konsolidierungskreises benutzt wurden;
	• der Untersuchung der Abzinsungssätze, deren Ermittlungsmethoden und Konsistenz mit den zugrunde liegenden Annahmen für den Markt wir mit Hilfe interner Spezialisten überprüft haben;
	• der Beurteilung der Eignung der Angaben in den Anhängen zum Jahresabschluss.
	• Im Hinblick auf die Methoden zur Ermittlung von Cashflow-Prognosen bestand unsere Arbeit in: -der Bewertung der Konsistenz der Basisdaten mit dem Haushalt, dem mittelfristigen Business-Plan und darüber hinaus mit dem langfristigen Szenario der Gruppe; -der Bewertung der Konsistenz mit dem Leistungsvermögen in der Vergangenheit und mit Marktaussichten.

Bewertung von Rückstellungen für Handelsstreitigkeiten, Forderungen und Steuerrisiken

[Anhänge 1, 10 und 19]

Besonders wichtiger Prüfungssachverhalt	Unsere Reaktion
Im Zuge ihrer gewöhnlichen Geschäftstätigkeit ist Ihr Unternehmen Partei in einer Reihe von Gerichts- und wettbewerbsrechtlichen Verfahren gegen Dritte oder Rechtsinstanzen und/oder Verwaltungsbehörden, einschließlich Steuerbehörden, Untersuchungen vor staatlichen Gerichten, Schiedsgerichten oder Regulierungsbehörden. Die wichtigsten Rechtsstreitigkeiten und Untersuchungen sind als Verbindlichkeiten angesetzt oder führen zu Eventualverbindlichkeiten. Angesichts der Beträge, die verhandelt werden, und des Ermessens bei der Bestimmung der Rückstellungen für Handelsstreitigkeiten, Forderungen und Steuerrisiken haben wir diesen Punkt wegen des regulatorischen Kontextes und des sich stetig ändernden Marktumfelds als besonders wichtigen Prüfungssachverhalt betrachtet.	Unsere Prüfungshandlungen bestanden darin:
	• die von Ihrem Unternehmen eingeführten Verfahrensweisen zur Identifizierung aller Rechtsstreitigkeiten und Risikoexpositionen zu untersuchen;
	• diese Analysen mit Bestätigungen, die wir von Anwälten eingeholt haben, zu unterlegen;
	• die Analyse der Ereigniswahrscheinlichkeit durch Ihr Unternehmen sowie die benutzten Annahmen und die unterstützende Dokumentation, gegebenenfalls unter Hinzuziehung Dritter, zu evaluieren. Für die kompliziertesten Analysen haben wir uns an unsere Spezialisten gewandt;
	• die Eignung der Angaben in den Anhängen zum Jahresabschluss zu beurteilen.

Spezielle Prüfungen

Nach den in Frankreich geltenden Berufsstandards haben wir auch die speziellen Prüfungen vorgenommen, die die Gesetze und Verordnungen verlangen.

Informationen im Lagebericht und sonstigen Dokumenten zur Vermögenslage und zum Jahresabschluss, die den Aktionären vorgelegt werden

Wir haben keine Einwände in Bezug auf die den tatsächlichen Verhältnissen entsprechende Darstellung der Informationen im Lagebericht des Aufsichtsrats und in den sonstigen Dokumenten hinsichtlich der Vermögenslage und des Jahresabschlusses, die den Aktionären vorgelegt werden, und ihre Konsistenz mit dem Jahresabschluss.

Wir bestätigen die den tatsächlichen Verhältnissen entsprechende Darstellung der Angaben zu den Zahlungsfristen gemäß Artikel D. 441 -4 des französischen Handelsgesetzbuches (Code de commerce) und ihre Konsistenz mit dem Jahresabschluss.

Erklärung zur Unternehmensführung

Wir bestätigen, dass die Erklärung des Aufsichtsrats zur Unternehmensführung die in den Artikeln L. 225-37-3 und L. 225-37-4 des französischen Handelsgesetzbuches (Code de commerce) geforderten Angaben enthält.

Hinsichtlich der Angaben gemäß den Forderungen aus Artikel L. 225-37-3 des französischen Handelsgesetzbuches (Code de commerce) zu Vergütungen und Leistungen für die Geschäftsführer und sonstigen Verpflichtungen zu ihren Gunsten haben wir deren Konsistenz mit dem Jahresabschluss oder mit den Angaben überprüft, die der Erstellung dieses Abschlusses zugrunde lagen und die wir gegebenenfalls von Ihrem Unternehmen aus beherrschenden und beherrschten Unternehmen erhalten haben. Aufgrund dieser Vorgehensweisen bestätigen wir die Richtigkeit und mit den tatsächlichen Verhältnissen übereinstimmende Darstellung dieser Information.

Hinsichtlich der Information über Posten, von denen Ihr Unternehmen annimmt, dass sie wahrscheinlich im Falle eines Übernahme- oder Tauschangebots gemäß Artikel L. 225-37-5 des französischen Handelsgesetzbuches (Code de commerce) von Bedeutung sind, haben wir zugestimmt, diese Information zu den uns übermittelten Belegen zu nehmen. Aufgrund dieser Vorgehensweisen haben wir zu dieser Information nichts anzumerken.

Weitere Angaben

Nach französischem Recht haben wir überprüft, dass die verlangte Information über den Kauf von Beteiligungen und beherrschenden Anteilen und die Identität der Aktionäre und Stimmberechtigten im Lagebericht ordnungsgemäß offengelegt wurde.

Bericht über sonstige rechtliche und regulatorische Anforderungen

Bestellung als Abschlussprüfer

Die Hauptversammlung hat uns für ERNST & YOUNG et Autres am 19. Mai 2008 und Deloitte & ASSOCIES am 16. Juli 2008 als Abschlussprüfer für ENGIE bestellt.

Per 31. Dezember 2019 wurde unseren Firmen zwölf Jahre lang ununterbrochen das Mandat erteilt.

Zuvor war ERNST & YOUNG Audit von 1995 bis 2007 Abschlussprüfer.

Verantwortung des Managements und der mit der Unternehmensführung Beauftragten für den Jahresabschluss

Das Management ist für die Erarbeitung und zutreffende Darstellung des Jahresabschlusses nach den Grundsätzen der französischen Rechnungslegung und für interne Prüfungen verantwortlich, wie es sie für notwendig erachtet, um Jahresabschlüsse erstellen zu können, die frei von wesentlichen falschen Angaben sind, ob beabsichtigt oder unbeabsichtigt.

Bei der Erstellung des Jahresabschlusses ist das Management dafür verantwortlich, die Fähigkeit des Unternehmens zur Fortführung der Unternehmenstätigkeit zu beurteilen, indem es gegebenenfalls Sachverhalte in Zusammenhang mit der Fortführung der Unternehmenstätigkeit offenlegt und den Rechnungslegungsgrundsatz der Fortführung der Unternehmenstätigkeit anwendet, es sei denn, es besteht die Absicht, das Unternehmen zu liquidieren oder die Geschäftstätigkeit einzustellen.

Der Prüfungsausschuss ist für die Überwachung der Finanzberichterstattung und die Wirksamkeit interner Kontrollen und Risikomanagementsysteme und gegebenenfalls seiner internen Prüfung der Bilanzierungs- und Finanzberichterstattungsverfahren verantwortlich.

Der Jahresabschluss wurde vom Aufsichtsrat genehmigt.

Die Verantwortung der Prüfer für die Prüfung des Jahresabschlusses

Ziele und Ansatz der Prüfung

Unsere Aufgabe ist die Erteilung eines Bestätigungsvermerks für den Jahresabschluss. Unsere Zielsetzung ist, hinreichende Sicherheit darüber zu erlangen, ob der Jahresabschluss als Ganzes frei von wesentlichen falschen Darstellungen ist. Hinreichende Sicherheit ist ein hohes Maß an Sicherheit, aber keine Garantie dafür, dass eine in Übereinstimmung mit den Berufsstandards durchgeführte Prüfung eine wesentliche falsche Darstellung stets aufdeckt. Falsche Darstellungen können aus Verstößen oder Unrichtigkeiten resultieren und werden als wesentlich angesehen, wenn vernünftigerweise erwartet werden könnte, dass sie einzeln oder insgesamt die auf der Grundlage dieses Jahresabschlusses getroffenen wirtschaftlichen Entscheidungen von Adressaten beeinflussen.

Wie in Artikel L.823-10-1 des französischen Handelsgesetzbuches (Code de commerce) festgelegt, beinhaltet unsere Abschlussprüfung nicht die Zusicherung der Rentabilität des Unternehmens oder der Qualität des Managements der Angelegenheiten des Unternehmens.

Als Teil einer nach den in Frankreich geltenden Berufsstandards durchgeführten Prüfung übt der Abschlussprüfer während der Prüfung sein pflichtgemäßes Ermessen aus. Zudem:

―	identifiziert und beurteilt er die Risiken wesentlicher falscher Darstellung des Jahresabschlusses, beabsichtigt oder nicht, plant und führt Prüfungshandlungen als Reaktion auf diese Risiken durch und erlangt Prüfungsnachweise, die ausreichend und geeignet sind, um als Grundlage für sein Prüfungsurteil zu dienen. Das Risiko, dass eine wesentliche falsche Darstellung nicht aufgedeckt wird, ist bei Verstößen höher als bei Unrichtigkeiten, da Verstöße betrügerisches Zusammenwirken, Fälschungen, beabsichtigte Unvollständigkeiten, irreführende Darstellungen bzw. das Außerkraftsetzen interner Kontrollen beinhalten können.
―	gewinnt er ein Verständnis des für die Prüfung relevanten internen Kontrollsystems, um Prüfungshandlungen zu planen, die den gegebenen Umständen angemessen sind, jedoch nicht mit dem Ziel, ein Prüfungsurteil zur Wirksamkeit der internen Kontrolle abzugeben.
―	beurteilt er die Angemessenheit der angewandten Rechnungslegungsmethoden sowie die Vertretbarkeit der buchhalterischen Schätzungen und damit zusammenhängender Angaben durch das Management im Jahresabschluss.
―	beurteilt er die Angemessenheit des vom Management angewandten Rechnungslegungsgrundsatzes der Fortführung der Unternehmenstätigkeit sowie, auf der Grundlage der erlangten Prüfungsnachweise, ob eine wesentliche Unsicherheit im Zusammenhang mit Ereignissen oder Gegebenheiten besteht, die bedeutsame Zweifel an der Fähigkeit des Unternehmens zur Fortführung der Unternehmenstätigkeit aufwerfen können. Diese Beurteilung basiert auf dem zum Datum seines Bestätigungsvermerks erlangten Prüfungsnachweis. Zukünftige Ereignisse oder Gegebenheiten können jedoch dazu führen, dass das Unternehmen seine Geschäftstätigkeit nicht fortführen kann. Kommt der Abschlussprüfer zu dem Schluss, dass eine wesentliche Unsicherheit besteht, ist er verpflichtet, im Bestätigungsvermerk auf die dazugehörigen Angaben im Jahresabschluss aufmerksam zu machen oder, falls diese Angaben nicht gemacht wurden oder unangemessen sind, das Prüfungsurteil dahingehend zu modifizieren.
―	bewertet er die Gesamtdarstellung des Jahresabschlusses und ob dieser Abschluss die zugrunde liegenden Geschäftsvorfälle und Ereignisse so darstellt, dass ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild vermittelt wird.

Bericht an den Prüfungsausschuss

Wir legen dem Prüfungsausschuss einen Bericht vor, der insbesondere eine Beschreibung des Umfangs der Prüfung, des ausgeführten Prüfungsprogramms sowie die Ergebnisse unserer Prüfung beinhaltet. Wir berichten gegebenenfalls auch über etwaige Mängel der internen Kontrolle von Verfahrensweisen bei der Rechnungslegung und der Finanzberichterstattung, die wir festgestellt haben.

Unser Bericht an den Prüfungsausschuss beinhaltet die Risiken von wesentlichen falschen Angaben, die nach unserem pflichtgemäßen Ermessen von größter Bedeutung für die Prüfung des Abschlusses der laufenden Periode und daher besonders wichtige Prüfungssachverhalte sind, die wir in diesem Bestätigungsvermerk beschreiben müssen.

Wir geben gegenüber dem Prüfungsausschuss die Erklärung gemäß Artikel 6 der Verordnung (EU) Nr. 537/2014 ab, die unsere Unabhängigkeit im Sinne der in Frankreich geltenden Vorschriften bestätigt, wie sie insbesondere in den Artikeln L.822-10 bis L.822-14 des französischen Handelsgesetzbuches (Code de Commerce) und im französischen Verhaltenskodex für Abschlussprüfer (Codede deontologie) festgelegt sind. Wir erörtern mit dem Prüfungsausschuss gegebenenfalls die Risiken, von denen billigerweise angenommen werden kann, dass sie sich auf unsere Unabhängigkeit auswirken, und die hierzu getroffenen Schutzmaßnahmen.

Paris-La Defense, 10. März 2020

Die, Wirtschaftsprüfer

DELOITTE & ASSOCIES

Olivier Broissand

Patrick E. Suissa

ERNST & YOUNG et Autres

Charles-Emmanuel

Chosson Stephane Pedron

ENGIE Deutschland AG

Eigentümerstruktur