Framatome GmbH

Erlangen

Befreiender Konzernabschluss gem. § 291 HGB
zum Geschäftsjahr vom 01.01.2018 bis zum 31.12.2018

Électricité de France SA

Paris/Frankreich

Referenzdokument 2018 einschließlich Jahresfinanzbericht

6. JAHRESABSCHLUSS

Konzernabschluss

6.1 KONZERNABSCHLUSS

In Anwendung von Artikel 28 der Verordnung 809/2004/EG der Europäischen Kommission werden die folgenden Informationen durch Verweis in dieses Referenzdokument aufgenommen:

―	der Konzernabschluss des EDF Konzerns (nach internationalen Rechnungslegungsstandards) für das am 31. Dezember 2017 endende Geschäftsjahr und der Bericht der Abschlussprüfer über diesen Jahresabschluss, der in Kapitel 6, Abschnitte 6.1 (Seiten 296 bis 408) und 6.2 (Seiten 409 und 412) des Referenzdokuments 2017 des EDF Konzerns enthalten ist;
―	der Konzernabschluss des EDF Konzerns (nach internationalen Rechnungslegungsstandards) für das am 31. Dezember 2016 endende Geschäftsjahr und der Bericht der Abschlussprüfer über diesen Jahresabschluss, der in Kapitel 6, Abschnitte 6.1 (Seiten 320 bis 436) und 6.2 (Seiten 437 und 438) des Referenzdokuments 2016 des EDF Konzerns enthalten ist.

Der nach IAS-IFRS erstellte Konzernabschluss zum 31. Dezember 2018 wird im Folgenden dargestellt. Er wird der Hauptversammlung am 16. Mai 2019 zur Genehmigung vorgelegt.

GEWINN- UND VERLUSTRECHNUNG DES KONZERNS

(in Mio. EUR)	Anmerkungen	2018	2017 Angepasst ⁽¹⁾
Umsätze	7	68.976	64.892
Brennstoff- und Energiebeschaffung	8	(33.012)	(32.901)
Sonstige externe Aufwendungen	9	(9.364)	(8.739)
Personalaufwand	10	(13.690)	(12.456)
Andere Steuern als Ertragsteuern	11	(3.697)	(3.541)
Sonstiges Betriebsergebnis und Aufwendungen	12	6.052	6.487
Betriebsergebnis vor Abschreibungen		15.265	13.742
Nettoveränderungen des beizulegenden Zeitwerts von Energie- und Rohstoffderivaten ohne Handelsaktivitäten		(224)	(355)
Nettoabschreibungen		(9.006)	(8.537)
Nettoanstieg der Rückstellungen für die Erneuerung von Sachanlagen, die im Rahmen von Konzessionen betrieben werden		(50)	(58)
(Wertminderung)/Wertaufholung	13	(598)	(518)
Sonstige Erträge und Aufwendungen	14	(105)	1.363
Betriebsgewinn		5.282	5.637
Kosten der Brutto-Finanzverschuldung	15.1	(1.716)	(1.778)
Abzinsungseffekt	15.2	(3.486)	(2.959)
Sonstige Finanzerträge und -aufwendungen	15.3	393	2.501
Finanzergebnis	15	(4.809)	(2.236)
Ergebnis vor Steuern der konsolidierten Unternehmen		473	3.401
Ertragsteuern	16	149	(147)
Anteil am Nettoertrag von assoziierten Unternehmen und Joint Ventures	23	569	35
KONZERNNETTOERTRÄGE		1.191	3.289
EDF Nettoertrag		1.177	3.173
Den Minderheitsanteilen zurechenbare Nettoerträge		14	116
Ergebnis je Aktie (EDF-Anteil) in Euro:	17
Unverwässertes Ergebnis je Aktie		0,20	0,98
Verwässertes Ergebnis je Aktie		0,20	0,98

⁽¹⁾ Die Vergleichszahlen zum 31. Dezember 2017 wurden gemäß IFRS 15 (Anmerkung 2.1) angepasst. Für IFRS 9, mit Gültigkeit ab dem 1. Januar 2018, wurden die Vergleichszahlen nicht angepasst, obwohl dies aufgrund der Übergangsmaßnahmen des Standards zulässig ist.

KONZERN-GESAMTERGEBNISRECHNUNG

	2018			2017
(in Mio. EUR)	EDF Nettoertrag	Nettoertrag entfallend auf Minderheitsanteile	Summe	EDF Nettoertrag	Nettoertrag entfallend auf Minderheitsanteile	Summe
Konzernnettoerträge	1.177	14	1.191	3.173	116	3.289
Bruttoveränderung des beizulegenden Zeitwerts von Sicherungsinstrumenten ⁽¹⁾	34	(19)	15	1.513	4	1.517
Damit verbundener Steuereffekt	(89)	-	(89)	(361)	(2)	(363)
Anteil der assoziierten Unternehmen und Joint Ventures am beizulegenden Zeitwert der Sicherungsinstrumente	(7)	-	(7)	6	-	6
Veränderung des beizulegenden Zeitwerts von Sicherungsinstrumenten	(62)	(19)	(81)	1.158	2	1.160
Umrechnungsdifferenzen - kontrollierte Unternehmen	(38)	(79)	(117)	(970)	(169)	(1.139)
Umrechnungsdifferenzen - assoziierte Unternehmen und Joint Ventures	117	-	117	(531)	-	(531)
Umrechnungsdifferenzen	79	(79)	-	(1.501)	(169)	(1.670)
Bruttoveränderung des beizulegenden Zeitwerts von Schuldinstrumenten ^{(1) (2)}	(115)	-	(115)	-	-	-
Damit verbundener Steuereffekt	42	-	42	-	-	-
Anteil der assoziierten Unternehmen und Joint Ventures am beizulegenden Zeitwert von Schuldinstrumenten	(1)	-	(1)	-	-	-
Bruttoveränderung des beizulegenden Zeitwerts von zur Veräußerung verfügbaren finanziellen Vermögenswerten ⁽¹⁾	-	-	-	107	-	107
Damit verbundener Steuereffekt	-	-	-	(61)	-	(61)
Anteil der assoziierten Unternehmen und Joint Ventures am beizulegenden Zeitwert der zur Veräußerung verfügbaren finanziellen Vermögenswerte	-	-	-	77	-	77
Veränderung des beizulegenden Zeitwerts von Schuldinstrumenten und zur Veräußerung verfügbaren finanziellen Vermögenswerten	(74)	-	(74)	123	-	123
Im Eigenkapital erfasste Gewinne und Verluste - Recycling	(57)	(98)	(155)	(220)	(167)	(387)
Bruttoveränderung des beizulegenden Zeitwerts von Eigenkapitalinstrumenten ⁽²⁾	(37)	-	(37)	-	-	-
Damit verbundener Steuereffekt	-	-	-	-	-	-
Anteil von assoziierten Unternehmen und Joint Ventures am beizulegenden Zeitwert von Eigenkapitalinstrumenten	-	-	-	-	-	-
Änderung des beizulegenden Zeitwerts von Eigenkapitalinstrumenten	(37)	-	(37)	-	-	-
Bruttoveränderung der versicherungsmathematischen Gewinne und Verluste aus Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses ⁽³⁾	3.141	11	3.152	1.061	60	1.121
Damit verbundener Steuereffekt	(309)	(1)	(310)	(337)	(12)	(349)
Anteil der assoziierten Unternehmen und Joint Ventures an der Veränderung der versicherungsmathematischen Gewinne und Verluste aus Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses	69	-	69	16	-	16
Veränderung der versicherungsmathematischen Gewinne und Verluste aus Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses	2.901	10	2.911	740	48	788
Im Eigenkapital erfasste Gewinne und Verluste - ohne Recycling	2.864	10	2.874	740	48	788
Summe der im Eigenkapital erfassten Gewinne und Verluste	2.807	(88)	2.719	520	(119)	401
KONZERNGESAMTERGEBNIS	3.984	(74)	3.910	3.693	(3)	3.690

⁽¹⁾ Die Bruttoveränderungen des beizulegenden Zeitwerts, die in Bezug auf Schuld- und Beteiligungstitel sowie Sicherungsinstrumente erfolgswirksam erfasst werden, sind in den Anmerkungen 36.2 und 41.4 dargestellt.
⁽²⁾ Entsprechend den Übergangsmaßnahmen des IFRS 9 wurden die Vergleichszahlen nicht angepasst. Weitere Einzelheiten zu diesen Übergangsmaßnahmen finden Sie in Anmerkung 2.2.
⁽³⁾ Die Brutto-Veränderungen der versicherungsmathematischen Gewinne und Verluste werden unter Anmerkung 31.1.2 dargestellt.

KONZERNBILANZ

AKTIVA

(in Mio. EUR)	Anmerkungen	31.12.2018	31.12.17 Angepasst ⁽¹⁾
Geschäfts- oder Firmenwert	18	10.195	10.036
Sonstige immaterielle Vermögenswerte	19	9.918	8.896
Sachanlagen, die im Rahmen der öffentlichen Stromverteilungskonzessionen in Frankreich betrieben werden	20	56.515	54.739
Sachanlagen, die im Rahmen von Konzessionen für sonstige Tätigkeiten betrieben werden	21	7.339	7.607
Sachanlagen, die zur Erzeugung genutzt werden, und sonstige Sachanlagen, die sich im Besitz des Konzerns befinden	22	78.252	75.622
Anteile an assoziierten Unternehmen und Joint Ventures	23	8.287	7.249
Langfristiges Finanzanlagevermögen	36	37.104	36.787
Sonstige langfristige Forderungen	26	1.796	2.168
Latente Steueransprüche	16.3	978	1.220
Langfristige Vermögenswerte		210.384	204.324
Vorräte	24	14.227	14.138
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen	25	15.910	16.843
Finanzumlaufvermögen	36	31.143	24.953
Kurzfristige Steuerforderungen		869	673
Sonstige kurzfristige Forderungen	26	7.346	7.219
Barmittel und Barmitteläquivalente	37	3.290	3.692
Umlaufvermögen		72.785	67.518
Zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte	43	-	-
SUMME VERMÖGENSWERTE		283.169	271.842
EIGENKAPITAL UND VERBINDLICHKEITEN
(in Mio. EUR)	Anmerkungen	31.12.2018	31.12.17 Angepasst ⁽¹⁾
Kapital	27	1.505	1.464
EDF Nettoerträge und konsolidierte Rücklagen		42.964	39.893
Eigenkapital (EDF-Anteil)		44.469	41.357
Eigenkapital (Minderheitsanteile)	27,5	8.177	7.341
Summe Eigenkapital	27	52.646	48.698
Rückstellungen für die Kernenergieerzeugung - Zyklusende des nuklearen Kreislaufs,
Stilllegung von Anlagen und letzte Kerne	28	49.204	46.410
Sonstige Rückstellungen für die Stilllegung	28	2.033	1.977
Rückstellungen für Mitarbeiterleistungen	31	17.627	20.630
Sonstige Rückstellungen	28	2.908	2.356
Langfristige Rückstellungen	28	71.772	71.373
Spezielle Verbindlichkeiten für öffentliche Stromverteilungskonzessionen in Frankreich	33	46.924	46.323
Langfristige Finanzverbindlichkeiten	38	52.129	51.365
Sonstige langfristige Verbindlichkeiten	35	4.896	4.864
Latente Steuerverbindlichkeiten	16.3	1.987	2.362
Langfristige Verbindlichkeiten		177.708	176.287
Kurzfristige Rückstellungen	28	6.010	5.484
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen	34	13.421	13.994
Kurzfristige Finanzverbindlichkeiten	38	17.167	11.142
Kurzfristige Steuerverbindlichkeiten		205	187
Sonstige kurzfristige Verbindlichkeiten	35	16.012	16.050
Kurzfristige Verbindlichkeiten		52.815	46.857
Verbindlichkeiten in Verbindung mit zur Veräußerung klassifizierten gehaltenen Vermögenswerten	43	-	-
SUMME EIGENKAPITAL UND VERBINDLICHKEITEN		283.169	271.842

⁽¹⁾ Die Vergleichszahlen zum 31. Dezember 2017 wurden gemäß IFRS 15 (Anmerkung 2.1.3.2) angepasst.

KONZERN-KAPITALFLUSSRECHNUNG

(in Mio. EUR)	Anmerkungen	2018	2017
Laufende Geschäftstätigkeit:
Ergebnis vor Steuern der konsolidierten Unternehmen		473	3.401
Wertminderung/(Wertaufholung)		598	518
Kumulierte Abschreibungen, Rückstellungen und Änderungen des beizulegenden Zeitwerts		13.180	9.980
Finanzerträge und -aufwendungen		729	764
Erhaltene Dividenden von assoziierten Unternehmen und Joint Ventures		387	243
Veräußerungsgewinne/-verluste		(1.014)	(2.739)
Veränderung des Umlaufvermögens	44.1	462	1.476
Nettomittelzufluss aus laufenden Geschäftstätigkeiten		14.815	13.643
Gezahlter Nettofinanzaufwand		(1.062)	(1.209)
Gezahlter Ertragsteueraufwand		(389)	(771)
Nettomittelzufluss aus laufenden Geschäftstätigkeiten		13.364	11.663
Investitionstätigkeiten:
Erwerb von Beteiligungen, abzüglich erworbener Barmittel		(484)	(2.463)
Abgänge von Beteiligungen, abzüglich übertragener Barmittel ⁽¹⁾		1.261	2.472
Investitionen in immaterielle Vermögensgegenstände und Sachanlagen	44.2	(16.186)	(14.747)
Nettoerlös aus dem Verkauf von immateriellen Vermögenswerten und Sachanlagen		611	1.140
Veränderung der Finanzanlagen		(2.367)	1.885
Nettomittelabfluss für Investitionstätigkeiten		(17.165)	(11.713)
Finanzierungstätigkeiten:
EDF Kapitalerhöhung		-	4.005
Transaktionen mit Minderheitsanteilen ⁽²⁾		1.548	481
Von der Muttergesellschaft gezahlte Bardividenden	27.3	(511)	(109)
Dividendenzahlungen an Minderheitsanteile		(183)	(183)
Kauf/Verkauf von eigenen Aktien		(3)	(6)
Cashflows mit Gesellschaftern		851	4.188
Aufnahme von Fremdkapital		5.711	2.901
Rückzahlung von Fremdkapital		(2.844)	(6.304)
Ausgabe von unbefristeten Nachranganleihen	3.5	1.243	-
Tilgungen von unbefristeten Nachranganleihen	3.6	(1.329)	-
Auszahlungen an Inhaber von unbefristeten Nachranganleihen	27.4	(584)	(565)
Erhaltene Finanzierungsbeiträge für im Rahmen von Konzessionen betriebene Anlagen		131	144
Investitionszuschüsse		351	348
Sonstiger Mittelzufluss aus Finanzierungstätigkeiten		2.679	(3.476)
Nettomittelzufluss aus Finanzierungstätigkeiten		3.530	712
Nettozunahme/(-abnahme) der Barmittel und Barmitteläquivalente		(271)	662
BARMITTEL UND BARMITTELÄQUIVALENTE - ERÖFFNUNGSSALDO		3.692	2.893
Nettozunahme/(-abnahme) der Barmittel und Barmitteläquivalente		(271)	662
Auswirkungen von Währungsschwankungen		(95)	(13)
Finanzertrag aus Barmitteln und Barmitteläquivalenten		13	21
Auswirkungen aus Umgliederungen		(49)	129
BARMITTEL UND BARMITTELÄQUIVALENTE - ENDSALDO	37	3.290	3.692

⁽¹⁾ Im Jahr 2018 ist in dieser Position ein Betrag von 966 Mio. EUR enthalten, der im Zusammenhang mit dem Verkauf von Dunkerque LNG steht (siehe Anmerkung 3.3). Im Jahr 2017 ist in dieser Position ein Betrag in Höhe von 1.282 Mio. EUR enthalten, der sich auf den Teilverkauf von CTE bezieht (siehe Anmerkung 3.11.3).
⁽²⁾ Einzahlungen durch Kapitalerhöhungen oder Kapitalherabsetzungen sowie Erwerb zusätzlicher Anteile oder Veräußerungen von Anteilen an beherrschten Unternehmen. In diesem Posten sind im Jahr 2018 797 Mio. EUR für den Verkauf von 49% der Windparks von EDF Renewables (siehe Anmerkung 3.8.2) und 743 Mio. EUR für die CGN-Zahlung in Verbindung mit den Kapitalerhöhungen für die NNB Holding Ltd. und die Sizewell C Holding Co enthalten (501 Mio. EUR zum 31. Dezember 2017).

VERÄNDERUNG DES KONZERNEIGENKAPITALS

Die Einzelheiten zur Veränderung des Eigenkapitals zwischen dem 1. Januar und dem 31. Dezember 2018 lauten:

(in Mio. EUR)	Kapital	Eigene Aktien	Umrechnungsdifferenzen ⁽¹⁾	Zeitwert-Anpassung von Finanzinstrumenten (OCI mit Recycling) ⁽²⁾	Sonstige konsolidierte Rücklagen und Nettoertrag ⁽³⁾	Eigenkapital (EDF-Anteil)
EIGENKAPITAL ZUM 31.12.2016	1.055	(29)	1.637	(1.587)	33.362	34.438
Im Eigenkapital erfasste Gewinne und Verluste	-	-	(1.501)	1.281	740	520
Nettoertrag	-	-	-	-	3.173	3.173
Konsolidiertes Gesamtergebnis			(1.501)	1.281	3.913	3.693
Auszahlungen für unbefristete Nachranganleihen	-	-	-	-	(565)	(565)
Ausgeschüttete Dividenden	-	-	-	-	(1.532)	(1.532)
Kauf/Verkauf von eigenen Aktien	-	(11)	-	-	-	(11)
Kapitalerhöhung durch EDF ⁽⁴⁾	409	-	-	-	5.018	5.427
Sonstige Änderungen ⁽⁵⁾	-	-	-	-	(93)	(93)
EIGENKAPITAL ZUM 31.12.2017	1.464	(40)	136	(306)	40.103	41.357
IFRS 9 Anpassungen
(siehe Anmerkung 2.2.2.5)	-	-	-	(1.414)	1.414	-
EIGENKAPITAL-NEUAUSWEIS ZUM 01.01.2018	1.464	(40)	136	(1.720)	41.517	41.357
Im Eigenkapital erfasste Gewinne und Verluste	-	-	79	(136)	2.864	2.807
Nettoertrag	-	-	-	-	1.177	1.177
Konsolidiertes Gesamtergebnis			79	(136)	4.041	3.984
Auszahlungen für unbefristete Nachranganleihen	-	-	-	-	(584)	(584)
Ausgabe/Rückzahlung von unbefristeten Nachranganleihen (siehe Anmerkungen 3.5 und 3.6)	-	-	-	-	(86)	(86)
Ausgeschüttete Dividenden	-	-	-	-	(1.360)	(1.360)
Kauf/Verkauf von eigenen Aktien	-	(16)	-	-	-	(16)
Kapitalerhöhung durch EDF ⁽⁶⁾	41	-	-	-	806	847
Sonstige Änderungen ⁽⁷⁾	-	-	-	-	327	327
EIGENKAPITAL ZUM 31.12.2018	1.505	(56)	215	(1.856)	44.661	44.469

(in Mio. EUR)	Eigenkapital (Minderheitsanteile)	Summe Eigenkapital
EIGENKAPITAL ZUM 31.12.2016	6.924	41.362
Im Eigenkapital erfasste Gewinne und Verluste	(119)	401
Nettoertrag	116	3.289
Konsolidiertes Gesamtergebnis	(3)	3.690
Auszahlungen für unbefristete Nachranganleihen	-	(565)
Ausgeschüttete Dividenden	(183)	(1.715)
Kauf/Verkauf von eigenen Aktien	-	(11)
Kapitalerhöhung durch EDF ⁽⁴⁾	-	5.427
Sonstige Änderungen ⁽⁵⁾	603	510
EIGENKAPITAL ZUM 31.12.2017	7.341	48.698
IFRS 9 Anpassungen
(siehe Anmerkung 2.2.2.5)	-	-
EIGENKAPITAL-NEUAUSWEIS ZUM 01.01.2018	7.341	48.698
Im Eigenkapital erfasste Gewinne und Verluste	(88)	2.719
Nettoertrag	14	1.191
Konsolidiertes Gesamtergebnis	(74)	3.910
Auszahlungen für unbefristete Nachranganleihen	-	(584)
Ausgabe/Rückzahlung von unbefristeten Nachranganleihen (siehe Anmerkungen 3.5 und 3.6)	-	(86)
Ausgeschüttete Dividenden	(183)	(1.543)
Kauf/Verkauf von eigenen Aktien	-	(16)
Kapitalerhöhung durch EDF ⁽⁶⁾	-	847
Sonstige Änderungen ⁽⁷⁾	1.093	1.420
EIGENKAPITAL ZUM 31.12.2018	8.177	52.646

⁽¹⁾ Zum 31. Dezember 2018 beliefen sich die Änderungen der Umrechnungsdifferenzen auf 79 Mio. EUR, die hauptsächlich auf die Aufwertung des Dollars gegenüber dem Euro zurückzuführen sind und teilweise durch die Abwertung des Pfund Sterling gegenüber dem Euro kompensiert wurden.
⁽²⁾ Veränderungen der Rückstellungen, die im OCI (Other Comprehensive Income) mit Recycling erfasst wurden, werden in der Gesamtergebnisrechnung ausgewiesen. Sie entsprechen den Auswirkungen von Marktwertanpassungen von Schuldtiteln und Finanzinstrumenten zur Absicherung von Zahlungsströmen und Nettoauslandsinvestitionen sowie den Beträgen, die in Bezug auf gekündigte Verträge und übertragene Schuldtitel erfolgswirksam erfasst werden.
⁽³⁾ Änderungen des beizulegenden Zeitwerts, die im OCI ohne Recycling erfasst wurden, werden in der Spalte "Sonstige konsolidierte Rücklagen und Nettoertrag" dargestellt.
⁽⁴⁾ Im Jahr 2017 beziehen sich die Veränderungen des Kapitals und der sonstigen konsolidierten Rücklagen (Ausgabeaufschlag) auf die Kapitalerhöhung von EDF in Höhe von 4.005 Mio. EUR nach Abzug der Aufwendungen und Zahlung des Saldos der Scrip-Dividende für 2016 in Höhe von 1.024 Mio. EUR und der Scrip-Zwischendividende für 2017 in Höhe von 398 Mio. EUR.
⁽⁵⁾ In den sonstigen Veränderungen des Eigenkapitals (Minderheitsanteile) sind im Jahr 2017 die durch CGN für die NNB Holding Ltd. und die Sizewell C Holding Co. finanzierten Kapitalerhöhungen in Höhe von 501 Mio. EUR enthalten. Hierin sind auch die Effekte aus dem Erwerb von Framatome in Höhe von 209 Mio. EUR enthalten (siehe Anmerkung 3.11.2), wobei die Minderheitsaktionäre 24,5% des Kapitals halten.
⁽⁶⁾ Die Veränderungen des Kapitals und der sonstigen konsolidierten Rücklagen (Ausgabeaufschlag) betreffen im Jahr 2018 die Zahlung der Scrip-Dividende für 2017 in Höhe von 847 Mio. EUR (siehe Anmerkung 27.3).
⁽⁷⁾ In den Veränderungen der konsolidierten Rücklagen und des Eigenkapitals (Minderheitsanteile) sind 2018 insbesondere die Auswirkungen des Verkaufs von 49% der Windparks von EDF Renewables enthalten (siehe Anmerkung 3.8.2). In den sonstigen Veränderungen des Eigenkapitals (Minderheitsanteile) sind auch die durch CGN für die NNB Holding Ltd. und die Sizewell C Holding Co. finanzierten Kapitalerhöhungen in Höhe von 743 Mio. EUR sowie die Auswirkungen des Verkaufs von Dunkerque LNG in Höhe von (433) Mio. EUR enthalten.

ANMERKUNGEN ZUM KONZERNABSCHLUSS

Electricité de France (EDF oder die "Gesellschaft") ist eine französische Gesellschaft, die dem französischen Recht unterliegt und in Frankreich registriert ist.

Der Konzernabschluss spiegelt die Rechnungslegung der Gesellschaft und ihrer Tochtergesellschaften (die zusammen den "Konzern" bilden) sowie die Anteile des Konzerns an assoziierten Unternehmen, Joint Arrangements, die als Joint Operations klassifiziert werden, und Joint Ventures für das Geschäftsjahr zum 31. Dezember 2018 wider.

Der Konzern ist ein integrierter Energiebetreiber, der in allen Bereichen des Energiegeschäfts tätig ist: Erzeugung, Übertragung, Verteilung, Versorgung, Energiehandel und Dienstleistungen.

Zum 31. Dezember 2017 umfasst dies die Aktivitäten von Framatome: Dienstleistungen und Produktion von Ausrüstung und Brennstoffen für Reaktoren (siehe Anmerkung 3.11.2).

Der Konzernabschluss zum 31. Dezember 2018 wurde unter der Verantwortung des Vorstands erstellt und von den Vorstandsmitgliedern während der Vorstandssitzung vom 14. Februar 2019 genehmigt. Nach der Zustimmung der Hauptversammlung am 16. Mai 2019 wird dieser endgültig bestätigt sein.

ANMERKUNG 1 | RECHNUNGSLEGUNGSSTANDARDS DES KONZERNS

1.1 KONFORMITÄTSERKLÄRUNG UND RECHNUNGSLEGUNGSGRUNDSÄTZE DES KONZERNS

Gemäß der europäischen Verordnung 1606/2002 vom 19. Juli 2002 zur Übernahme internationaler Rechnungslegungsstandards wird der Konzernabschluss des EDF Konzerns zum 31. Dezember 2018 nach den vom IASB veröffentlichten und von der Europäischen Union zur Anwendung zum 31. Dezember 2018 genehmigten internationalen Rechnungslegungsstandards erstellt. Die Darstellung, Erfassung und Bewertung erfolgt entsprechend diesen Vorschriften. Diese internationalen Standards umfassen die IAS (International Accounting Standards), die IFRS (International Financial Reporting Standards) sowie SIC- und IFRIC-Interpretationen.

Der Konzern hat sich nicht für die vorzeitige Anwendung von Standards und Interpretationen entschieden, die 2018 noch nicht verpflichtend waren.

1.2 ÄNDERUNGEN DER BILANZIERUNGSMETHODEN ZUM 31. DEZEMBER 2018

Die vom Konzern im Konzernabschluss zum 31. Dezember 2018 angewandten Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden sind mit Ausnahme der folgenden Änderungen identisch mit denen des Konzernabschlusses zum 31. Dezember 2017:

1.2.1 IFRS 15 "Umsatzerlöse aus Verträgen mit Kunden" und IFRS 9 "Finanzinstrumente"

Diese beiden neuen Standards der Europäischen Union sind für Geschäftsjahre anzuwenden, die am oder nach dem 1. Januar 2018 beginnen. Die nach IAS 8 vorgeschriebenen Angaben zu den Auswirkungen ihrer Anwendung durch den Konzern sind in Anmerkung 2 enthalten.

1.2.2 IFRIC 22 "Transaktionen in fremder Währung und im Voraus gezahlte Gegenleistungen"

IFRIC 22, anzuwenden für Geschäftsjahre, die am oder nach dem 1. Januar 2018 beginnen, wurde von der Europäischen Union am 28. März 2018 übernommen. Diese Interpretation verlangt, dass Zahlungen oder der Erhalt eines nicht monetären Vorschusses in einer Fremdwährung zum Wechselkurs des Transaktionsdatums umgerechnet werden, ohne dass eine nachträgliche Anpassung erforderlich ist. Die prospektive Anwendung von IFRIC 22 hat keine wesentlichen Auswirkungen auf den Konzernabschluss des EDF Konzerns.

1.2.3 Sonstige ab dem 1. Januar 2018 geltende Änderungen und Verbesserungen der Standards

Die folgenden Veröffentlichungen des IASB haben keine Auswirkungen auf den Konzernabschluss des Konzerns:

―	Änderungen an IAS 40 "Als Finanzinvestition gehaltene Immobilien" mit dem Titel "Übertragung von als Finanzinvestition gehaltenen Immobilien", übernommen am 14. März 2018;
―	Änderungen an IFRS 2 "Aktienbasierte Vergütung" mit dem Titel "Klassifizierung und Bewertung aktienbasierter Vergütungstransaktionen", übernommen am 26. Februar 2018;
―	Änderungen an IFRS 4 "Versicherungsverträge" mit dem Titel "Anwendung von IFRS 9 'Finanzinstrumente' mit IFRS 4 'Versicherungsverträge', übernommen am 3. November 2017;
―	Jährliche Verbesserungen des am 7. Februar 2018 verabschiedeten IFRS-Zyklus 2014-2016.

1.2.4 Von der Europäischen Union übernommene Normen und Änderungen, die jedoch erst nach dem 31. Dezember 2018 anwendbar sind

1.2.4.1 IFRS 16 - Leasingverhältnisse

IFRS 16, "Leasingverhältnisse", wurde von der Europäischen Union am 31. Oktober 2017 übernommen und ist verpflichtend für Geschäftsjahre anzuwenden, die am oder nach dem 1. Januar 2019 beginnen.

IFRS 16 verlangt, dass alle Leasingverhältnisse mit Ausnahme von kurzfristigen Leasingverträgen und Leasingverträgen über geringwertige Wirtschaftsgüter in der Bilanz des Leasingnehmers in Form eines Nutzungsrechtsgegenstandes mit einer entsprechenden finanziellen Verbindlichkeit zu erfassen sind. Bestehende Verträge, die als "Ausrüstungs-Leasingverhältnisse" klassifiziert sind, werden derzeit als außerbilanzielle Posten ausgewiesen (siehe Anmerkung 46.1.1.3).

Die Leasingverträge von EDF betreffen im Wesentlichen Immobilienanlagen (Büro- und Wohnimmobilien), Industrieanlagen (Grundstücke, Windparks) und in geringerem Umfang Fahrzeuge und IT-Ausstattung.

Der Konzern identifizierte die potenziellen Auswirkungen der Anwendung von IFRS 16 anhand von Fragebögen, die an alle Tochterunternehmen gesendet wurden, um Informationen über die Merkmale von zum 31. Dezember 2017 bestehenden Ausrüstungs-Leasingverhältnissen zu sammeln. Basierend auf den Ergebnissen wurde entschieden, den "modifizierten" retrospektiven Ansatz anzuwenden.

In Übereinstimmung mit dem Standard wird der inkrementelle Fremdkapitalzinssatz verwendet, um die Leasingverbindlichkeit auf den Barwert zum Übergangszeitpunkt abzuzinsen. Bei diesem Zinssatz handelt es sich um den inkrementellen Verschuldungssatz von EDF, der auf den Nullkupon-Zinssätzen von EDF-Anleihen basiert und um das Währungsrisiko, eine Länderrisikoprämie, die Laufzeit der Verträge und das Kreditrisiko der Tochtergesellschaft bereinigt ist.

Der Konzern hat außerdem beschlossen, die beiden nach IFRS 16 zulässigen Ausnahmen anzuwenden, und erfasst daher Folgendes nicht:

―	Leasingverträge mit einer Laufzeit von höchstens 12 Monaten (und für den Übergang Leasingverträge, die innerhalb von 12 Monaten nach der erstmaligen Anwendung des Standards enden);
―	Leasing von Vermögenswerten mit einem Neuwert von weniger als 5.000 USD.

Basierend auf den zum 30. Juni 2018 durchgeführten Auswertungen hätte die Anwendung von IFRS 16 im Konzernabschluss zum 31. Dezember 2017 nach dem modifizierten retrospektiven Ansatz zu einem Anstieg der Nettoverschuldung (einschließlich Framatome) um 4,3 Mrd. EUR geführt und einen positiven Effekt von rund 0,5 Mrd. EUR auf das Betriebsergebnis vor Abschreibungen (ohne Framatome und einschließlich einer teilweisen Streichung von realisierten Veräußerungsgewinnen in Höhe von 0,2 Mrd. EUR) gehabt, wobei das Konzernergebnis nicht wesentlich anders ausgefallen wäre.

Zum 31. Dezember 2018 wurden die Auswirkungen von IFRS 16 überprüft. Nach dem modifizierten retrospektiven Ansatz führt die Anwendung des Standards zum 31. Dezember 2018 zu einem Anstieg der Nettoverschuldung um rund 4,5 Mrd. EUR. Nach Berechnungen des Konzerns hätte sich die Anwendung von IFRS 16 im Rahmen des modifizierten retrospektiven Ansatzes für 2018 in Höhe von rund 0,5 Mrd. EUR positiv auf das Betriebsergebnis vor Abschreibungen ausgewirkt (einschließlich einer teilweisen Streichung von realisierten Veräußerungsgewinnen in Höhe von 0,2 Mrd. EUR), und das Konzernergebnis wäre nicht wesentlich anders ausgefallen. Die obigen Auswirkungen auf das Betriebsergebnis vor Abschreibungen und auf das Konzernergebnis werden aufgrund der Anwendung des modifizierten retrospektiven Ansatzes gemäß IAS 8.30 zu Informationszwecken ausgewiesen.

Die Differenz zwischen der zum 31. Dezember 2017 und zum 31. Dezember 2018 geschätzten Leasingverbindlichkeit resultiert aus neuen Leasingverträgen, Überarbeitungen und Aktualisierungen bestehender Leasingverträge, die teilweise durch die Rückzahlung der Leasingverbindlichkeit und die Entkonsolidierung eines Unternehmens ausgeglichen werden.

Die Unterschiede zum 31. Dezember 2018 zwischen den gemäß IAS 17 ausgewiesenen Ausrüstungs-Leasing-Verpflichtungen und der Leasingverbindlichkeit nach IFRS 16 werden wie folgt erläutert:

(in Mrd. Euro)	31.12.2018
Ausrüstungs-Leasing-Verpflichtungen als Leasingnehmer zum 31.12.2018 (Anmerkung 46.1.1.3)	4,4
Nicht erfasste Verträge (Ausnahmen nach IFRS 16)	(0,1)
Unterschiede in der Laufzeit von Kündigungs- und Verlängerungsoptionen, deren Ausübung mit hinreichender Sicherheit erwartet wird	1,1
Im Jahr 2018 unterzeichnete Leasingverträge für einen Vermögenswert, der nach dem 1. Januar 2019 verfügbar ist	(0,3)
Sonstige	(0,1)
Geschätzte nicht abgezinste Leasingverbindlichkeit nach IFRS 16 zum 31.12.2018	5,0
Abzinsungseffekt	(0,5)
Geschätzte abgezinste Leasingverbindlichkeit nach IFRS 16 zum 31.12.2018	4,5

1.2.4.2 Änderungen an IFRS 9

Die am 22. März 2018 von der Europäischen Union übernommenen Änderungen an IFRS 9 mit dem Titel "Vorfälligkeitsregelungen mit negativer Ausgleichsleistung" sind ab dem 1. Januar 2019 anzuwenden. Aufgrund der bis dato abgeschlossenen Geschäfte sind keine Auswirkungen für den Konzern zu erwarten.

1.2.4.3 IFRIC 23 "Unsicherheit bezüglich der ertragsteuerlichen Behandlung"

IFRIC 23 "Unsicherheit bezüglich der ertragsteuerlichen Behandlung", der von der Europäischen Union am 23. Oktober 2018 übernommen wurde, ist ab dem 1. Januar 2019 anzuwenden.

Diese Interpretation verdeutlicht die Anwendung der Vorschriften des IAS 12 "Ertragsteuern" in Bezug auf den Ansatz und die Bewertung von Ertragsteuern, wenn steuerliche Unsicherheiten bestehen. Basierend auf den Analysen des Konzerns im Jahr 2018 sollte die Umsetzung von IFRIC 23 keine wesentlichen Auswirkungen auf den Konzern haben.

1.2.4.4 Änderungen an IAS 28 "Anteile an assoziierten Unternehmen und Joint Ventures"

Die Änderungen an IAS 28, die von der Europäischen Union am 8. Februar 2019 übernommen wurden, stellen klar, dass ein Unternehmen IFRS 9 "Finanzinstrumente" zunächst auf sonstige Anteile an einem assoziierten Unternehmen oder Joint Venture anwenden soll, die Teil seiner Nettoinvestition in dieses assoziierte Unternehmen und Joint Venture darstellen, jedoch nicht nach der Equity-Methode bilanziert werden. Dieser Standard wird voraussichtlich keine wesentlichen Auswirkungen auf den Konzern haben.

1.2.5 Vom IASB veröffentlichte, aber noch nicht von der Europäischen Union übernommene Standards und Interpretationen

Die folgenden Veröffentlichungen des IASB wurden von der Europäischen Union noch nicht übernommen, sind jedoch voraussichtlich für Geschäftsjahre anzuwenden, die am 1. Januar 2019, 1. Januar 2020 oder 1. Januar 2021 beginnen. Derzeit werden Analysen durchgeführt, um die möglichen Auswirkungen auf den Konzernabschluss abzuschätzen:

―

Änderungen an IAS 19 mit dem Titel "Planänderungen, -kürzungen oder -abgeltungen". Nach IAS 19 mussten versicherungsmathematische Annahmen bereits aktualisiert und die Nettoschuld (oder der Nettovermögenswert) aus leistungsorientierten Plänen neu bewertet werden. Durch diese Änderungen wird klargestellt, dass ein Unternehmen seine versicherungsmathematischen Annahmen während des Rechnungszeitraums aktualisieren muss, um den aktuellen Dienstzeitaufwand und den Nettozinsaufwand für leistungsorientierte Pläne ab dem Zeitpunkt der Änderung, die den Plan betrifft, zu schätzen;

―

jährliche Verbesserungen des IFRS-Zyklus 2015-2017 mit Änderungen an:

―	IFRS 3 und IFRS 11: wenn ein Partner einer Joint Operation zusätzliche Anteile erwirbt, die für ihn zu einer ausschließlichen Beherrschung führen, muss sein bisheriger Anteil an den Vermögenswerten und Schulden der Joint Operation erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert neu ausgewiesen werden,
―	IAS 12: die steuerlichen Auswirkungen von Dividendenausschüttungen sind in der GuV, unter sonstigen Bestandteilen des Gesamtergebnisses oder im Eigenkapital, entsprechend der Bilanzierung der Geschäftsvorfälle, aus denen sie stammen, zu erfassen,
―	IAS 23: wenn ein Unternehmen eine bestimmte Kreditaufnahme für einen im Bau befindlichen Vermögenswert bestehen hat, werden die Zinsen für diese Kreditaufnahme dem betreffenden Vermögenswert zugeordnet, bis er praktisch gebrauchsfertig ist; ab diesem Zeitpunkt werden die Zinsen unter den Zinsen für alle unspezifischen Darlehen ausgewiesen;

―

Änderungen an IFRS 3 mit dem Titel "Definition eines Geschäftsbetriebs ", die die Unterscheidung zwischen dem Kauf eines Unternehmens und dem Kauf einer Gruppe von Vermögenswerten klarstellen;

―

Änderungen des konzeptionellen Rahmens, veröffentlicht am 29. März 2018;

―

Änderungen an IAS 1 und IAS 8 mit dem Titel "Definition von wesentlich";

―

IFRS 17 "Versicherungsverträge".

1.3 ZUSAMMENFASSUNG DER WESENTLICHEN BILANZIERUNGS- UND BEWERTUNGSMETHODEN

Die folgenden Bilanzierungsmethoden wurden in allen im Konzernabschluss dargestellten Perioden einheitlich angewandt.

1.3.1 Bewertung

Der Konzernabschluss basiert auf der Bewertung zu Anschaffungskosten, mit Ausnahme der im Rahmen von Unternehmenszusammenschlüssen erworbenen Vermögenswerte und Schulden sowie bestimmter Finanzinstrumente, die zum beizulegenden Zeitwert bewertet werden.

1.3.2 Beurteilungen und Schätzungen der Geschäftsführung

Die Erstellung des Jahresabschlusses erfordert die Anwendung von Beurteilungen, bestmöglichen Schätzungen und Annahmen bei der Bestimmung des Werts der Vermögenswerte und Verbindlichkeiten, der Erträge und Aufwendungen der Periode unter Berücksichtigung der am Jahresende bestehenden Eventualforderungen und -verbindlichkeiten. Die Zahlen in den zukünftigen Abschlüssen des Konzerns können aufgrund von Änderungen dieser Annahmen oder der wirtschaftlichen Rahmenbedingungen erheblich von den derzeitigen Schätzungen abweichen.

In einem von Finanzmarktvolatilität geprägten Umfeld basieren die zur Erstellung von Schätzungen verwendeten Parameter auf makroökonomischen Annahmen, die dem sehr langfristigen Zyklus der Vermögenswerte des Konzerns entsprechen.

Die wichtigsten Vorgänge, für die der Konzern Schätzungen und Beurteilungen verwendet, sind die folgenden:

1.3.2.1 Abschreibungsdauer der Kernkraftwerke in Frankreich

Im konkreten Fall der Abschreibungsdauer seiner französischen Kernkraftwerke sieht die Industriestrategie des EDF Konzerns vor, den Betrieb über 40 Jahre hinaus unter optimalen Bedingungen in Bezug auf Sicherheit und Effizienz fortzusetzen.

Der Abschreibungszeitraum für Kraftwerke der 900-MW-Serie wurde im Jahr 2016 von 40 auf 50 Jahre (mit Ausnahme von Fessenheim) verlängert, da alle technischen, wirtschaftlichen und Governance-Bedingungen erfüllt waren. Die Abschreibungsdauer anderer Konzernbaureihen in Frankreich (1300 MW und 1450 MW), die jünger sind, liegt derzeit unverändert bei 40 Jahren, da die Bedingungen für die Verlängerung noch nicht erfüllt sind.

Diese Abschreibungszeiträume berücksichtigen den Zeitpunkt der Wiederankopplung mit dem Netz nach der letzten 10-jährigen Inspektion.

Wie in Anmerkung 4.1 erläutert, würden im Rahmen des vorgeschlagenen neuen mehrjährigen Energieprogramms (PPE) zwei Kernreaktoren unter bestimmten Bedingungen in den Jahren 2027 und 2028 vor ihrer fünften zehnjährigen Inspektion stillgelegt. Wenn dies laut dem endgültigen verabschiedeten PPE bestätigt wird, könnte dies zu einer voraussichtlichen Änderung des Abschreibungszeitraums für die beiden betroffenen Einheiten führen. Da diese Situation die Abschaltung von zwei Reaktoren in der Flotte des Konzerns um einige Jahre vorziehen würde, wird erwartet, dass die möglichen Auswirkungen auf den jährlichen Abschreibungsaufwand, der von den für die Abschaltung ausgewählten Reaktoren abhängt, begrenzt sind.

Der vorgeschlagene PPE sieht auch vor, dass die Schließung der beiden Reaktoren in Fessenheim "im Frühjahr 2020 unter Anwendung der Obergrenze für die installierte Kernkraft erfolgen soll, damit der EPR von Flamanville in Betrieb genommen werden kann". Der Abschreibungszeitraum für Fessenheim, der derzeit im November 2019 endet, wird gemäß den Bestimmungen des endgültigen PPE prospektiv angepasst.

1.3.2.2 Nuklearrückstellungen

Die Bewertung der Rückstellungen für das Ende des Nuklearkreislaufs, die Stilllegung und die letzten Kerne, ist abhängig von Annahmen über technische Prozesse, Kosten, Inflationsraten, langfristige Diskontierungssätze sowie die Abschreibungsdauer der in Betrieb befindlichen Anlagen und Auszahlungspläne.

Wie in Anmerkung 4.1 erläutert, würden im Rahmen des vorgeschlagenen neuen mehrjährigen Energieprogramms (PPE), zwei Kernreaktoren unter bestimmten Bedingungen in den Jahren 2027 und 2028 vor ihrer fünften zehnjährigen Inspektion stillgelegt. Wenn dies im endgültigen verabschiedeten PPE bestätigt wird, könnte dies zu einer Änderung der Höhe der entsprechenden Nuklearrückstellungen führen. Da diese Situation die Abschaltung von zwei Reaktoren in der Flotte des Konzerns um einige Jahre vorziehen würde, könnte die potenzielle Auswirkung auf die Nuklearrückstellungen, bei einer Anpassung der entsprechenden Bilanzaktiva, einen Anstieg um einige zehn Millionen Euro bedeuten.

Diese Parameter werden daher zu jedem Bilanzstichtag neu geschätzt, um sicherzustellen, dass die abgegrenzten Beträge der bestmöglichen Schätzung der letztlich vom Konzern zu tragenden Kosten entsprechen.

Der Konzern ist der Ansicht, dass die zum 31. Dezember 2018 getroffenen Annahmen angemessen und begründet sind. Jede zukünftige Änderung der Annahmen könnte jedoch einen wesentlichen Einfluss auf die Bilanz und die Gewinn- und Verlustrechnung des Konzerns haben.

Die wichtigsten Annahmen und Sensitivitätsanalysen zu den Nuklearrückstellungen sind in Anmerkung 29.1.5 dargestellt.

Die Berechnung der Rückstellungen berücksichtigt ein dem jeweiligen Geschäftsbetrieb angemessenes Maß an Risiken und Unsicherheiten. Die Bewertung der Kosten ist mit Unsicherheitsfaktoren belegt wie:

―	Änderungen der Vorschriften, insbesondere in den Bereichen Sicherheit, Gefahrenabwehr und Umweltschutz sowie Finanzierung der Nuklearausgaben;
―	Änderungen des regulatorischen Stilllegungsprozesses und der für die Erteilung der behördlichen Genehmigung erforderlichen Zeit;
―	künftige Verfahren zur Lagerung langlebiger radioaktiver Abfälle und Bereitstellung von Lagereinrichtungen durch die französische Agentur für die Entsorgung radioaktiver Abfälle ANDRA (Agence Nationale pour la Gestion des Déchets Radioactifs);
―	Änderungen bestimmter finanzieller Parameter wie Diskontierungssätze, insbesondere in Bezug auf den regulatorischen Grenzwert, Inflationsraten oder Änderungen der Vertragsbedingungen für die Behandlung abgebrannter Brennelemente.

1.3.2.3 Pensionen und sonstige langfristige Verpflichtungen und Verpflichtungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses

Der Wert der Pensionen und sonstigen langfristigen Verpflichtungen und Verpflichtungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses basiert auf versicherungsmathematischen Bewertungen, die auf allen verwendeten versicherungsmathematischen Annahmen beruhen, insbesondere auf Diskontierungssätzen, Inflationsraten und Lohnsteigerungsraten.

Die wichtigsten versicherungsmathematischen Annahmen, die bei der Berechnung dieser Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und der langfristigen Leistungen am 31. Dezember 2018 verwendet wurden, sind in Anmerkung 31 dargestellt. Diese Annahmen werden jährlich aktualisiert. Der Konzern hält die zum 31. Dezember 2018 verwendeten versicherungsmathematischen Annahmen für angemessen und fundiert, aber zukünftige Änderungen dieser Annahmen könnten einen wesentlichen Einfluss auf die Höhe der Verpflichtungen sowie auf das Eigenkapital und den Nettoertrag des Konzerns haben. Die Sensitivitätsanalysen werden daher in Anmerkung 31 dargestellt.

1.3.2.4 Wertminderung von Geschäfts- oder Firmenwerten und langfristigen Vermögenswerten

Die Werthaltigkeitstests für Geschäfts- oder Firmenwerte und langfristige Vermögenswerte sind abhängig von den verwendeten makroökonomischen und segmentbezogenen Annahmen - insbesondere hinsichtlich der Energiepreisentwicklung - und den mittelfristigen Finanzprognosen. Der Konzern ändert daher die zugrunde liegenden Schätzungen und Annahmen auf der Grundlage regelmäßig aktualisierter Informationen.

Diese für die Konzerngesellschaften spezifischen Annahmen sind in Anmerkung 13 dargestellt.

1.3.2.5 Finanzinstrumente

Bei der Bewertung des beizulegenden Zeitwerts von nicht börsennotierten Finanzinstrumenten (im Wesentlichen Energiekontrakte) verwendet der Konzern Bewertungsmodelle, die auf einer bestimmten Anzahl von Annahmen basieren, die unvorhersehbaren Entwicklungen unterliegen.

1.3.2.6 Gelieferte, aber noch nicht gemessene und abgerechnete Energie

Wie in Anmerkung 1.3.7 erläutert, werden die gelieferten, aber noch nicht gemessenen und abgerechneten Energiemengen zum Bilanzstichtag auf Basis von Verbrauchsstatistik-Modellen und Verkaufspreischätzungen berechnet. Die Ermittlung des noch nicht abgerechneten Teils der Umsatzerlöse zum Jahresende hängt von den Annahmen ab, die bei der Erstellung dieser Statistiken und Schätzungen zugrunde gelegt wurden.

1.3.2.7 Verpflichtungen bezüglich der zu ersetzenden Vermögenswerte aus französischen öffentlichen Vertriebskonzessionen

Aufgrund der Besonderheit der öffentlichen Stromverteilungskonzessionen in Frankreich hat sich der Konzern dafür entschieden, seine Verpflichtung zum Ersatz dieser Konzessionswerte in der Bilanz in Höhe eines Werts darzustellen, der sich an der Höhe der vertraglichen Verpflichtungen laut Berechnung und Angabe in den Geschäftsabschlüssen orientiert, die den Konzessionären vorliegen (siehe Anmerkung 1.3.13.2.1). Ein alternativer Ansatz wäre die Bewertung der Verpflichtungen auf der Grundlage des Barwerts der zukünftigen Zahlungen, die zum Ersatz dieser Vermögenswerte am Ende ihrer industriellen Nutzungsdauer erforderlich sind. Die Auswirkungen, die dieser alternative Ansatz auf die Rechnungslegung gehabt hätte, sind in Anmerkung 1.3.23 zur Information dargestellt. Unabhängig von der Bewertungsmethode hängt die Bewertung der Konzessionsverbindlichkeit für zu ersetzende Vermögenswerte insbesondere von unvorhersehbaren Entwicklungen in Bezug auf Kosten, Nutzungsdauer und Auszahlungszeitpunkt ab.

1.3.2.8 Latente Steueransprüche

Die Verwendung von Schätzungen und Annahmen über den Horizont der Realisierung hinaus ist für den Ansatz latenter Steueransprüche von besonderer Bedeutung.

1.3.2.9 Sonstige Einschätzungen

―	Bei der Anwendung von IFRS 10 und IFRS 11 beurteilt der Konzern nach Ermessen die Beherrschung oder die Art der Partnerschaftsvereinbarung, die durch ein gemeinsam kontrolliertes Unternehmen repräsentiert wird.

Insbesondere hat EDF "reservierte" Investmentfonds für einen Teil der Mittel eingerichtet, die für die sichere Finanzierung der Stilllegungskosten von Kernkraftwerken und der langfristigen Lagerkosten für radioaktive Abfälle vorgesehen sind (siehe Anmerkung 45.3). In Anbetracht der Merkmale der Fonds, der von ihren Managern ausgeübten Vorrechte und der Verfahren zur Festlegung der für sie geltenden Managementstrategien ist der Konzern der Ansicht, dass er keine Kontrolle über diese Fonds im Sinne von IFRS 10 hält. Sie werden daher gemäß IFRS 9 als Schuld- oder Eigenkapitalinstrumente behandelt.

Darüber hinaus hält der Konzern über seine Tochtergesellschaft Edison seit 2014 mit F2i eine 30 ge Beteiligung an Edens. Die im Zusammenhang mit dieser Transaktion für Edens eingeführten Vereinbarungen zur Unternehmensführung und vertraglichen Vereinbarungen verleihen Edison jedoch die alleinige Kontrolle über die Gesellschaft. In Anwendung von IFRS 10 wird Edens daher im Konzernabschluss des Konzerns vollkonsolidiert (über Edison).

―	Wenn kein Standard oder keine Interpretation für eine bestimmte Transaktion anwendbar ist, trifft der Konzern ein fachkundiges Urteil für die Definition und Anwendung von Bilanzierungsmethoden, die relevante und zuverlässige Informationen für die Erstellung seines Jahresabschlusses liefern.

1.3.3 Konsolidierungsmethoden

Eine Liste der wichtigsten Tochtergesellschaften, assoziierten Unternehmen und Joint Ventures ist in Anmerkung 51 aufgeführt.

1.3.3.1 Beherrschte Unternehmen

Tochtergesellschaften sind Unternehmen, bei denen der Konzern die alleinige Beherrschung ausübt und die vollkonsolidiert werden. Der Konzern beherrscht ein Unternehmen, wenn die drei folgenden Bedingungen erfüllt sind:

―	er übt Macht über das Unternehmen aus;
―	er ist durch seine Beteiligung an dem Unternehmen variablen Erträgen ausgesetzt oder hält Rechte daran;
―	er hat die Fähigkeit, seine Macht zu nutzen, um die Höhe der Rendite des Anlegers zu beeinflussen.

Der Konzern berücksichtigt bei der Beurteilung der Beherrschung alle Tatsachen und Umstände. Berücksichtigt werden auch alle wesentlichen potenziellen Stimmrechte, die auch von einer anderen Partei ausgeübt werden können.

1.3.3.2 Beteiligungen an assoziierten Unternehmen und Joint Ventures

Ein assoziiertes Unternehmen ist ein Unternehmen, bei dem der Konzern einen maßgeblichen Einfluss auf die Finanz- und Geschäftspolitik ausübt, ohne die alleinige oder gemeinsame Kontrolle auszuüben. Ein maßgeblicher Einfluss wird angenommen, wenn die Konzernbeteiligung mindestens 20% beträgt.

Ein Joint Venture ist eine Partnerschaft, bei der die Parteien (Joint Venturers), die die gemeinsame Kontrolle über das Unternehmen ausüben, Rechte an dem Nettovermögen des Unternehmens haben. Die gemeinsame Kontrolle ist die vertraglich vereinbarte Aufteilung der Kontrolle über ein Unternehmen, das gemeinsam von einer begrenzten Anzahl von Partnern oder Gesellschaftern betrieben wird, so dass die Finanz- und Geschäftspolitik aus der einstimmigen Zustimmung der Parteien resultiert.

Beteiligungen an assoziierten Unternehmen und Joint Ventures werden nach der Equity-Methode bilanziert. Sie werden zu historischen Anschaffungskosten bilanziert, bereinigt um den nach der Akquisition erwirtschafteten Anteil am Nettovermögen abzüglich etwaiger Wertminderungen. Der Anteil am Periodenergebnis wird in der Gewinn- und Verlustrechnung unter "Anteil am Nettoertrag von assoziierten Unternehmen und Joint Ventures" ausgewiesen.

1.3.3.3 Beteiligungen an Joint Operations

Eine gemeinsame Tätigkeit ist eine gemeinsame Vereinbarung, bei der die Parteien (gemeinsame Betreiber), die die gemeinsame Kontrolle über das Unternehmen ausüben, direkte Rechte an seinen Vermögenswerten und Pflichten für seine Verbindlichkeiten haben. Der Konzern weist als Betreiber einer gemeinsamen Tätigkeit die Vermögenswerte und Verbindlichkeiten sowie die Erträge und Aufwendungen im Zusammenhang mit seiner Beteiligung Zeile für Zeile aus.

1.3.4 Regeln für die Darstellung des Jahresabschlusses

Vermögenswerte und Verbindlichkeiten, die zum Umlaufvermögen beitragen und im normalen Geschäftszyklus des Unternehmens verwendet werden, werden in der Konzernbilanz als kurzfristig klassifiziert. Sonstige Vermögenswerte und Verbindlichkeiten werden als kurzfristig klassifiziert, wenn sie innerhalb eines Jahres nach dem Bilanzstichtag fällig werden, und langfristig, wenn sie länger als ein Jahr nach dem Bilanzstichtag fällig werden.

Die Gewinn- und Verlustrechnung stellt die Posten nach ihrer Art dar. Die unterhalb des Betriebsergebnisses vor Abschreibungen dargestellte Position "Sonstige Erträge und Aufwendungen" umfasst Posten mit ungewöhnlichem Charakter oder Betrag.

1.3.5 Übersetzungsmethoden

1.3.5.1 Berichtswährung

Die funktionale Währung der Muttergesellschaft ist der Euro. Der Konzernabschluss wird in Mio. EUR aufgestellt.

1.3.5.2 Funktionale Währung

Die funktionale Währung eines Unternehmens ist die Währung des wirtschaftlichen Umfelds, in dem es hauptsächlich tätig ist. In den meisten Fällen ist die lokale Währung die funktionale Währung. Bei einigen Unternehmen kann jedoch eine andere funktionale Währung als die lokale Währung verwendet werden, wenn sie die bei den Hauptgeschäften verwendete Währung widerspiegelt.

1.3.5.3 Umrechnung der Abschlüsse ausländischer Unternehmen, deren funktionale Währung nicht der Euro ist

Die Abschlüsse ausländischer Unternehmen, deren funktionale Währung nicht der Euro ist, werden wie folgt umgerechnet:

―	die Bilanzen werden zum Stichtagskurs in Euro umgerechnet;
―	die Gewinn- und Verlustrechnungen und Cashflows werden mit dem Durchschnittskurs der Periode umgerechnet;
―	die daraus resultierenden Differenzen werden im Eigenkapital unter der Position "Umrechnungsdifferenzen" erfasst.

Umrechnungsdifferenzen, die sich auf einen monetären Posten beziehen, der integraler Bestandteil der Nettoinvestition des Konzerns in eine ausländische Gesellschaft ist, werden bis zur Veräußerung oder Liquidation der Nettoinvestition im Konzerneigenkapital erfasst. Bei Eintreten eines der Ereignisse, werden sie in der Gewinn- und Verlustrechnung als Ertrag oder Aufwand erfasst, ebenso wie andere Umrechnungsdifferenzen, die das Unternehmen betreffen.

1.3.5.4 Umrechnung von Transaktionen in Fremdwährung

In Anwendung von IAS 21 werden Transaktionen in Fremdwährungen zunächst in der funktionalen Währung des betreffenden Unternehmens mit dem am Tag des Geschäftsvorfalls gültigen Kurs umgerechnet und erfasst.

Zu jedem Bilanzstichtag werden monetäre Vermögenswerte und Verbindlichkeiten in Fremdwährung mit dem Stichtagskurs umgerechnet. Die daraus resultierenden Fremdwährungsdifferenzen werden in der Gewinn- und Verlustrechnung erfasst.

In Anwendung von IFRIC 22 muss jede Zahlung oder jeder Erhalt eines nicht monetären Vorschusses in einer Fremdwährung zum Wechselkurs des Transaktionstermins ohne nachträgliche Anpassung umgerechnet werden.

1.3.6 Nahestehende Personen und Unternehmen

Zu den nahestehenden Unternehmen gehören der französische Staat, Unternehmen, an denen der Staat die Mehrheit hält, und einige ihrer Tochtergesellschaften sowie Unternehmen, bei denen der EDF Konzern die gemeinsame Kontrolle oder den maßgeblichen Einfluss ausübt. Dazu gehören auch die Mitglieder der Führungs- und Leitungsorgane des Konzerns.

1.3.7 Umsatzerlöse

Der Umsatz umfasst im Wesentlichen Erträge aus dem Energievertrieb (an Endkunden und im Rahmen von Handelsaktivitäten), Lieferservices im Zusammenhang mit der Nutzung des Übertragungs- und Verteilungsnetzes sowie Verbindungsdienstleistungen. Sie umfassen auch Erträge aus sonstigen Dienstleistungen und Warenlieferungen, im Wesentlichen Ingenieur-, Betriebs- und Wartungsleistungen, Dienstleistungen im Zusammenhang mit dem Energievertrieb sowie Planungs-, Liefer- und Inbetriebnahmeleistungen für Kraftwerke oder deren Hauptkomponenten.

Erträge aus Energieverkäufen werden erfasst, wenn Lieferungen an Kunden erfolgen.

Die zugeführten, aber noch nicht gemessenen und abgerechneten Energiemengen werden anhand von Verbrauchsstatistiken und Verkaufspreisschätzungen berechnet und auf dieser Grundlage im Umsatz erfasst.

Gemäß den Bestimmungen von IFRS 15 zur Unterscheidung zwischen Prinzipal und Agent werden Energieversorgungsleistungen in folgenden Fällen im Umsatz erfasst:

―	entweder wenn sich diese Leistungen nicht von der Energieversorgungsleistung unterscheiden;
―	oder wenn sie sich von der Energieversorgungsleistung unterscheiden und das betreffende Unternehmen als Prinzipal auftritt, insbesondere weil es das Risiko der Erbringung der Dienstleistung trägt oder in der Lage ist, den Tarif für die Lieferung an den Endkunden festzulegen.

Energiehandelsgeschäfte und Optimierungsgeschäfte, die von bestimmten Konzernunternehmen im Rahmen ihrer Risikomanagementrichtlinie durchgeführt werden, werden abzüglich der Käufe erfasst.

Die Umsatzerlöse aus sonstigen Dienstleistungen oder Warenlieferungen werden aufgrund einer vertraglichen Analyse in den folgenden drei Fällen zeitlich erfasst:

―	wenn der Kunde alle Vorteile, die sich aus der Erbringung der Dienstleistung durch den Konzern ergeben, gleichzeitig erhält und verbraucht (dies gilt insbesondere für Betriebs- und Wartungsdienstleistungen);
―	wenn die zu liefernde Ware oder Dienstleistung nicht an einen anderen Kunden weitervermittelt werden kann und der Konzern Anspruch auf Bezahlung der bisher geleisteten Arbeit hat (dies gilt insbesondere für bestimmte Konstruktions-, Liefer- und Inbetriebnahmetätigkeiten für Kraftwerke oder speziell entwickelte Hauptkomponenten für einen Kunden);
―	wenn der Dienst ein Gut oder eine Dienstleistung erstellt oder verbessert, für das bzw. die der Kunde die Kontrolle erlangt, während die Leistung des Dienstes fortschreitet.

1.3.7.1 Kapazitätsmechanismus

In Frankreich und Großbritannien wurden Kapazitätsmechanismen eingerichtet, um eine sichere Stromversorgung in Spitzenzeiten zu gewährleisten.

―	Französisches System: Das französische Gesetz 2010-1488 vom 7. Dezember 2010 über die neue Organisation des Strommarkts hat in Frankreich die Verpflichtung eingeführt, ab Januar 2017 zur Versorgungssicherheit beizutragen.

Betreiber von Stromerzeugungsanlagen und Betreiber mit Lastabwurf müssen ihre Kapazitäten von RTE zertifizieren lassen und sich zu einer prognostizierten Verfügbarkeit für ein bestimmtes Lieferjahr verpflichten. Im Gegenzug erhalten sie Kapazitätszertifikate. Unterdessen müssen Stromversorger und Stromabnehmer zum Ausgleich von Netzverlusten (verpflichtete Akteure) über Kapazitätszertifikate verfügen, die dem Verbrauch ihrer Kunden in Spitzenzeiten entsprechen. Die Lieferanten geben die Kosten des Kapazitätsmechanismus über ihre Verkaufspreise an die Endkunden weiter.

Das System wird durch Register für den Handel mit Kapazitäten zwischen den Akteuren ergänzt. Kapazitätsauktionen werden mehrmals im Jahr durchgeführt.

Der Konzern ist von beiden Aspekten dieses Systems betroffen, sowohl als Betreiber von Elektrizitätsanlagen (EDF SA, Dalkia, EDF Renewables (ehemals EDF Energies Nouvelles)) als auch als Stromversorger (EDF SA, Electricite de Strasbourg) und als Abnehmer von Strom zum Ausgleich von Netzverlusten (Enedis und Electricite de Strasbourg).

Die Vorgänge werden wie folgt erfasst:

―

Verkäufe von Zertifikaten werden mit der Versteigerung oder dem außerbörslichen Verkauf erfolgswirksam erfasst;

―

die Kosten des Kapazitätsmechanismus, die über regulierte Verkaufstarife und Marktpreisangebote an die Endkunden weitergegeben werden, werden bei Lieferung des Stroms in den Umsatzerlösen erfasst; der ARENH-Preis enthält jedoch seit dem 1. Januar 2017, als der Kapazitätsmechanismus in Kraft trat, einen Kapazitätswert, da die Übertragungsbedingungen für die mit dem ARENH-System verbundenen Kapazitätsgarantien von der CRE festgelegt wurden;

―

die Bestände an Zertifikaten werden entweder zu ihrem Zertifizierungswert (d.h. den Kosten der Zertifizierung durch RTE) oder zu ihrem Anschaffungswert auf den Märkten ausgewiesen;

―

Verminderungen des Zertifikatebestandes werden mit den gewichteten durchschnittlichen Stückkosten bewertet. Der Zeitpunkt der Erfassung hängt vom Akteur ab:

―	Betreiber von Anlagen: wenn die Auktion stattfindet,
―	verpflichtete Akteure: linear über den 5-monatigen Spitzenzeitraum verteilt;

―

für verpflichtete Akteure wird bei einem Fehlbestand an Kapazitätszertifikaten eine Rückstellung in Höhe der bestmöglichen Schätzung der zur Erfüllung der Verpflichtung erforderlichen Aufwendungen gebildet;

―

wenn der realisierbare Wert des Bestands an Kapazitätszertifikaten zum Bilanzstichtag niedriger ist als der Nettobuchwert, wird eine Wertminderung vorgenommen.

―

Britisches System: Der britische Kapazitätsmechanismus basiert auf einem Auktionssystem für Betreiber, das vom Netzbetreiber 4 Jahre vor der Lieferung organisiert wird. Kapazitätsbetreiber, die Zertifikate erworben haben, werden im Jahr der Lieferung aus einem Fonds vergütet, der aus Beiträgen von Stromversorgern besteht.

Der Beitrag der Stromversorger zu diesem Mechanismus ist proportional zu ihren Verkäufen an Kunden in der Spitzenzeit, und die Kapazitätskosten werden über ihren Verkaufspreis an die Endkunden weitergegeben.

EDF Energy ist sowohl als Betreiber von Elektrizitätswerken als auch als Lieferant von beiden Aspekten dieses Systems betroffen.

Aus buchhalterischen Gründen wird die in seiner Eigenschaft als Betreiber erhaltene Vergütung im Jahr der Lieferung in den Umsatzerlösen und der in seiner Eigenschaft als Stromversorger an den Mechanismus gezahlte Beitrag während der Spitzenzeit in den Aufwendungen erfasst. Die Kosten des an die Endkunden weitergegebenen Kapazitätsmechanismus werden bei Lieferung des Stroms in den Umsatzerlösen erfasst.

Am 15. November 2018 wurde der britische Kapazitätsmarkt ausgesetzt, nachdem der Europäische Gerichtshof festgestellt hatte, dass er nicht den EU-Vorschriften für staatliche Beihilfen entspricht. Die britische Regierung strebt an, rechtzeitig einen neuen Mechanismus für weitere Auktionen im Sommer 2019 für den Lieferzeitraum 2019/2020 einzurichten. Für den Aussetzungszeitraum 2018 wurden keine Einnahmen aus dem Kapazitätsmarkt verbucht.

1.3.8 Ertragsteuern

Die Ertragsteuern umfassen den laufenden Steueraufwand (-ertrag) und den latenten Steueraufwand (-ertrag), die nach den in den Ländern, in denen das Ergebnis steuerpflichtig ist, geltenden Steuergesetzen berechnet werden.

Gemäß IAS 12 werden laufende und latente Steuern grundsätzlich in der Gewinn- und Verlustrechnung oder im Eigenkapital symmetrisch zum Grundgeschäft erfasst.

Nach IAS 32 sind Ertragsteuern auf Ausschüttungen an Inhaber von Eigenkapitalinstrumenten (insbesondere Dividenden und die Vergütung an Inhaber von unbefristeten Nachranganleihen) gemäß IAS 12 zu bilanzieren. Der Konzern ist der Ansicht, dass diese Ausschüttungen aus dem Bilanzgewinn der Vorjahre gezahlt werden und somit die damit verbundenen Steuereffekte im Periodenergebnis enthalten sind.

Der laufende Steueraufwand (-ertrag) ist der geschätzte Betrag der auf das zu versteuernde Einkommen der Periode entfallenden Steuern, berechnet mit den am Jahresende geltenden Steuersätzen.

Latente Steuern resultieren aus temporären Differenzen zwischen dem Buchwert von Vermögenswerten und Verbindlichkeiten und deren Steuerbemessungsgrundlage. Es werden keine latenten Steuern auf temporäre Differenzen gebildet, die entstehen durch:

―	Geschäfts- oder Firmenwert, der nicht steuerlich abzugsfähig ist;
―	den erstmaligen Ansatz eines Vermögenswerts oder einer Schuld bei einem Geschäftsvorfall, der keinen Unternehmenszusammenschluss darstellt und sich zum Zeitpunkt des Geschäftsvorfalls nicht auf das handelsrechtliche Periodenergebnis oder das zu versteuernde Ergebnis (steuerlicher Verlust) auswirkt;
―	Beteiligungen an Tochtergesellschaften und assoziierten Unternehmen, Beteiligungen an Zweigniederlassungen und Beteiligungen an Joint Arrangements, wenn der Konzern den Zeitpunkt der Umkehrung der temporären Differenzen steuert und es wahrscheinlich ist, dass sich die temporären Differenzen in absehbarer Zeit nicht umkehren werden.

Latente Steueransprüche und -verbindlichkeiten werden mit dem erwarteten Steuersatz für die Periode bewertet, in der der Vermögenswert realisiert oder die Verbindlichkeit getilgt wird, basierend auf den am Jahresende geltenden Steuersätzen. Wenn sich der Steuersatz ändert, werden die latenten Steuern an den neuen Steuersatz angepasst und die Anpassung in der Gewinn- und Verlustrechnung erfasst, es sei denn, es handelt sich um ein Grundgeschäft, bei dem Wertänderungen im Eigenkapital erfasst werden, z.B. bei der Bilanzierung von versicherungsmathematischen Gewinnen und Verlusten oder Zeitwerten von Sicherungsinstrumenten und zur Veräußerung verfügbaren finanziellen Vermögenswerten.

Latente Steuern werden zu jedem Bilanzstichtag überprüft, um Änderungen der Steuergesetzgebung und die Aussichten auf die Realisierung von abzugsfähigen temporären Differenzen zu berücksichtigen. Latente Steueransprüche werden nur dann angesetzt, wenn es wahrscheinlich ist, dass der Konzern in absehbarer Zeit oder über diesen Zeitraum hinaus über ein ausreichendes zu versteuerndes Ergebnis verfügen wird, um den Vorteil des Vermögenswerts zu nutzen, wenn latente Steuerverbindlichkeiten mit gleicher Fälligkeit bestehen.

Latente Steueransprüche und -verbindlichkeiten werden auf Nettobasis ausgewiesen, die auf der Ebene einer steuerlichen Einheit oder eines steuerlichen Konzerns ermittelt wird.

1.3.9 Ergebnis je Aktie und verwässertes Ergebnis je Aktie

Das Ergebnis je Aktie wird berechnet, indem der Anteil des Konzerns am Nettoertrag durch die gewichtete durchschnittliche Anzahl der während der Periode im Umlauf befindlichen Aktien dividiert wird. Diese gewichtete durchschnittliche Anzahl der ausstehenden Aktien entspricht der Anzahl der Stammaktien zu Beginn des Jahres, angepasst um die Anzahl der während des Jahres eingezogenen oder ausgegebenen Aktien.

Diese Zahl und das Ergebnis je Aktie werden bei Bedarf angepasst, um die Auswirkungen der Umrechnung oder Ausübung von verwässernden potenziellen Aktien (Aktienoptionen, Optionsscheine, Wandelanleihen usw.) zu berücksichtigen.

Das Ergebnis je Aktie und das verwässerte Ergebnis je Aktie basieren gemäß IAS 33 auf dem Nettoertrag nach Abzug der Zahlungen an die Inhaber von unbefristeten Nachranganleihen.

1.3.10 Unternehmenszusammenschlüsse

In Anwendung von IFRS 3 werden Unternehmenszusammenschlüsse, die seit dem 1. Januar 2010 stattfinden, nach den folgenden Grundsätzen bewertet und erfasst.

Zum Erwerbszeitpunkt werden die erworbenen identifizierbaren Vermögenswerte und übernommenen Schulden, bewertet zum beizulegenden Zeitwert, sowie alle Minderheitsanteile an dem erworbenen Unternehmen (Minderheitsanteile) getrennt vom Geschäfts- oder Firmenwert erfasst.

Minderheitsanteile können entweder zum beizulegenden Zeitwert (Full-Goodwill-Methode) oder zum Anteil am beizulegenden Zeitwert des Nettovermögens des erworbenen Unternehmens bewertet werden (Partial-Goodwill-Methode). Die Entscheidung wird für jede Transaktion individuell getroffen.

Jeder Erwerb oder jede Veräußerung einer Beteiligung an einer Tochtergesellschaft, die keine Auswirkungen auf die Kontrolle hat, wird als Transaktion zwischen Gesellschaftern betrachtet und ist direkt im Eigenkapital zu erfassen.

Werden zusätzliche Anteile an einem Joint Venture, einer gemeinsamen Tätigkeit oder einem assoziierten Unternehmen erworben, ohne dass es zur Erlangung der Kontrolle kommt, bleibt der Wert der zuvor erworbenen Vermögenswerte und Schulden im Konzernabschluss unverändert.

Wenn die Kontrolle sukzessive erworben wird, beinhalten die Anschaffungskosten des Unternehmenszusammenschlusses den zum Zeitpunkt des Erwerbs der Kontrolle beizulegenden Zeitwert der zuvor gehaltenen Anteile des Käufers an dem erworbenen Unternehmen.

Damit zusammenhängende Kosten, die einem Unternehmenserwerb, der zur Beherrschung führt, direkt zurechenbar sind, werden in der Periode, in der sie angefallen sind, als Aufwand erfasst, mit Ausnahme von Emissionskosten für Schuldverschreibungen oder Eigenkapitalinstrumente, die gemäß IAS 32 und IAS 9 zu erfassen sind.

IFRS 3 gilt nicht für Unternehmenszusammenschlüsse unter gemeinsamer Kontrolle, die von Fall zu Fall geprüft werden, um die angemessene Bilanzierung zu bestimmen.

Die vom Konzern eingegangenen Verpflichtungen zum Erwerb von Minderheitsanteilen an konzerneigenen Unternehmen werden unter den Verbindlichkeiten ausgewiesen. Für solche Verpflichtungen, die seit dem 1. Januar 2010, dem Zeitpunkt der erstmaligen Anwendung von IAS 27 (geändert) und IFRS 3 (überarbeitet) durch den Konzern, eingegangen wurden, wird die Differenz zwischen dem Wert der Minderheitsanteile und der der Verpflichtung entsprechenden Verbindlichkeit im Eigenkapital erfasst.

1.3.11 Geschäfts- oder Firmenwert und sonstige immaterielle Vermögenswerte

1.3.11.1 Geschäfts- oder Firmenwert

1.3.11.1.1 Ermittlung des Geschäfts- oder Firmenwerts

In Anwendung von IFRS 3, "Unternehmenszusammenschlüsse", ist der Geschäfts- oder Firmenwert die Differenz zwischen:

―

der Summe der folgenden Punkte:

―	der beizulegende Zeitwert des Preises, der für den Erwerb der Kontrolle zum Erwerbsdatum gezahlt wurde,
―	der Wert der Minderheitsanteile an dem erworbenen Unternehmen und
―	für sukzessive getätigte Akquisitionen der beizulegende Zeitwert des Konzernanteils an dem erworbenen Unternehmen zum Erwerbszeitpunkt, bevor er die Kontrolle erlangt hat; und

―

der Nettowert der erworbenen Vermögenswerte und übernommenen Verbindlichkeiten, bewertet mit dem beizulegenden Zeitwert zum Erwerbszeitpunkt.

Wenn diese Differenz negativ ist, wird sie sofort in das Nettoergebnis einbezogen.

Die beizulegenden Zeitwerte der Vermögenswerte und Verbindlichkeiten sowie der daraus resultierende Geschäfts- oder Firmenwert werden innerhalb von zwölf Monaten nach dem Erwerb finalisiert.

1.3.11.1.2 Bewertung und Ausweis des Geschäfts- oder Firmenwerts

Der Geschäfts- oder Firmenwert aus dem Erwerb von Tochtergesellschaften wird in der Bilanz separat ausgewiesen. Die Wertminderung dieses Geschäfts- oder Firmenwerts wird in der Gewinn- und Verlustrechnung unter der Rubrik "Wertminderung" ausgewiesen. Nach dem erstmaligen Ansatz wird der Geschäfts- oder Firmenwert zu Anschaffungskosten abzüglich etwaiger Wertminderungen angesetzt.

Der Geschäfts- oder Firmenwert aus dem Erwerb von assoziierten Unternehmen und Joint Ventures ist im Nettobuchwert der Beteiligung enthalten. Die Wertminderung dieses Geschäfts- oder Firmenwerts ist in der Position "Anteil am Ergebnis von assoziierten Unternehmen und Joint Ventures" enthalten.

Der Geschäfts- oder Firmenwert wird nicht abgeschrieben, aber es werden Werthaltigkeitstests durchgeführt, sobald Anzeichen für eine mögliche Wertminderung vorliegen, und zwar mindestens einmal jährlich, wie in Anmerkung 1.3.15 beschrieben.

1.3.11.2 Sonstige immaterielle Vermögenswerte

1.3.11.2.1 Forschungs- und Entwicklungskosten

Forschungskosten werden im Geschäftsjahr in dem sie anfallen als Aufwand erfasst.

Entwicklungskosten, die nach IAS 38 aktivierungsfähig sind, werden in den immateriellen Vermögenswerten erfasst und linear über ihre voraussichtliche Nutzungsdauer abgeschrieben.

1.3.11.2.2 Sonstige selbst erstellte oder erworbene immaterielle Vermögenswerte

Die sonstigen immateriellen Vermögenswerte umfassen im Wesentlichen:

―	Software, die linear über ihre Nutzungsdauer abgeschrieben wird;
―	erworbene Marken mit unbestimmter Nutzungsdauer oder mit linearer Abschreibung über ihre Nutzungsdauer;
―	Betriebs- oder Nutzungsrechte für Kraftwerke, die linear über die Nutzungsdauer des Basiswerts abgeschrieben werden;
―	Rechte oder Lizenzen an Kohlenwasserstoffkonzessionen, die nach der leistungsabhängigen Abschreibungsmethode abgeschrieben werden, und Explorationskosten, die über das Jahr abgeschrieben werden (siehe Anmerkung 1.3.11.2.3);
―	immaterielle Vermögenswerte im Zusammenhang mit Umweltvorschriften (Treibhausgasemissionsrechte und entgeltlich erworbene Zertifikate für erneuerbare Energien - siehe Anmerkung 1.3.27);
―	der positive Wert von Energiebezugs- und -verkaufsverträgen, die im Rahmen eines Unternehmenszusammenschlusses nach IFRS 3 zum beizulegenden Zeitwert bewertet werden: dieser Wert wird im Zuge der Zeitpunkte der vertraglichen Lieferung abgeschrieben;
―	Vermögenswerte im Zusammenhang mit Konzessionsverträgen, die unter IFRIC 12 fallen, nach dem "immateriellen Modell" (siehe Anmerkung 1.3.13.2.4);
―	Technologie im Zusammenhang mit Tätigkeiten als Planer und Lieferant von nuklearen Dampfversorgungssystemen und Hersteller von Steuerstabbündeln und Kernbrennstoff (Framatome) einschließlich Codes und Methoden, EPR-Technologie, Patenten und Herstellungsverfahren, die alle über ihre Nutzungsdauer abgeschrieben werden;
―	erworbene Kundenverträge und -beziehungen, die über ihre Nutzungsdauer abgeschrieben werden.

1.3.11.2.3 Prospektion, Exploration und Erzeugung von Kohlenwasserstoffen

Der Konzern wendet IFRS 6, "Exploration und Evaluierung von mineralischen Ressourcen", an.

Prospektions- und Explorationskosten sowie Kosten im Zusammenhang mit geologischen Untersuchungen, Erkundungsversuchen, geologischen und geophysikalischen Kartierungen und Erkundungsbohrungen werden als immaterielle Vermögenswerte aktiviert und im Jahr ihrer Entstehung vollständig abgeschrieben.

Entwicklungskosten im Zusammenhang mit wirtschaftlich rentablen Mineralbrunnen und Investitionen in Anlagen zur Gewinnung und Speicherung von Kohlenwasserstoffen werden als "Sachanlagen zur Erzeugung und sonstige Sachanlagen im Besitz des Konzerns" bzw. "Sachanlagen, die im Rahmen von Konzessionen für sonstige Tätigkeiten betrieben werden" aktiviert.

Sie werden nach der leistungsabhängigen Abschreibungsmethode abgeschrieben.

1.3.12 Konzessionsanlagen, Erzeugungsanlagen und sonstige Sachanlagen

Das Sachanlagevermögen des Konzerns wird in drei Bilanzpositionen ausgewiesen, die den wirtschaftlichen und vertraglichen Gegebenheiten der Nutzung entsprechen:

―	Sachanlagen, die im Rahmen der öffentlichen Stromverteilungskonzessionen in Frankreich betrieben werden;
―	Sachanlagen, die im Rahmen von Konzessionen für sonstige Tätigkeiten betrieben werden;
―	Sachanlagen, die zur Erzeugung genutzt werden, und sonstige Sachanlagen, die sich im Besitz des Konzerns befinden.

1.3.12.1 Erstbewertung

Das Sachanlagevermögen wird zu Anschaffungs- oder Herstellungskosten bewertet.

―	Die Kosten für selbst erstellte Anlagen umfassen alle Lohn- und Materialkosten sowie alle anderen Produktionskosten, die in den Bau der Anlage einbezogen werden können.
―	Fremdkapitalkosten, die der Finanzierung eines Vermögenswerts während der Bauzeit zuzurechnen sind, werden in den Wert des Vermögenswerts einbezogen, sofern es sich um einen bestehenden Vermögenswert im Sinne von IAS 23 "Fremdkapitalkosten" handelt.
―	Die Anschaffungskosten des Sachanlagevermögens beinhalten auch die erste Schätzung der Stilllegungskosten. Diese Vermögenswerte stehen im Zusammenhang mit den Rückstellungen zur Deckung der Stilllegungsverpflichtungen. Zum Zeitpunkt der Inbetriebnahme werden die Sachanlagen in gleicher Weise wie die entsprechenden Rückstellungen bewertet und erfasst (siehe Anmerkung 1.3.21).
―	Die Stilllegungskosten für Kernkraftwerke beinhalten auch die letzten Kernkosten (siehe Anmerkung 1.3.21).

Wenn ein Teil der Stilllegungskosten für eine Anlage von einem Partner zu tragen ist, wird die erwartete Erstattung als abgegrenzter Ertrag in den Vermögenswerten erfasst. Die Differenz zwischen der Rückstellung und den abgegrenzten Erträgen wird im Sachanlagevermögen erfasst, und Nachzahlungen des Partners werden von den abgegrenzten Erträgen abgezogen.

Der Konzern aktiviert Sicherheitsaufwendungen, die aufgrund gesetzlicher und regulatorischer Verpflichtungen entstehen, die die Nichteinhaltung durch ein behördliches Betriebsverbot ahnden.

Ersatzteile für Erzeugungsanlagen für die strategische Sicherheit werden als Sachanlagen behandelt und über die Restnutzungsdauer der Anlagen abgeschrieben.

Die Kosten für Großinspektionen, die für den weiteren Betrieb der Erzeugungsanlagen erforderlich sind, werden aktiviert und über einen Zeitraum abgeschrieben, der dem Zeitraum zwischen zwei Inspektionen entspricht.

Wenn ein Teil eines Vermögenswerts eine andere Nutzungsdauer hat als die Gesamtnutzungsdauer des Vermögenswerts, wird er als Anlagenkomponente identifiziert und über einen bestimmten Zeitraum abgeschrieben.

1.3.12.2 Abschreibungen

Sachanlagen werden linear über ihre Nutzungsdauer abgeschrieben, definiert als der Zeitraum, in dem der Konzern erwartet, dass ihm aus deren Nutzung ein zukünftiger wirtschaftlicher Nutzen zufließt.

Abhängig von den länderspezifischen Vorschriften und vertraglichen Vereinbarungen stellen sich die erwarteten Nutzungsdauern für die Hauptanlagen wie folgt dar:

―

Wasserkraftwerke 75 Jahre

―

elektromechanische Ausrüstung für Wasserkraftwerke 50 Jahre

―

fossil befeuerte Kraftwerke 25 bis 45 Jahre

―

nukleare Kraftwerke:

―	in Frankreich 40 bis 50 Jahre
―	außerhalb Frankreichs 35 bis 60 Jahre

―

Übertragungs- und Verteilungsanlagen (Leitungen, Unterwerke) 20 bis 50 Jahre

―

Windpark und Photovoltaikanlagen 20 bis 25 Jahre

―

sonstige allgemeine Anlagen und Maschinen 10 bis 20 Jahre.

1.3.13 Konzessionsverträge

1.3.13.1 Bilanzierung

Die Bilanzierung von öffentlichen und privaten Vereinbarungen hängt von der Art der Vereinbarungen und ihren spezifischen Vertragsmerkmalen ab.

Für die meisten seiner Konzessionen, mit Ausnahme von Konzessionen für die Wärmeerzeugung und -verteilung, ist der Konzern der Ansicht, dass die Konzessionsgeber im Wesentlichen nicht die charakteristischen Merkmale der Kontrolle über Infrastrukturen im Sinne von IFRIC 12 aufweisen.

1.3.13.2 Französische Konzessionen

In Frankreich ist der Konzern als Betreiber von vier Arten von Konzessionen für öffentliche Dienstleistungen tätig:

―	öffentliche Stromverteilungskonzessionen, bei denen es sich bei den Konzessionsgebern um lokale Behörden (Gemeinden oder Konsortialgemeinden) handelt;
―	Konzessionen für Wasserkraftwerke mit dem Staat als Konzessionsgeber;
―	das öffentliche Übertragungsnetz, das im Rahmen einer vom Staat erteilten Konzession betrieben wird;
―	Konzessionen von öffentlichen Auftraggebern für die Wärmeerzeugung und -verteilung.

1.3.13.2.1 Öffentliche Stromverteilungskonzessionen

Allgemeiner Hintergrund

Seit dem Inkrafttreten des französischen Gesetzes vom 8. April 1946 ist EDF und schließlich Enedis der Betreiber der meisten öffentlichen Vertriebsnetze in Frankreich.

Gemäß dem französischen Energie- und Kommunalgesetz wird die öffentliche Elektrizitätsverteilung hauptsächlich im Rahmen eines spezifischen Systems von Konzessionen für öffentliche Dienstleistungen betrieben. Die Behörden, die die Konzessionen vergeben (lokale Behörden oder öffentliche Einrichtungen für die Zusammenarbeit zwischen lokalen Behörden), organisieren den öffentlichen Stromverteilungsdienst durch Konzessionsvereinbarungen mit Vorgaben, in denen die jeweiligen Rechte und Pflichten des Konzessionsgebers und des Betreibers festgelegt sind. Auf diese Weise liefert Enedis an 95% der Bevölkerung des französischen Festlandes Strom. Die anderen 5% werden von lokalen Vertriebsunternehmen bedient.

Die Bilanzierung von Konzessionen basiert auf den Konzessionsverträgen, insbesondere deren Sonderklauseln. Sie berücksichtigt die Möglichkeit, dass der EDF Konzern eines Tages seinen Status als einziger zugelassener staatlicher Konzessionsnehmer verlieren kann.

Modelle für Konzessionsvereinbarungen

Die Konzessionsvereinbarungen von Enedis entsprechen je nach Datum der Unterzeichnung unterschiedlichen Modellen.

Modell der Konzessionsvereinbarung von 1992 (aktualisiert 2007)

Das Konzessions-Spezifikationsmodell von 1992 (aktualisiert 2007) wurde mit der FNCCR (National Federation of Licensing Authority) ausgehandelt und von den Behörden genehmigt. Laut diesem Modell ist Enedis verpflichtet, betriebliche Abschreibungen zu erfassen und Rückstellungen für die Erneuerung zu bilden.

Modell der Konzessionsvereinbarung 2017

Am 21. Dezember 2017 wurde mit der FNCCR und France Urbaine eine Rahmenvereinbarung für ein neues Konzessionsmodell unterzeichnet. Dieses neue Modell modernisiert langfristig die Beziehung zwischen Enedis und Konzessionsgebern und spiegelt die Verbundenheit der Parteien mit den Grundsätzen französischer Konzessionen für die Elektrizitätsverteilung wider: öffentlicher Dienst, regionale Solidarität und nationale Optimierung. Die FNCCR und France Urbaine vertreten die Geber, insbesondere Städte, Gemeinden, Bezirke und Großstädte, wenn sie für die Erteilung öffentlicher Stromverteilungskonzessionen zuständig sind.

Ab 2018 wenden neu unterzeichnete Konzessionsverträge das am 21. Dezember 2017 validierte Konzessionsvertragsmodell an. Zum Zeitpunkt des Inkrafttretens einer neuen Vereinbarung verbleiben die bestehenden Sonder-Konzessionsverbindlichkeiten, die in Anwendung der vorherigen Konzessionsvereinbarung erfasst wurden, um die Rechte des Gebers am Konzessionsvermögen darzustellen, in den Konten. Wie bei früheren Konzessionsvereinbarungen, die seit 2011 unterzeichnet wurden, entfällt die vertragliche Verpflichtung zur Bildung von Rückstellungen für die Erneuerung, und die Steuerung von Investitionen unterscheidet sich.

Um einen effektiven öffentlichen Dienst bereitzustellen, vereinbaren der Verteilernetzbetreiber und der Konzessionsgeber nun, gemeinsam ein Governance-System einzurichten, um die Investitionen in das öffentliche Stromverteilungsnetz in dem von der Konzession abgedeckten Gebiet, einschließlich der Erneuerung der Infrastruktur, zu überwachen. Dieses System besteht hauptsächlich aus einem Masterplan, der die Entwicklung des Netzwerks im Konzessionsgebiet langfristig betrachtet, und mehrjährigen Investitionsplänen (PPIs) für 4- und 5-Jahres-Zeiträume, die mittelfristig Umsetzungen des Masterplans darstellen. PPIs enthalten detaillierte Ziele für jeden Anlagezweck, die eine Auswahl quantifizierter, lokalisierter Anlagen mit Finanzbewertungen für die Laufzeit des Plans betreffen. Wenn am Ende eines PPI festgestellt wird, dass einige der geplanten Investitionen nicht getätigt wurden, kann der Konzessionsgeber unter bestimmten Umständen Enedis auffordern, einen Betrag in Höhe von 7% der noch zu treffenden Investitionen zu hinterlegen. Diese Kaution würde dann nach einem Zeitraum von zwei Jahren zurückerstattet oder einbehalten, in Abhängigkeit von den bis dahin getätigten Investitionen.

Bilanzierung von Vermögenswerten als Sachanlagen, die im Rahmen der öffentlichen Stromverteilungskonzessionen in Frankreich betrieben werden

Alle vom EDF Konzern im Rahmen von öffentlichen Stromverteilungskonzessionen in Frankreich genutzten Vermögenswerte, unabhängig davon, ob sie sich im Besitz des Konzessionsgebers oder des Betreibers befinden, werden zusammen in einer bestimmten Zeile der Bilanzaktiva zu Anschaffungskosten oder zu ihrem geschätzten Wert zum Zeitpunkt der Übertragung ausgewiesen, wenn sie vom Konzessionsgeber geliefert werden.

1.3.13.2.2 Konzessionen für Wasserkraftwerke

Die Konzessionen für Wasserkraftwerke folgen den Standardregeln, die per Dekret genehmigt wurden. Die Konzessionsvermögenswerte für Wasserkraftwerke bestehen für erste Konzessionen ausschließlich aus Erzeugungsanlagen für Wasserkraftwerke (Dämme, Rohre, Turbinen usw.). Unter den sonstigen Konzessionen umfassen diese Wasserkraftanlagen und Schaltanlagen (Wechselstromgeneratoren usw.).

Die im Rahmen dieser Konzessionen genutzten Vermögenswerte, unabhängig davon, ob sie im Rahmen der Konzessionsvereinbarung betrieben werden oder im Besitz des EDF Konzerns sind, werden unter "Sachanlagen, die im Rahmen von Konzessionen für andere Aktivitäten betrieben werden" zu Anschaffungskosten erfasst.

Wasserkraftkonzessionen haben nach dem französischen Gesetz vom 16. Oktober 1919 über die Nutzung der Wasserkraft eine anfängliche Laufzeit von 75 Jahren. Die meisten Wasserkraftkonzessionen, die vor 2012 ausgelaufen sind, wurden für eine Laufzeit von 30 bis 50 Jahren verlängert. Die französische Regierung hat jedoch weitere 12 abgelaufene Konzessionen noch nicht verlängert. Diese Konzessionen befanden sich seit ihrem Ablauf in der gesetzlich festgelegten "fortdauernden Verlängerung", die vorsieht, dass, falls keine neue Konzession vereinbart wurde, die "Konzession, am Datum ihres Auslaufens zu den bestehenden Bedingungen bis zu dem Zeitpunkt verlängert wird, bis eine neue Konzession erteilt wird", um die Kontinuität des Betriebs in der Zwischenzeit zu gewährleisten (Artikel L. 521-16 Abs. 3 des französischen Energiegesetzes).

1.3.13.2.3 Öffentliche Übertragungskonzessionen

Nach französischem Recht gehören die der öffentlichen Übertragungskonzession zugeordneten Vermögenswerte dem französischen Energieversorgungsnetz (Réseau de Transport d'Électricité, RTE). Diese Vermögenswerte werden in die Berechnung des Eigenkapitalwerts von CTE in der Konzernbilanz einbezogen.

1.3.13.2.4 Konzessionen für die Wärmeerzeugung und -verteilung

Die von Dalkia mit den Behörden unterzeichneten Konzessionsverträge über die Wärmeerzeugung und -verteilung verleihen das Recht, Anlagen für einen begrenzten Zeitraum unter der Aufsicht des Konzessionsgebers zu betreiben, die von diesen Behörden erlassen oder auf Wunsch dieser Behörden errichtet wurden.

Diese Vereinbarungen legen die Bedingungen für die Vergütung und Übertragung der Anlagen an den Konzessionsgeber oder einen anderen Betreiber fest, der am Ende der Vereinbarung an die Stelle des Konzessionsgebers tritt.

Die Vermögenswerte werden gemäß IFRIC 12 "Dienstleistungskonzessionsvereinbarungen" als immaterielle Vermögenswerte erfasst.

1.3.13.3 Auslandskonzessionen

Ausländische Konzessionen werden durch eine Reihe von Verträgen und nationale Gesetze geregelt. Der größte Teil der im Rahmen ausländischer Konzessionen betriebenen Vermögenswerte wird unter "Sachanlagen, die im Rahmen von Konzessionen für andere Aktivitäten betrieben werden" ausgewiesen. Die ausländischen Konzessionen betreffen im Wesentlichen Edison in Italien, das Standorte zur Erzeugung von Kohlenwasserstoffen, Gasspeicherplätze, lokale Gasverteilungsnetze und Wasserkraftwerke im Rahmen von Konzessionen betreibt. Edison besitzt alle Vermögenswerte mit Ausnahme einiger Sachanlagen an den Standorten der Wasserkraftwerke, die nach Beendigung der Konzession gegen ein Nullentgelt oder mit einer Entschädigung an den Konzessionsgeber zurückgegeben werden. In Übereinstimmung mit IFRIC 12 werden bestimmte Konzessionsverträge als immaterielle Vermögenswerte erfasst.

Wasserkraftwerke, die am Ende der Konzession gegen Nullentgelt zurückgegeben werden, werden über die Dauer der Konzession abgeschrieben. Die Erfassung von Kohlenwasserstofferzeugungsanlagen erfolgt in Übereinstimmung mit den für den Sektor geltenden Vorschriften (siehe Anmerkung 1.3.11.2.3).

1.3.14 Leasingverträge

Im Rahmen seiner Geschäftstätigkeit nutzt der Konzern Vermögenswerte, die ihm zur Verfügung gestellt werden, oder stellt sie Leasingnehmern im Rahmen von Leasingverträgen zur Verfügung. Diese Verträge werden unter Berücksichtigung der in IAS 17 beschriebenen Sachverhalte und Indikatoren analysiert, um festzustellen, ob es sich um Finanzierungsleasing oder Ausrüstungsleasing handelt.

1.3.14.1 Finanzierungsleasingverträge

Verträge, die im Wesentlichen alle mit dem Eigentum am Leasinggegenstand verbundenen Risiken und Nutzen auf den Leasingnehmer übertragen, werden als Finanzierungsleasing klassifiziert. Die wichtigsten Kriterien für die Beurteilung, ob im Wesentlichen alle Risiken und Nutzen durch eine Vereinbarung übertragen werden, sind die folgenden:

―	das Verhältnis der Dauer des Leasingverhältnisses zur wirtschaftlichen Nutzungsdauer des Leasinggegenstandes;
―	Summe der abgezinsten zukünftigen Zahlungen im Verhältnis zum beizulegenden Zeitwert des finanzierten Vermögenswerts;
―	ob das Eigentum am Ende des Leasingverhältnisses übertragen wird;
―	ob die Kaufoption attraktiv ist;
―	die spezifischen Merkmale der geleasten Anlage.

Vermögenswerte, die im Rahmen von Finanzierungsleasingverträgen genutzt werden, werden aus der Bilanz des Leasinggebers ausgebucht und in den Büchern des Leasingnehmers in der entsprechenden Kategorie von Sachanlagen erfasst. Diese Vermögenswerte werden über ihre Nutzungsdauer oder die Laufzeit des Leasingvertrags abgeschrieben, sofern diese kürzer ist.

Eine entsprechende finanzielle Verbindlichkeit wird vom Leasingnehmer und ein finanzieller Vermögenswert vom Leasinggeber gebucht.

Wenn der Konzern ein Sale-and-Leaseback-Geschäft durchführt, das zu einem Finanzierungsleasingvertrag führt, wird dies in Übereinstimmung mit den oben beschriebenen Grundsätzen erfasst. Liegt der Verrechnungspreis über dem Buchwert des Vermögenswerts, wird der Überschuss abgegrenzt und schrittweise über die Laufzeit des Leasingverhältnisses erfolgswirksam erfasst.

1.3.14.2 Ausrüstungs-Leasingverhältnisse

Leasingverträge, die nicht als Finanzierungsleasing zu qualifizieren sind, werden klassifiziert und als Ausrüstungs-Leasingverhältnisse bilanziert. Die Mietpreise werden über die Laufzeit des Leasingvertrags linear verteilt.

1.3.14.3 Vereinbarungen, die ein Leasingverhältnis enthalten

In Übereinstimmung mit IFRIC 4 identifiziert der Konzern Vereinbarungen, die nicht die Rechtsform eines Leasingvertrags haben, dem Käufer aber dennoch das Recht übertragen, die Nutzung eines Vermögenswerts oder einer Gruppe bestimmter Vermögenswerte zu kontrollieren.

Solche Vereinbarungen werden als Leasingverhältnisse behandelt und unter Bezugnahme auf IAS 17 hinsichtlich der Klassifizierung als Finanzierungs- oder Ausrüstungs-Leasingverhältnisse analysiert.

1.3.15 Wertminderung von Geschäfts- oder Firmenwerten, immateriellen Vermögenswerten und Sachanlagen

Am Jahresende und zu jedem Zwischenberichtsstichtag beurteilt der Konzern in Anwendung von IAS 36, ob Anhaltspunkte dafür vorliegen, dass ein Vermögenswert wesentlich wertgemindert sein könnte. Mindestens einmal jährlich wird auch ein Werthaltigkeitstest für zahlungsmittelgenerierende Einheiten (ZGE) oder Gruppen von ZGE durchgeführt, die einen immateriellen Vermögenswert mit unbestimmter Nutzungsdauer beinhalten oder denen ein Geschäfts- oder Firmenwert teilweise oder vollständig zugeordnet wurde.

Die Werthaltigkeitsprüfungen werden wie folgt durchgeführt:

―

Der Konzern misst eine etwaige langfristige Wertminderung des Anlagevermögens, indem er den Buchwert dieser Vermögenswerte und des Geschäfts- oder Firmenwerts, die gegebenenfalls in ZGE zusammengefasst sind, mit ihrem erzielbaren Betrag vergleicht;

―

ZGE sind Gruppen von homogenen Vermögenswerten, die identifizierbare unabhängige Cashflows generieren. Sie spiegeln die Art und Weise wider, wie die Aktivitäten im Konzern gesteuert werden: Es können Untergruppen sein, wenn die Aktivität über den gesamten Teilkonzern hinweg optimiert wird, oder ZGE, die aus Teilen von Untergruppen gebildet werden, die verschiedenen Arten von Aktivitäten entsprechen, die getrennt verwaltet werden (fossile Energieerzeugung, erneuerbare Energieerzeugung, Dienstleistungen). Der Geschäfts- oder Firmenwert wird den ZGE zugeordnet, die von den Synergien aus der Akquisition profitieren;

―

Der erzielbare Wert dieser ZGE ist der höhere Wert aus beizulegendem Zeitwert abzüglich Veräußerungskosten und Nutzungswert. Ist dieser erzielbare Betrag niedriger als der Buchwert in der Bilanz, wird ein Betrag in Höhe der Differenz unter der Position "Wertminderung" erfasst. Der Verlust wird zunächst dem Geschäfts- oder Firmenwert und einem etwaigen Überschuss auf die anderen Vermögenswerte der betreffenden ZGE zugeordnet;

―

Der beizulegende Zeitwert ist der potenzielle Verkaufspreis des Vermögenswerts bei einer normalen Transaktion zwischen Wirtschaftsakteuren;

―

Der Nutzungswert wird auf Basis der prognostizierten zukünftigen Cashflows ermittelt:

―	über einen Zeitraum, der mit der Nutzungsdauer und/oder der Gebrauchsdauer des Vermögenswerts übereinstimmt,
―	für bestimmte immaterielle Vermögenswerte mit unbestimmter Nutzungsdauer (z. B. Marken) wird über den Horizont hinaus, der beobachtet oder modelliert werden kann, ein Endwert ermittelt, indem ein normativer Cashflow ewig abgezinst wird,
―	mit Ausnahme von Entwicklungsprojekten, die nicht zum Bewertungsstichtag beschlossen wurden,
―	und mit einem Zinssatz diskontiert, der dem Risikoprofil des Vermögenswerts oder der ZGE entspricht;

―

die verwendeten Diskontierungssätze basieren auf dem gewichteten durchschnittlichen Gesamtkapitalkostensatz (WACC) für jeden Vermögenswert oder jede Gruppe von Vermögenswerten, bestimmt nach geografischer Lage und nach Geschäftsbereichen im Rahmen des CAPM. Der WACC wird nach Steuern berechnet;

―

die Berechnung der zukünftigen Cashflows erfolgt auf Basis der am Bewertungsstichtag besten verfügbaren Informationen:

―

für die ersten Jahre entsprechen die Bewegungen dem Mittelfristplan (MTP). Während des MTP-Horizonts werden die Energie- und Rohstoffpreise auf Basis der verfügbaren Terminpreise unter Berücksichtigung von Sicherungsgeschäften ermittelt,

―

über den MTP-Horizont hinaus werden die Cashflows auf der Grundlage langfristiger Annahmen geschätzt, die für jedes Land und jede Energieart unter Verwendung eines Prozesses erstellt werden, der jährlich aktualisiert wird. Mittel- und langfristige Strompreise werden analytisch konstruiert, indem Blöcke von Annahmen zusammengestellt werden, z.B. Wirtschaftswachstum, Rohstoffpreise (Öl, Gas, Kohle) und CO ₂, Stromnachfrage, Verbindungsleitungen und Entwicklungen im Energiemix (Anstieg der erneuerbaren Energien, installierte Kernenergiekapazität usw.) mit grundlegenden Modellen der bedarfsgerechten Verfügbarkeit. Der Konzern bezieht sich insbesondere auf externe Analysen für jedes Objekt von Annahmen (z.B. für Rohstoffe und CO ₂, die wesentliche Faktoren für Strompreise darstellen, wobei der Konzern seine eigenen Szenarien mit Szenarien vergleicht, die von Organisationen wie IAE, IHS oder Wood Mackenzie entwickelt wurden, wobei berücksichtigt wird, dass jeder dieser Analysten selbst eine Menge von Szenarien vorschlägt, die unterschiedlichen makroökonomischen Rahmenbedingungen entsprechen),

―

Erträge aus Kapazitätsmarktmechanismen werden auch bei der Bewertung von Erzeugungsanlagen, gegebenenfalls ausgehend vom MTP-Horizont, berücksichtigt, sofern die betreffenden Länder die künftige Einführung eines Kapazitätsvergütungsmechanismus eingeführt oder angekündigt haben.

Diese Berechnungen können durch mehrere Variablen beeinflusst werden:

―	Änderungen der Diskontierungssätze;
―	Marktpreisänderungen bei Energie und Rohstoffen sowie Tarifregelungen;
―	Veränderungen in der Nachfrage und im Marktanteil des Konzerns sowie in der Fluktuationsrate der Kundenportfolios;
―	die Nutzungsdauer der Anlagen oder gegebenenfalls die Laufzeit der Konzessionsverträge;
―	die über die Mittelfristplanung hinaus verwendeten Wachstumsraten und gegebenenfalls die berücksichtigten Endwerte.

Die vorgenommene Wertminderung des Geschäfts- oder Firmenwerts ist irreversibel.

1.3.16 Finanzielle Vermögenswerte und Verbindlichkeiten

Die Klassifizierung und Bewertung von Finanzinstrumenten hängt vom Geschäftsmodell und den vertraglichen Merkmalen der Instrumente ab. Nach IFRS 9 werden finanzielle Vermögenswerte beim erstmaligen Ansatz zu fortgeführten Anschaffungskosten, zum beizulegenden Zeitwert durch Erfassung im sonstigen Gesamtergebnis (OCI) oder zum beizulegenden Zeitwert über die Gewinn- und Verlustrechnung angesetzt.

Finanzielle Vermögenswerte umfassen im Konzern Eigenkapitalinstrumente (insbesondere nicht konsolidierte Beteiligungen), Schuldverschreibungen, Kredite und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten einschließlich Forderungen aus Lieferungen und Leistungen sowie die positiven beizulegenden Zeitwerte von Derivaten.

Finanzinstrumente, die zweckgebundenen Vermögenswerten zugeordnet sind, sind in Anmerkung 45 dargestellt.

Die finanziellen Verbindlichkeiten umfassen Darlehen und sonstige finanzielle Verbindlichkeiten, Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen, Bankkredite und den negativen Zeitwert von Finanzderivaten.

Finanzielle Vermögenswerte und Verbindlichkeiten werden in der Bilanz als kurzfristig ausgewiesen, wenn sie innerhalb eines Jahres fällig werden, und langfristig, wenn sie nach einem Jahr fällig werden, mit Ausnahme von zu Handelszwecken gehaltenen Derivaten, die alle als kurzfristig klassifiziert werden.

1.3.16.1 Bewertung und Klassifizierung von finanziellen Vermögenswerten und Verbindlichkeiten

Finanzinstrumente werden zum beizulegenden Zeitwert bewertet, der dem Preis entspricht, der für den Verkauf eines Vermögenswerts oder die Übertragung einer Verbindlichkeit in einer ordentlichen Transaktion auf dem Haupt- oder vorteilhaftesten Markt zum Bewertungsstichtag erzielt würde.

Die Bewertungsmethoden für jede Stufe lauten im Allgemeinen wie folgt:

―	Stufe 1 (unbereinigte notierte Preise): Preise, die dem Unternehmen zum Bewertungszeitpunkt auf aktiven Märkten für identische Vermögenswerte oder Verbindlichkeiten zugänglich sind;
―	Stufe 2 (beobachtbare Daten): Daten über den Vermögenswert oder die Verbindlichkeit, mit Ausnahme der in der ersten Stufe 1 enthaltenen Marktpreise, die direkt beobachtbar (wie ein Preis) oder indirekt beobachtbar (d.h. von den beobachtbaren Preisen abgeleitet) sind;
―	Stufe 3 (nicht beobachtbare Daten): Daten, die nicht auf einem Markt beobachtbar sind, einschließlich beobachtbarer Daten, die wesentlich angepasst wurden.

1.3.16.1.1 Finanzielle Vermögenswerte, die über OCI zum beizulegenden Zeitwert bewertet werden

Finanzielle Vermögenswerte, die über OCI zum beizulegenden Zeitwert bewertet werden, umfassen:

―

bestimmte nicht konsolidierte Beteiligungen, für die der Konzern die unwiderrufliche Option gewählt hat, spätere Änderungen des beizulegenden Zeitwerts im OCI zu erfassen, ohne dass im Falle eines Verkaufs eine erfolgswirksame Verwertung erfolgt. in der Gewinn- und Verlustrechnung werden nur die Dividenden unter "Sonstige Finanzerträge" ausgewiesen, die aus diesen Beteiligungen erhalten wurden;

―

Schuldverschreibungen (z. B. Anleihen), die im Rahmen eines gemischten "Collect & Sell"-Geschäftsmodells angelegt wurden und bei denen die vertraglichen Zahlungsströme ausschließlich aus Kapital- und Zinszahlungen bestehen, die den Zeitwert des Geldes und das mit dem Instrument verbundene Kreditrisiko widerspiegeln (IFRS 9 "SPPI"-Test - Ausschließlich Tilgung und Zinszahlungen). Änderungen des beizulegenden Zeitwerts werden direkt im OCI mit Recycling angesetzt und beim Verkauf der Wertpapiere erfolgswirksam erfasst. Für diese Schuldverschreibungen werden die Zinserträge zum Effektivzinssatz berechnet und in der Gewinn- und Verlustrechnung unter der Überschrift "Sonstige Finanzerträge" gutgeschrieben.

Beim erstmaligen Ansatz werden diese finanziellen Vermögenswerte zum beizulegenden Zeitwert zuzüglich Transaktionskosten erfasst, die auf ihren Erwerb zurückzuführen sind. Sie werden anschließend zu jedem Bilanzstichtag an den beizulegenden Zeitwert angepasst, sofern möglich, basierend auf notierten Preisen oder unter Verwendung der Discounted-Cashflow-Methode oder anderweitig unter Bezugnahme auf externe Quellen.

1.3.16.1.2 Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte

Finanzielle Vermögenswerte, die erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet werden, werden zu Beginn des Geschäftsvorfalls als solche eingestuft, wenn:

―	sie Vermögenswerte darstellen, die von Anfang an mit der Absicht erworben wurden, kurzfristig weiterverkauft zu werden;
―	es sich um Derivate handelt, die nicht als Sicherungsgeschäfte klassifiziert sind (zu Handelszwecken gehaltene Derivate);
―	es Eigenkapitalinstrumente sind (nicht konsolidierte Beteiligungen), für die der Konzern nicht die unwiderrufliche Option getroffen hat, sie durch OCI ohne Recycling zum beizulegenden Zeitwert zu klassifizieren;
―	es sich um Schuldverschreibungen handelt, die nicht nach dem Geschäftsmodell "Collect & Sell" verwaltet werden und sie die Anforderungen des SPPI-Tests nicht erfüllen. Dies betrifft hauptsächlich Anteile an Investmentfonds, die Schuldverschreibungen darstellen, die unabhängig vom Geschäftsmodell den SPPI-Test nicht bestehen.

Diese Vermögenswerte werden zum Zeitpunkt der Transaktion zum beizulegenden Zeitwert erfasst, der im Allgemeinen dem Betrag der ausgezahlten Barmittel entspricht. Die dem Erwerb direkt zurechenbaren Transaktionskosten werden in der Gewinn- und Verlustrechnung erfasst. Zu jedem folgenden Bilanzstichtag werden sie an den beizulegenden Zeitwert angepasst, basierend auf notierten Preisen, oder unter Verwendung anerkannter Bewertungstechniken wie der Discounted Cash Flow Methode oder der Referenz auf externe Quellen für sonstige Finanzinstrumente.

Sonstige Zeitwertänderungen als die aus Rohstoffverträgen werden in der Gewinn- und Verlustrechnung unter der Position "Sonstige finanzielle Erträge und Aufwendungen" erfasst.

Die Zeitwertänderungen von Rohstoff-Handelskontrakten werden in der Gewinn- und Verlustrechnung unter "Umsatz" erfasst.

Die Zeitwertänderungen von Nichthandelsgeschäften werden in einer bestimmten Zeile der Gewinn- und Verlustrechnung, "Nettoveränderungen des Zeitwerts von Energie- und Rohstoffderivaten ohne Handelsgeschäfte", unterhalb des Betriebsergebnisses vor Abschreibungen, separat ausgewiesen. Hierbei handelt es sich um Transaktionen im Anwendungsbereich von IFRS 9, die zu Bilanzierungszwecken nicht für die Sicherungsbilanzierung oder die Befreiung laut IFRS 9 aufgrund von "Eigennutzung" in Frage kommen (siehe Anmerkung 1.3.16.3).

1.3.16.1.3 Darlehen und Finanzforderungen

Darlehen und Finanzforderungen werden zu fortgeführten Anschaffungskosten bilanziert, wenn das Geschäftsmodell das Halten des Instruments zur Vereinnahmung vertraglicher Zahlungsströme vorsieht, die ausschließlich aus Kapital und Zinsen bestehen.

Erhaltene Zinsen werden nach der Effektivzinsmethode berechnet und in der Gewinn- und Verlustrechnung im "Sonstigen Finanzergebnis" erfasst.

Darlehen und Finanzforderungen, die nicht zu fortgeführten Anschaffungskosten klassifiziert werden können, werden erfolgswirksam unter "Sonstige finanzielle Erträge und Aufwendungen" in der Gewinn- und Verlustrechnung zum beizulegenden Zeitwert klassifiziert.

1.3.16.1.4 Darlehen und finanzielle Verbindlichkeiten

Wenn keine spezifische Bilanzierung von Absicherungsgeschäften angewandt wird (siehe Anmerkung 1.3.16.3(A)), werden Darlehen und finanzielle Verbindlichkeiten zu fortgeführten Anschaffungskosten bilanziert, gegebenenfalls unter Trennung der eingebetteten Derivate. Der Zinsaufwand wird zum Effektivzinssatz berechnet und über die Laufzeit des Darlehens oder der finanziellen Verbindlichkeit in der Gewinn- und Verlustrechnung unter der Position "Kosten der Brutto-Finanzverschuldung" erfasst.

1.3.16.2 Wertminderung von finanziellen Vermögenswerten, die zum beizulegenden Zeitwert über OCI oder zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet werden

IFRS 9 legt ein Wertminderungsmodell fest, das auf dem erwarteten Kreditverlust (Expected Credit Loss, ECL) basiert.

Für Wertpapiere des Anleiheportfolios wendet der Konzern einen ratingbasierten Ansatz für Kontrahenten mit geringem Kreditrisiko an. In Anwendung des Risikomanagements besteht das Anleihenportfolio des Konzerns fast ausschließlich aus Instrumenten, die von risikoarmen Gegenparteien begeben und mit dem Rating "Investment Grade" ausgezeichnet wurden.

In dieser Situation wird der ECL über einen Zeitraum von 12 Monaten nach dem Abschlussdatum geschätzt.

Der Schwellenwert, der einen signifikanten Anstieg des Kreditrisikos markiert, wird erreicht, wenn der Kontrahent nicht mehr mit dem Rating "Investment Grade" bewertet wird. In solchen Situationen kann der signifikante Anstieg des Ausfallrisikos zu einer Neubewertung des ECL über die Restlaufzeit des Instruments führen.

Für Darlehen und Forderungen hat der Konzern einen Ansatz gewählt, der auf der Wahrscheinlichkeit des Ausfalls des Kontrahenten und der Beurteilung von Änderungen des Kreditrisikos basiert.

1.3.16.3 Derivate

1.3.16.3.1 Geltungsbereich

Der Umfang der vom Konzern eingesetzten Derivate entspricht den Grundsätzen des IAS 9.

Insbesondere Terminkäufe und -verkäufe zur physischen Lieferung von Energie oder Rohstoffen werden als nicht vom Anwendungsbereich von IFRS 9 betroffen angesehen, wenn der betreffende Vertrag als im Rahmen der normalen Geschäftstätigkeit des Konzerns abgeschlossen gilt ("Eigennutzung"). Dies ist offensichtlich der Fall, wenn alle folgenden Bedingungen erfüllt sind:

―	es erfolgt eine physische Lieferung im Rahmen solcher Verträge;
―	die im Rahmen der Verträge gekauften oder verkauften Mengen entsprechen den Betriebsanforderungen des Konzerns;
―	die Verträge können nicht als Optionen im Sinne des Standards betrachtet werden. Im konkreten Fall von Stromverkaufsverträgen entspricht der Vertrag einem festen Terminverkauf oder kann als Kapazitätsverkauf betrachtet werden.

Der Konzern ist der Ansicht, dass Transaktionen, die zum Ausgleich der Mengen zwischen Strombezugs- und Verkaufsverpflichtungen verhandelt wurden, Teil seines Geschäfts als integrierter Strombetreiber sind und nicht in den Anwendungsbereich von IFRS 9 fallen.

Der Konzern analysiert alle seine Verträge in Bezug auf finanzielle Verbindlichkeiten oder nicht finanzielle Posten, um "eingebettete" Derivate zu identifizieren. Jede Komponente eines Kontrakts, die die Zahlungsströme dieses Kontrakts auf die gleiche Weise wie ein eigenständiges Derivat beeinflusst, entspricht der Definition eines eingebetteten Derivats und wird ab Vertragsbeginn separat zum beizulegenden Zeitwert bilanziert.

1.3.16.3.2 Bewertung und Erfassung

Derivate werden bei der erstmaligen Erfassung zum beizulegenden Zeitwert angesetzt, der auf notierten Preisen und Marktdaten aus externen Quellen basiert. Wenn keine notierten Preise verfügbar sind, kann sich der Konzern auf kürzlich durchgeführte vergleichbare Transaktionen beziehen oder wenn keine solchen Transaktionen existieren, ihre Bewertung auf der Grundlage interner Modelle vornehmen, die von Marktteilnehmern anerkannt werden, wobei Informationen, die direkt aus beobachtbaren Daten abgeleitet werden, wie z.B. OTC-Listen, Vorrang erhalten.

Änderungen des beizulegenden Zeitwerts dieser Derivate werden in der Gewinn- und Verlustrechnung erfasst, es sei denn, sie werden als Sicherungsgeschäfte für einen Cashflow oder eine Nettoinvestition designiert. Änderungen des beizulegenden Zeitwerts solcher Sicherungsinstrumente werden direkt im Eigenkapital erfasst, ohne den ineffektiven Teil des Sicherungsgeschäfts.

Im konkreten Fall von im Rahmen des Handelsgeschäfts abgeschlossenen Finanzinstrumenten werden realisierte und unrealisierte Gewinne und Verluste netto unter der Position "Umsatz" ausgewiesen.

In Anwendung von IFRS 13 umfasst der Zeitwert von Derivaten das Kontrahentenausfallrisiko für derivative Vermögenswerte und das eigene Kreditrisiko für derivative Verbindlichkeiten. Die zur Berechnung dieser Kreditrisiken verwendeten Ausfallwahrscheinlichkeiten basieren auf historischen Daten.

1.3.16.3.3 Als Sicherungsgeschäfte eingestufte Derivate

Der EDF Konzern setzt Derivate ein, um seine Währungs- und Zinsrisiken sowie Risiken im Zusammenhang mit bestimmten Rohstoffverträgen abzusichern.

Der Konzern wendet die in IFRS 9 definierten Kriterien an, um Geschäfte zu identifizieren, die der Sicherungsbilanzierung unterliegen:

―	die Sicherungsbeziehung darf nur zulässige Sicherungsinstrumente und Grundgeschäfte betreffen;
―	die Sicherungsbeziehung muss formal als solche gekennzeichnet sein und von Beginn an über eine strukturierte Dokumentation verfügen;
―	die Sicherungsbeziehung muss die Anforderungen an die Absicherungseffizienz erfüllen, insbesondere die Einhaltung einer Sicherungsquote.

Im Falle von Cashflow-Absicherungen muss die abzusichernde zukünftige Transaktion mit hoher Wahrscheinlichkeit eintreten.

Die Sicherungsbeziehung endet, wenn die oben genannten Kriterien nicht mehr erfüllt sind. Dies schließt Situationen ein, in denen das Sicherungsinstrument ausläuft oder verkauft, beendet oder ausgeübt wird oder die ursprünglich dokumentierten Risikomanagementziele nicht mehr erreicht werden.

Nur konzernexterne Derivate und interne Derivate, die mit ähnlichen Transaktionen außerhalb des Konzerns in Verbindung gebracht werden, qualifizieren sich für die Sicherungsbilanzierung.

Der Konzern verwendet für Sicherungsgeschäfte die folgenden Kategorien:

(A) Zeitwert-Absicherungen

Diese Instrumente sichern das Risiko von Änderungen des beizulegenden Zeitwerts eines in der Bilanz erfassten Vermögenswerts oder einer Verbindlichkeit oder einer festen Verpflichtung zum Kauf oder Verkauf eines Vermögenswerts. Änderungen des beizulegenden Zeitwerts des gesicherten Grundgeschäfts, die auf die gesicherte Komponente dieses Grundgeschäfts zurückzuführen sind, werden in der Gewinn- und Verlustrechnung erfasst und durch entsprechende Änderungen des beizulegenden Zeitwerts des Sicherungsinstruments ausgeglichen. Lediglich der ineffektive Teil des Sicherungsgeschäfts hat Auswirkungen auf das Ergebnis.

Einige Darlehen und finanzielle Verbindlichkeiten werden durch eine Zeitwert-Absicherung gesichert. Im Rahmen der Sicherungsbilanzierung wird der Bilanzwert um die den abgesicherten Risiken (Währungs- und Zinsänderungsrisiken) zuzurechnenden Zeitwertänderungen angepasst.

(B) Cashflow-Absicherung

Diese Instrumente sichern das Risiko variabler Zahlungsströme in Verbindung mit einem Vermögenswert oder einer Verbindlichkeit oder einer höchstwahrscheinlichen zukünftigen Transaktion ab, wobei Schwankungen der durch das Grundgeschäft generierten Zahlungsströme durch Wertänderungen des Sicherungsinstruments ausgeglichen werden.

Der effektive Teil der kumulierten Änderungen des beizulegenden Zeitwerts des Sicherungsgeschäfts wird im Eigenkapital und der ineffektive Teil (d.h. Änderungen des beizulegenden Zeitwerts des Sicherungsinstruments über die Änderungen des beizulegenden Zeitwerts des gesicherten Grundgeschäfts hinaus) in der Gewinn- und Verlustrechnung erfasst.

Bei Eintritt der abgesicherten Zahlungsströme werden die zuvor im Eigenkapital erfassten Beträge auf die gleiche Weise wie das Grundgeschäft erfolgswirksam erfasst oder als Anpassung an den Wert des erworbenen Vermögenswerts behandelt.

(C) Absicherungen einer Nettoinvestition

Diese Instrumente sichern das Währungsrisiko im Zusammenhang mit einer Nettoinvestition in eine Gesellschaft, die nicht die gleiche funktionale Währung wie der Konzern hat, ab. Der effektive Teil der kumulierten Änderungen des beizulegenden Zeitwerts des Sicherungsgeschäfts wird bis zur Veräußerung oder Liquidation der Nettoinvestition im Eigenkapital erfasst, wenn er im Gewinn oder Verlust aus der Veräußerung enthalten ist. Der ineffektive Teil (definiert in gleicher Weise wie bei Cashflow-Absicherungen) wird direkt in der Gewinn- und Verlustrechnung erfasst.

Die aus dem Wechselkurs- und Zinseffekt von Derivaten zur Absicherung einer Nettoinvestition in einen ausländischen Geschäftsbetrieb resultierende Zeitwertänderung wird im Eigenkapital erfasst.

1.3.16.4 Ausbuchung von finanziellen Vermögenswerten und Verbindlichkeiten

Der Konzern bucht einen finanziellen Vermögenswert aus, wenn:

―	die vertraglichen Rechte auf die durch den Vermögenswert generierten Cashflows auslaufen; oder
―	der Konzern die Rechte auf den Erhalt vertraglicher Cashflows im Zusammenhang mit dem finanziellen Vermögenswert durch die Übertragung im Wesentlichen aller mit dem Eigentum an dem Vermögenswert verbundenen Risiken und Vorteile überträgt.

Alle vom Konzern geschaffenen oder zurückbehaltenen Zinsen an übertragenen finanziellen Vermögenswerten werden als separater Vermögenswert oder Verbindlichkeit erfasst.

―	Der Konzern bucht eine finanzielle Verbindlichkeit aus, wenn seine vertraglichen Verpflichtungen erloschen, aufgehoben oder ausgelaufen sind. Wenn eine Schuld mit einem Kreditgeber zu wesentlich unterschiedlichen Bedingungen neu verhandelt wird, wird eine neue Verbindlichkeit erfasst.

1.3.16.5 Abtretung von Forderungen

Wenn nachgewiesen werden kann, dass der Konzern im Wesentlichen alle mit der Abtretung von Forderungen verbundenen Risiken und Vorteile, insbesondere das Kreditrisiko, übertragen hat, werden die betreffenden Posten ausgebucht.

Andernfalls wird der Vorgang als Finanzierungsvorgang betrachtet, und die Forderungen verbleiben in den Bilanzaktiva unter Erfassung einer entsprechenden finanziellen Verbindlichkeit.

1.3.17 Vorräte

Die Vorräte werden zum niedrigeren Wert aus Anschaffungskosten oder Nettoveräußerungswert angesetzt, mit Ausnahme der zu Handelszwecken gehaltenen Vorräte, die zum Marktwert bewertet werden. Die Bewertung der verbrauchten Vorräte erfolgt grundsätzlich nach der Methode der gewichteten Durchschnittskosten.

Die Herstellungskosten umfassen alle Materialeinzelkosten, Lohnkosten und einen Anteil an den indirekten Produktionskosten.

1.3.17.1 Kernbrennstoffe und -materialien

Die Bestandskonten umfassen:

―	Kernmaterialien, unabhängig von ihrer Form während des Brennstoffproduktionszyklus;
―	und Brennstoffkomponenten im Lager oder im Reaktor.

Der angegebene Wert der Kernbrennstoffe und -materialien sowie der unfertigen Erzeugnisse und Leistungen wird auf der Grundlage der direkten Verarbeitungskosten einschließlich Material, Arbeit und Dienstleistungen (z.B. Fluorierung, Anreicherung, Produktion usw.) ermittelt.

Gemäß den länderspezifischen gesetzlichen Verpflichtungen können die Vorräte an Brennstoffen (neu oder nicht vollständig verbraucht) auch Ausgaben für die Behandlung abgebrannter Brennelemente und die langfristige Entsorgung radioaktiver Abfälle mit entsprechenden Rückstellungen oder Schulden in den Verbindlichkeiten oder vollständige und letzte Zahlungen beim Verladen des Brennstoffs umfassen.

Gemäß dem in Frankreich geltenden Konzept des "geladenen Brennstoffs", laut der Definition in der Verordnung vom 21. März 2007, beinhalten die Kosten für die Vorräte an Brennstoffen, die in die Reaktoren geladen, aber noch nicht bestrahlt wurden, Aufwendungen für die Behandlung von abgebrannten Brennelementen und die langfristige Entsorgung radioaktiver Abfälle. Die entsprechenden Beträge werden in den entsprechenden Rückstellungen berücksichtigt.

Gemäß IAS 23 werden Zinsaufwendungen zur Finanzierung von Vorräten an Kernbrennstoffen den Aufwendungen der Periode belastet, sofern diese Vorräte in großen Mengen wiederholt hergestellt werden.

Der Kernbrennstoffverbrauch wird durch die Komponente (Natururan, Fluoration, Anreicherung, Brennelementherstellung) als Anteil der erwarteten Leistung bestimmt, wenn der Brennstoff in den Reaktor eingebracht wird. Diese Mengen werden zu gewichteten Durchschnittskosten der Vorräte bewertet. Die Bestände werden periodisch im Hinblick auf die prognostizierten Ausgabenmengen auf der Grundlage von neutronischen Messungen und realen Beständen korrigiert.

1.3.17.2 Sonstige Betriebsvorräte

Die sonstigen Betriebsvorräte umfassen:

―	fossile Brennstoffe, die für den Betrieb von fossil befeuerten Kraftwerken benötigt werden;
―	Betriebsmittel und Ausrüstungen, wie beispielsweise Ersatzteile, die im Rahmen eines Instandhaltungsprogramms geliefert werden (mit Ausnahme von aktivierten strategischen Sicherheitsersatzteilen);
―	Zertifikate, die im Rahmen der verschiedenen Umweltsysteme ausgestellt wurden (siehe Anmerkung 1.3.27);
―	Zertifikate, die im Rahmen von Kapazitätsverpflichtungen ausgestellt wurden (Kapazitätsgarantien in Frankreich - siehe Anmerkung 4.5);
―	unfertige Erzeugnisse und laufende Dienstleistungen, insbesondere im Zusammenhang mit den Geschäften von EDF Renewables, Dalkia und Framatome;
―	Gasvorräte.

Die sonstigen nicht handelsüblichen Betriebsvorräte werden grundsätzlich zu gewichteten Durchschnittskosten einschließlich der direkten und indirekten Einkaufskosten bewertet.

Die Wertminderung von Ersatzteilen hängt im Wesentlichen vom Umsatz dieser Teile ab.

Zu Handelszwecken gehaltene Vorräte werden zum Marktwert bewertet.

1.3.18 Forderungen aus Lieferungen und Leistungen

Forderungen aus Lieferungen und Leistungen werden zunächst zum beizulegenden Zeitwert der erhaltenen Gegenleistung oder Forderung angesetzt und anschließend zu fortgeführten Anschaffungskosten oder zum beizulegenden Zeitwert über das OCI bewertet.

In den Forderungen aus Lieferungen und Leistungen sind auch die noch nicht abgerechneten Forderungen aus bereits gelieferter Energie enthalten, die abzüglich der erhaltenen Anzahlungen von Kunden ausgewiesen werden, die in regelmäßigen monatlichen Raten zahlen.

Der Konzern wendet den vereinfachten Ansatz von IFRS 9 an, um erwartete Kreditverluste bei Forderungen aus Lieferungen und Leistungen unter Verwendung von Rückstellungsmatrizen zu messen, die auf der Grundlage von Kreditverlusthistorien erstellt wurden.

1.3.19 Barmittel und Barmitteläquivalente

Die Barmittel und Barmitteläquivalente umfassen unmittelbar verfügbare liquide Mittel und sehr kurzfristige Anlagen, die leicht in einen bekannten Betrag an Barmitteln umgewandelt werden können, die in der Regel innerhalb von drei Monaten oder weniger nach dem Erwerbszeitpunkt fällig werden und ein vernachlässigbares Risiko von Wertschwankungen aufweisen.

Kurzfristig gehaltene Wertpapiere, die als "Zahlungsmitteläquivalente" klassifiziert werden, werden zum beizulegenden Zeitwert bilanziert, wobei die Zeitwertänderungen unter der Position "Sonstige finanzielle Erträge und Aufwendungen"enthalten sind.

1.3.20 Eigenkapital

1.3.20.1 Zeitwertanpassung von Finanzinstrumenten

Die Anpassung des beizulegenden Zeitwerts von Finanzinstrumenten resultiert aus dem Neuausweis der Schuld- und Beteiligungstitel sowie bestimmter Sicherungsinstrumente laut dem beizulegenden Zeitwert.

1.3.20.2 Kosten der Aktienausgabe

Die Emissionskosten für Aktien entsprechen ausschließlich den externen Kosten, die im Zusammenhang mit der Kapitalerhöhung stehen. Sie werden mit dem Ausgabeaufschlag zum Nettowert verrechnet.

Die sonstigen Aufwendungen werden als Aufwand der Periode erfasst.

1.3.20.3 Eigene Aktien

Eigene Aktien sind von der EDF ausgegebene Aktien, die entweder von dieser Gesellschaft oder von sonstigen Unternehmen des Konsolidierungskreises gehalten werden. Sie werden zu Anschaffungskosten bewertet und bis zum Zeitpunkt der Veräußerung vom Eigenkapital abgezogen. Nettogewinne oder -verluste aus der Veräußerung eigener Aktien werden direkt im Eigenkapital erfasst und sind erfolgsneutral.

1.3.20.4 Unbefristete nachrangige Anleihen

Die vom Konzern begebenen unbefristeten nachrangigen Anleihen ("Hybrid"-Anleiheemission) beinhalten auf Initiative von EDF Rücknahmemöglichkeiten. Diese Anleihen können nach einer von den spezifischen Bedingungen der einzelnen Emission abhängigen Mindestlaufzeit und anschließend zu jedem Kupontag oder bei sehr spezifischen Umständen (z.B. Änderung der IFRS oder der Steuerregelung) eingelöst werden. Die jährliche Rendite ist festgelegt und auf der Grundlage von Vertragsklauseln überprüfbar, die je nach den spezifischen Bedingungen der Emission variieren. EDF ist nicht verpflichtet, Zahlungen zu leisten, da es Vertragsklauseln gibt, die es dem Konzern ermöglichen, die Zahlungen auf unbestimmte Zeit zu verschieben. Diese Klauseln sehen jedoch vor, dass im Falle einer Dividendenausschüttung etwaige aufgeschobene Zahlungen erfolgen müssen. All diese Merkmale geben EDF ein bedingungsloses Recht, die Auszahlung von Bargeld oder anderen finanziellen Vermögenswerten für das Kapital oder die Zinsen zu vermeiden. In Übereinstimmung mit IAS 32 werden diese Anleihen daher als Eigenkapitalinstrumente ausgewiesen, und jede geleistete Zahlung wird wie eine Dividende behandelt (siehe Anmerkungen 3.5, 3.6 und 27.4).

1.3.21 Andere Rückstellungen als Rückstellungen für Leistungen an Arbeitnehmer

Der Konzern bildet Rückstellungen, wenn er eine gegenwärtige (rechtliche oder faktische) Verpflichtung aus einem vergangenen Ereignis hat, ein Abfluss von Ressourcen zur Erfüllung der Verpflichtung wahrscheinlich ist und der Verpflichtungsbetrag zuverlässig geschätzt werden kann.

Ist zu erwarten, dass die durch eine Rückstellung gedeckten Aufwendungen ganz oder teilweise erstattet werden, wird die Erstattung nur dann unter den Forderungen ausgewiesen, wenn der Konzern praktisch sicher ist, sie zu erhalten.

Die Rückstellungen werden auf der Grundlage der Erwartung des Konzerns hinsichtlich der zur Erfüllung der Verpflichtung erforderlichen Kosten ermittelt. Die Schätzungen basieren auf Managementdaten aus dem Informationssystem, Annahmen des Konzerns und gegebenenfalls auf Erfahrungen mit ähnlichen Transaktionen, oder teilweise auch auf unabhängigen Gutachten oder Auftragnehmerangeboten. Die verschiedenen Annahmen werden für jeden Bilanzstichtag überprüft.

Die erwarteten Kosten werden auf der Grundlage der wirtschaftlichen Bedingungen am Jahresende geschätzt und über einen prognostizierten Auszahlungsplan verteilt. Sie werden dann unter Verwendung einer prognostizierten langfristigen Inflationsrate auf den aktuellen Euro des Zahlungsjahres angepasst und mit einem nominalen Diskontierungssatz auf den Barwert abgezinst. Die Rückstellungen basieren auf diesen diskontierten zukünftigen Cashflows.

Die Inflationsrate und der Diskontierungssatz basieren auf den wirtschaftlichen und regulatorischen Parametern des Landes, in dem sich die wirtschaftliche Einheit befindet, unter Berücksichtigung des langen Betriebszyklus der Vermögenswerte des Konzerns und der Fälligkeiten der Verpflichtungen.

Der bei jedem Abschluss erzeugte Abzinsungseffekt, der den Zeitablauf widerspiegelt, wird unter "Abzinsungseffekt" im Finanzaufwand erfasst.

In extrem seltenen Situationen kann eine Rückstellung mangels einer zuverlässigen Schätzung nicht gebucht werden. In diesen Fällen wird die Verpflichtung im Anhang als Eventualverbindlichkeit ausgewiesen, es sei denn, die Wahrscheinlichkeit eines Ressourcenabflusses ist gering.

1.3.21.1 Rückstellungen für die Kernenergieerzeugung

Die Rückstellungen für die Kernenergieerzeugung betreffen im Wesentlichen die folgenden Punkte:

―	Ausgaben am Ende des Nuklearkreislaufs: Rückstellungen für die Behandlung abgebrannter Brennelemente, für die Beseitigung und Aufbereitung von Abfällen sowie für die langfristige Entsorgung radioaktiver Abfälle werden gemäß den für jedes Land spezifischen Verpflichtungen und endgültigen Beiträgen gebildet;
―	Kosten für die Stilllegung von Kraftwerken und Verluste durch Brennstoff im Reaktor bei Stilllegung des Reaktors (Rückstellung für letzte Kerne).

Die letzten Kernaufwendungen entsprechen dem Verlust an Brennstoff im Reaktor, der zum Zeitpunkt der endgültigen Abschaltung des Reaktors nicht vollständig verbraucht und aufgrund technischer und regulatorischer Beschränkungen nicht wiederverwendet werden kann, sowie den Kosten für die Brennstoffaufbereitung, die Entsorgung und Lagerung der anfallenden Abfälle.

Veränderungen der Rückstellungen, die sich aus einer Änderung der Diskontierungssätze, einer Änderung des Auszahlungsplans oder einer Änderung der Auftragnehmerquote ergeben, werden wie folgt erfasst:

―	als Erhöhung oder Verminderung der entsprechenden Vermögenswerte bis zum Nettobuchwert, wenn die Rückstellung zunächst durch bilanzielle Vermögenswerte gedeckt war (Stilllegung von noch in Betrieb befindlichen Anlagen, langfristige Entsorgung der aus einer solchen Stilllegung resultierenden radioaktiven Abfälle und letzte Kerne);
―	in allen anderen Fällen in der Gewinn- und Verlustrechnung.

Detaillierte Informationen zu den Grundsätzen für die Bildung von Rückstellungen für die Kernenergieerzeugung in Frankreich und Großbritannien sind in Anmerkung 29 enthalten.

1.3.21.2 Sonstige Rückstellungen

Die sonstigen Rückstellungen betreffen im Wesentlichen:

―	Eventualverbindlichkeiten im Zusammenhang mit Tochtergesellschaften und Beteiligungen;
―	Steuerverbindlichkeiten;
―	Rechtsstreit;
―	belastende Verträge und Verluste bei Fertigstellung;
―	Umweltmaßnahmen.

Die Rückstellungen für belastende Verträge betreffen im Wesentlichen mehrjährige Verträge über den Bezug oder Verkauf von Energie:

―	Verluste aus Energiebezugsverträgen werden durch den Vergleich der vertraglich vereinbarten Anschaffungskosten mit dem prognostizierten Marktpreis ermittelt;
―	Verluste aus Energieverkaufsverträgen werden durch den Vergleich der geschätzten Erträge unter den Vertragsbedingungen mit den Kosten der zu liefernden Energie gemessen.

Die Umsätze und Margen der langfristigen Verträge von Framatome werden nach der Teilgewinnrealisierungsmethode erfasst. Wenn das geschätzte Ergebnis nach Fertigstellung negativ ist, wird der Verlust sofort in der Gewinn- und Verlustrechnung erfasst, abzüglich des bereits nach der Teilgewinnrealisierungsmethode erfassten Verlustes, und es wird eine Rückstellung gebildet.

Rückstellungen für Umweltschutzsysteme werden gebildet, um das Defizit an Treibhausgasemissionsquoten, Zertifikaten für erneuerbare Energien und Energiesparzertifikaten im Vergleich zu den zugewiesenen Zielen zu decken (siehe Anmerkung 1.3.27).

In äußerst seltenen Fällen kann die Beschreibung eines bestimmten, durch eine Rückstellung abgedeckten Rechtsstreits im Anhang des Jahresabschlusses unterbleiben, wenn eine solche Offenlegung zu einem schwerwiegenden Schaden für den Konzern führen könnte.

1.3.22 Rückstellungen für Leistungen an Arbeitnehmer

Der Konzern gewährt seinen Mitarbeitern Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses (Pensionspläne, Pensionsleistungen usw.) und sonstige langfristige Leistungen (z.B. Jubiläumsgelder) in Übereinstimmung mit den spezifischen Gesetzen und Maßnahmen, die in jedem Land, in dem er tätig ist, gelten.

1.3.22.1 Berechnung und Anerkennung von Leistungen an Arbeitnehmer

Die Verpflichtungen aus leistungsorientierten Plänen werden nach dem Anwartschaftsbarwertverfahren berechnet, das den Barwert der am Jahresende erworbenen Ansprüche der Mitarbeiter aus allen Arten von Plänen unter Berücksichtigung der Aussichten auf Lohnerhöhungen und der spezifischen wirtschaftlichen Bedingungen jedes Landes ermittelt.

Die Pensionsverpflichtungen werden im Wesentlichen nach den folgenden Methoden und Annahmen bewertet:

―	Rentenalter, das auf der Grundlage der für jeden Plan geltenden Regeln und der Voraussetzungen für den Anspruch auf eine volle Rente festgelegt wird;
―	Gehaltsniveaus am Ende der Karriere, bezogen auf das Dienstalter der Mitarbeiter, erwartete Gehaltsniveaus zum Zeitpunkt der Pensionierung auf der Grundlage der erwarteten Auswirkungen des beruflichen Aufstiegs und geschätzte Trends des Rentenniveaus;
―	prognostizierte Zahl der Rentner, die auf der Grundlage der in den einzelnen Ländern verfügbaren Fluktuationsraten und Sterblichkeitsdaten ermittelt wird;
―	gegebenenfalls Hinterbliebenenrenten, wobei sowohl die Lebenserwartung des Arbeitnehmers und seines Ehepartners als auch die Heiratsquote berücksichtigt werden;
―	ein von der geografischen Zone und der Dauer der Verpflichtungen abhängiger Diskontierungssatz, der zum Jahresende unter Bezugnahme auf die Marktrendite hochwertiger Unternehmensanleihen oder den Zinssatz von Staatsanleihen ermittelt wird, deren Laufzeit mit den Verpflichtungen des EDF Konzerns gegenüber den Mitarbeitern übereinstimmt.

Die Höhe der Rückstellung entspricht dem Wert der Verpflichtungen abzüglich des beizulegenden Zeitwerts des Fondsvermögens, das diese Verpflichtungen abdeckt.

Der im Laufe des Jahres gebuchte Nettoaufwand für Pensionsverpflichtungen beinhaltet:

―

in der Gewinn- und Verlustrechnung:

―	den aktuellen Dienstzeitaufwand, der den im Laufe des Jahres erdienten zusätzlichen Leistungsansprüchen entspricht,
―	den Nettozinsaufwand, der der Verzinsung der Verpflichtungen nach Abzug der Erträge aus dem Fondsvermögen entspricht, der mit dem gleichen Diskontierungssatz wie für die Verpflichtungen berechnet wird,
―	den nachzuverrechnenden Dienstzeitaufwand, einschließlich der Erträge oder Aufwendungen im Zusammenhang mit Änderungen oder Abrechnungen von Leistungsplänen oder der Einführung neuer Pläne,
―	die versicherungsmathematischen Gewinne und Verluste aus sonstigen langfristigen Leistungen;

―

unter den sonstigen Bestandteilen des Konzern-Gesamtergebnisses:

―	die versicherungsmathematischen Gewinne und Verluste aus Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses,
―	die Wirkung der Begrenzung der Obergrenze für Vermögenswerte, falls vorhanden.

1.3.22.2 Verpflichtungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses

Im Ruhestand erhalten die Mitarbeiter des Konzerns Renten, die nach den lokalen Vorschriften festgelegt sind. Sie können auch Anspruch auf Leistungen haben, die von den Unternehmen direkt gezahlt werden, sowie auf Zusatzleistungen, die in den einschlägigen Vorschriften vorgeschrieben sind.

1.3.22.2.1 Französische Unternehmen, die unter das IEG-System fallen

Unternehmen des spezifischen IEG-Sektorsystems (Elektrizität und Gas), nämlich EDF, Enedis, der CTE-Teilkonzern, Electricite de Strasbourg, EDF PEI und bestimmte Tochtergesellschaften des Dalkia-Teilkonzerns, sind Konzerngesellschaften, bei denen fast alle Mitarbeiter in den Genuss der IEG-Satzung kommen, einschließlich des Sonderpensionssystems und sonstiger gesetzlicher Leistungen.

Seit dem Inkrafttreten der Finanzierungsreform des IEG-Sektorsystems am 1. Januar 2005 verwaltet die CNIEG (Caisse nationale des IEG, die branchenspezifische Renteneinrichtung) nicht nur das spezielle IEG-Rentensystem, sondern auch das Versicherungssystem für den Sektor bei Betriebsunfall, Invalidität und Tod.

Die CNIEG ist eine privatrechtliche Einrichtung der sozialen Sicherheit, die durch das Gesetz vom 9. August 2004 gegründet wurde. Sie hat den Status einer Rechtsperson und erstattet der französischen Regierung Bericht. Sie arbeitet unter der gemeinsamen Aufsicht der französischen Minister für Haushalt, soziale Sicherheit und Energie.

Im Rahmen der gesetzlich eingeführten Finanzierungsvereinbarungen bilden die IEG-Sektorgesellschaften Pensionsrückstellungen für Ansprüche, die nicht durch die französischen Standardsysteme (CNAV, AGIRC und ARRCO), denen das IEG-System angeschlossen ist, oder durch die CTA-Abgabe (Contribution Tarifaire d'Acheminement) auf Gas- und Stromübertragungs- sowie -Verteilungsdienste finanziert werden.

Infolge dieses Finanzierungsmechanismus kann jede Änderung (ob für die Mitarbeiter günstig oder ungünstig) des französischen Standard-Pensionssystems, die nicht an das IEG-Pensionssystem weitergegeben wird, zu einer Veränderung der Höhe der vom Konzern zur Deckung seiner Verpflichtungen gebildeten Rückstellungen führen.

Die von den Pensionen betroffenen Verpflichtungen, für die eine Rückstellung gebildet wird, umfassen somit:

―	Sonderleistungen der Mitarbeiter in der deregulierten oder wettbewerbsorientierten Tätigkeit;
―	Sonderleistungen, die die Mitarbeiter ab dem 1. Januar 2005 für die regulierten Aktivitäten (Übertragung und Verteilung) erhalten (vor diesem Zeitpunkt erworbene Leistungen werden durch die CTA-Abgabe finanziert).

Neben den Pensionen werden weitere Leistungen an ehemalige Mitarbeiter (die derzeit nicht im aktiven Dienst stehen) des IEG gewährt, wie nachfolgend erläutert:

―	Sachbezüge: Artikel 28 der nationalen IEG-Gesetzgebung berechtigt diese Mitarbeiter und aktuellen Mitarbeiter zu Sachleistungen in Form von Strom- oder Gaslieferungen zu Vorzugspreisen. Die Verpflichtung zur Lieferung von Energie an Konzernmitarbeiter von EDF und Engie (vormals GDF-Suez) entspricht dem wahrscheinlichen Barwert von kWh, der den Begünstigten oder deren Angehörigen während ihrer Pensionierung zu liefern ist, bewertet auf der Grundlage der Stückkosten. Darin enthalten ist auch die Zahlung aus dem Energieaustauschvertrag mit Engie;
―	Altersversorgungsleistungen: Diese werden bei der Pensionierung an die Mitarbeiter gezahlt, die die gesetzliche Altersrente erhalten, oder an deren Angehörige, wenn der Mitarbeiter vor Erreichen der Pensionierung stirbt. Diese Verpflichtungen sind fast vollständig durch eine Versicherung abgedeckt;
―	Rente wegen Todes: Diese wird nach dem Tod eines inaktiven oder behinderten Mitarbeiters ausgezahlt, um die zu diesem Zeitpunkt entstandenen Kosten finanziell zu unterstützen (Artikel 26 -§ 5 der nationalen Bestimmungen). Sie wird an die Hauptunterhaltsberechtigten des Verstorbenen (gesetzliche Entschädigung in Höhe von drei Monatsrenten, unter Einhaltung einer Obergrenze) oder an einen Dritten gezahlt, der Bestattungskosten bezahlt hat (Ermessensausgleich in Höhe der entstandenen Kosten);
―	Bonus auf Vorruhestand: Alle Mitarbeiter, die zum Zeitpunkt ihres Ausscheidens sofort in den Genuss der gesetzlichen Altersrente kommen und mindestens 55 Jahre alt sind, haben während der letzten zwölf Monate ihrer Tätigkeit Anspruch auf 18 Tage Bonusurlaub;
―	Zu den sonstigen Leistungen gehören die Unterstützung bei den Studienkosten, das Zeitbudget für den Vorruhestand und die Renten für Mitarbeiter, die an Tochtergesellschaften entsandt werden, die nicht unter das IEG-System fallen.

1.3.22.2.2 Französische und ausländische Tochtergesellschaften, die nicht unter das spezielle IEG-System fallen

Die Pensionsverpflichtungen betreffen im Wesentlichen die britischen Gesellschaften und sind überwiegend durch leistungsorientierte Pläne abgedeckt.

In Großbritannien verfügt EDF Energy über drei leistungsorientierte Pensionspläne:

―	den Plan der British Energy Generation Group (BEGG), der dem Electricity Supply Pension Scheme (ESPS) angeschlossen ist, dessen Mehrheit der Mitglieder Mitarbeiter in der Nuklearindustrie sind. Der BEGG-Plan wurde im August 2012 für neue Mitglieder geschlossen;
―	den ebenfalls dem ESPS angeschlossenen Plan der EDF Energy Generation and Supply Group (EEGSG), der im Dezember 2010 für die bei EDF Energy verbleibenden Mitarbeiter nach der Übertragung des früheren Konzernplans auf UK Power Networks im Rahmen des Verkaufs der Netze eingerichtet wurde. Der EEGSG-Plan hat seitdem keine neuen Mitglieder aufgenommen;
―	das EDF Energy Pensionssystem (EEPS). Dieses System wurde im März 2004 eingeführt, und neue Mitarbeiter haben die Möglichkeit diesem beizutreten.

Im Jahr 2016 führte EDF Energy einen neuen leistungsorientierten Teil des EEPS-Pensionsplans mit dem Namen EEPS CARE (Career Average Revalued Earnings, durchschnittl. Neubewertung der Einnahmen über die Karrierelaufbahn) ein. Im Rahmen von EEPS CARE basieren die Renten auf einem pensionsfähigen Gehalt, das dem durchschnittlichen Gehalt über die gesamte Karriere des Begünstigten entspricht, bereinigt um die Inflation. Im Dezember 2017 wurde im Rahmen des BEGG-Pensionsplans auch ein CARE-Bereich eingeführt, der für neue Mitarbeiter in der Kernenergieerzeugung zu gleichen Bedingungen wie der entsprechende Bereich des EEPS-Pensionsplans offen steht. Die Renten für die anderen Bereiche basieren weiterhin auf dem letzten pensionsfähigen Gehalt des Begünstigten.

Jeder Pensionsplan ist finanziell unabhängig von den anderen. Die BEGG- und EEGSG-Pläne sind Teil des branchenweiten ESPS, das eines der größten privaten Pensionssysteme in Großbritannien darstellt.

Die Pläne werden extern von separaten Treuhandgesellschaften verwaltet, deren Treuhänder von der Firma und den Planteilnehmern ernannt werden, um die Fonds in ihrem ausschließlichen Interesse zu verwalten. Die Treuhänder führen alle drei Jahre eine versicherungsmathematische Überprüfung des Plans durch und definieren die Höhe der Finanzierung, die erforderlichen Arbeitgeber- und Arbeitnehmerbeiträge sowie die Zahlungspläne. Die Treuhänder sind für die Festlegung der Anlagestrategie der Pläne in Absprache mit dem Unternehmen verantwortlich.

1.3.22.3 Sonstige langfristige Leistungsverpflichtungen

Diese Leistungen betreffen Mitarbeiter, die derzeit im Dienst sind, und werden nach den lokalen Vorschriften, insbesondere den gesetzlichen Vorschriften für den Strom- und Gassektor für EDF und französische Tochtergesellschaften, die unter das IEG-Regime fallen, erworben. Diese beinhalten:

―	Renten nach Arbeitsunfähigkeit, Invalidität, Arbeitsunfall oder Berufskrankheit; wie ihre Kollegen im allgemeinen nationalen System haben die Mitarbeiter der IEG Anspruch auf finanzielle Unterstützung bei Arbeitsunfällen oder Berufskrankheiten sowie auf Renten und Leistungen bei Invalidität und Arbeitsunfähigkeit. Die Verpflichtung wird als wahrscheinlicher Barwert der zukünftigen Leistungen an die gegenwärtigen Begünstigten, einschließlich etwaiger Anwartschaften, bewertet;
―	Dienstjubiläen;
―	Sonderleistungen für Mitarbeiter, die mit Asbest in Berührung gekommen sind.

1.3.23 Verbindlichkeiten aus Sonderkonzessionen

Diese Verbindlichkeiten stellen die vertraglichen Verpflichtungen dar, die spezifisch für die Konzessionsregeln für öffentliche Stromverteilungskonzessionen in Frankreich gelten und unter den Verbindlichkeiten erfasst werden als:

―

Rechte an bestehenden Vermögenswerten: Diese entsprechen dem Recht des Konzessionsgebers, alle Vermögenswerte für ein Nullentgelt zurückzuerhalten. Dieses Recht umfasst den Sachwert der Anlagen - den Nettobuchwert der im Rahmen der Konzession betriebenen Anlagen - abzüglich der noch nicht abgeschriebenen Finanzierung durch den Betreiber;

―

Rechte auf zu ersetzende Vermögenswerte: Diese entsprechen der Verpflichtung des Betreibers, zur Finanzierung der ersatzpflichtigen Vermögenswerte beizutragen. Diese nicht-finanziellen Verbindlichkeiten umfassen:

―	Abschreibungen, die auf den vom Konzessionsgeber finanzierten Teil der Vermögenswerte vorgenommen werden,
―	die Rückstellung für die Verlängerung, ausschließlich für Vermögenswerte, die vor Ablauf der Konzession zur Erneuerung fällig sind.

Wenn Vermögenswerte ersetzt werden, werden die Rückstellung und die Abschreibung der in Bezug auf den ersetzten Posten erfassten Finanzierung des Konzessiongebers eliminiert und auf die Rechte an bestehenden Vermögenswerten übertragen, da sie als die Finanzierung des Konzessiongebers für den neuen Vermögenswert betrachtet werden. Jeder Überschuss aus Rückstellungen wird erfolgswirksam erfasst.

Während der Konzession werden somit die Rechte des Konzessionsgebers an zu ersetzenden Vermögenswerten bei der Erneuerung des Vermögenswerts in Rechte des Konzessionsgebers an bestehenden Vermögenswerten umgewandelt, ohne dass ein Mittelabfluss zugunsten des Konzessionsgebers erfolgt.

Im Allgemeinen wird der Wert der Verbindlichkeiten aus Sonderkonzessionen wie folgt ermittelt:

―

Die Rechte des Konzessionsgebers an bestehenden Vermögenswerten, die den Anteil darstellen, den der Konzessionsgeber an den Konzessionswerten hält, werden auf der Grundlage der in der Bilanz erfassten Vermögenswerte bewertet;

―

die Verpflichtungen im Zusammenhang mit den zu ersetzenden Vermögenswerten werden auf der Grundlage des geschätzten Werts der betreffenden Vermögenswerte bewertet, der zu jedem Jahresende unter Berücksichtigung der Abnutzung des Vermögenswerts zu diesem Zeitpunkt ermittelt wird:

―

basierend auf der Differenz zwischen dem zum Jahresende ermittelten Wiederbeschaffungswert des Vermögenswerts und den historischen Kosten für die Berechnung der Rückstellung für die Erneuerung. Die jährliche Dotierung der Rückstellung basiert auf dieser Differenz, abzüglich etwaiger bestehender Rückstellungen, wobei sich der Nettobetrag über die Restnutzungsdauer der Vermögenswerte verteilt. Folglich steigen die für einen bestimmten Posten erfassten Aufwendungen im Laufe der Zeit,

―

basierend auf dem Anteil der Anschaffungskosten des Vermögenswerts, der vom Konzessionsgeber für die Abschreibung der Finanzierung des Konzessionsgebers finanziert wird.

Der Konzern ist der Ansicht, dass die Verpflichtungen im Zusammenhang mit den zu ersetzenden Vermögenswerten auf der Grundlage der in den Konzessionsverträgen enthaltenen Sonderklauseln zu bewerten sind. Bei diesem Ansatz werden diese Verpflichtungen mit dem Wert der vertraglichen Verpflichtungen, laut Berechnung und jährlichem Ausweis in den Berichten des Konzessionsgebers, angesetzt. Dieser Vertragswert spiegelt auch die Möglichkeit wider, dass der EDF Konzern eines Tages seinen Status als Konzessionsnehmer verlieren könnte.

Ohne solche Klauseln wäre ein alternativer Ansatz die Angabe von vertraglichen Verpflichtungen in Höhe des Barwerts der zukünftigen Zahlungen, die für den Ersatz von im Rahmen der Konzession betriebenen Anlagen am Ende ihrer industriellen Nutzungsdauer erforderlich sind.

Zur Information berichtet der Konzern im Folgenden über die Auswirkungen dieses alternativen Ansatzes, d.h. die Abzinsung der zukünftigen Verpflichtung, zur Finanzierung der zu ersetzenden Vermögenswerte beizutragen.

Die wichtigsten Annahmen, die bei der Erstellung dieser Simulation verwendet wurden, lauten wie folgt:

―	die Grundlage für die Berechnung der Rückstellung für die Erneuerung ist der geschätzte Wiederbeschaffungswert am Ende der Nutzungsdauer des Vermögenswerts unter Anwendung einer prognostizierten jährlichen Inflationsrate von 1,5% abzüglich des historischen Werts des Vermögenswerts. dieser Betrag basiert auf der Abnutzung des Vermögenswerts und wird mit einem Zinssatz von 3,9% abgezinst;
―	die Abschreibung der Finanzierung des Konzessionsgebers wird ebenfalls mit einem Zinssatz von 3,9% abgezinst.

Die folgende Tabelle zeigt die Auswirkungen dieser Simulation für Enedis im Jahr 2018:

AUSWIRKUNGEN AUF DIE GEWINN- UND VERLUSTRECHNUNG

(in Mio. EUR und vor Steuern)	2018
Betriebsgewinn	132
Finanzergebnis	(571)
Ergebnis vor Steuern der konsolidierten Unternehmen	(439)

AUSWIRKUNGEN AUF DIE BILANZ - EIGENKAPITAL

(in Mio. EUR und vor Steuern)	2018
Eröffnungsbilanz	1.690
Zum Bilanzstichtag	1.251

Die Bewertung von Konzessionsverpflichtungen nach dieser Methode unterliegt der Unsicherheit über Kosten und Auslagen und ist zudem anfällig für Inflation und Diskontierungssätze.

1.3.24 Investitionszuschüsse

Von Konzerngesellschaften erhaltene Investitionszuschüsse werden unter der Position "Sonstige Verbindlichkeiten" aktiviert und mit der Nutzung des wirtschaftlichen Nutzens der entsprechenden Vermögenswerte erfolgswirksam erfasst.

1.3.25 Zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte und damit verbundene Verbindlichkeiten sowie aufgegebene Geschäftsbereiche

Vermögenswerte, die als zur Veräußerung gehalten gelten, und damit verbundene Verbindlichkeiten werden in der Bilanz getrennt von anderen Vermögenswerten und Verbindlichkeiten ausgewiesen.

Wenn Vermögenswerte oder Gruppen von Vermögenswerten als aufgegebene Geschäftsbereiche klassifiziert werden, werden Erträge und Aufwendungen im Zusammenhang mit diesen aufgegebenen Geschäftsbereichen in der Gewinn- und Verlustrechnung in einem einzigen Nettobetrag nach Steuern ausgewiesen, und die Nettoveränderungen der Barmittel und Barmitteläquivalente aufgegebener Geschäftsbereiche werden ebenfalls in der Kapitalflussrechnung separat ausgewiesen.

Wertminderungen werden erfasst, wenn der realisierbare Wert unter dem Restbuchwert liegt.

1.3.26 Art und Umfang der Beschränkungen hinsichtlich der Fähigkeit des Konzerns, auf Vermögenswerte zuzugreifen und diese zu nutzen oder Verbindlichkeiten zu begleichen

Die wichtigsten Beschränkungen, die die Fähigkeit des Konzerns, auf seine Vermögenswerte zuzugreifen, sie zu nutzen oder seine Verbindlichkeiten zu begleichen, einschränken können, betreffen die folgenden Punkte:

―	Vermögenswerte, die zur Finanzierung von Leistungen an Arbeitnehmer gehalten werden (hauptsächlich in Frankreich und Großbritannien - siehe Anmerkung 1.3.22) - und Aufwendungen im Zusammenhang mit nuklearen Verbindlichkeiten (hauptsächlich in Frankreich - siehe Anmerkung 45 - und in Großbritannien - siehe Anmerkung 29.2);
―	materielle und immaterielle Vermögenswerte und die damit verbundenen Verbindlichkeiten im Zusammenhang mit Konzessionsvereinbarungen, unabhängig davon, ob sie Regulierungsmechanismen unterliegen oder nicht (Verpflichtungen zur Lieferung von Energie oder energiebezogenen Dienstleistungen, Regeln für Investitionen, eine Verpflichtung zur Rückgabe von Konzessionsanlagen bei Vertragsende, bei Vertragsende zu zahlende Beträge, Tarifbeschränkungen usw.). diese Beschränkungen gelten hauptsächlich für Vermögenswerte dieser Art in Frankreich (EDF, Enedis und Dalkia) und in geringerem Umfang in Italien (siehe Anmerkungen 1.3.13 und 1.3.23);
―	der Verkauf von Konzernbeteiligungen an bestimmte Tochtergesellschaften bedarf der Genehmigung durch staatliche Stellen, insbesondere wenn sie eine regulierte Tätigkeit ausüben oder Kernkraftwerke betreiben (dies ist der Fall bei EDF Nuclear Generation Ltd. in Großbritannien, Taishan (TNPJVC) in China und CENG in den Vereinigten Staaten);
―	Bildung von Vorsorgereserven und Maßnahmen im Hinblick auf die Vertriebskapazität, damit die Versicherungstöchter ihre Anforderungen an die aufsichtsrechtlichen Kennzahlen erfüllen können;
―	die Barmittel bestimmter Unternehmen, die Finanzierungsvereinbarungen nutzen, die vorsehen, dass die Dividendenausschüttung von Bedingungen für die Rückzahlung von Bankschulden (oder die Qualifizierung für Kredite) und Aktionären abhängig ist, oder in bestimmten Ländern regulatorischen Beschränkungen unterliegen.

Bestimmte Aktionärsvereinbarungen hinsichtlich vom Konzern kontrollierte Unternehmen enthalten Klauseln zum Schutz von Minderheitsaktionären, die für bestimmte besonders wichtige Entscheidungen die Zustimmung von Minderheitsaktionären erfordern.

Schließlich enthalten bestimmte Finanzierungsdarlehen an Konzerngesellschaften Vorfälligkeitsklauseln (siehe Anmerkung 38.2.6), und bestimmte Positionen für Barmittel und Barmitteläquivalente unterliegen Beschränkungen (siehe Anmerkung 37).

1.3.27 Umwelt

1.3.27.1 Treibhausgasemissionsrechte

Das derzeit geltende System ist in Anmerkung 49.1 beschrieben.

Die bilanzielle Behandlung von Emissionsrechten hängt von der Halteabsicht ab. Es gibt zwei Wirtschaftsmodelle, die beide im EDF Konzern nebeneinander existieren.

Die im Rahmen des "Handelsmodells" gehaltenen Rechte werden in den Vorräten zum beizulegenden Zeitwert ausgewiesen. Die im Laufe des Jahres beobachtete Veränderung des beizulegenden Zeitwerts wird in der Gewinn- und Verlustrechnung erfasst.

Rechte, die zur Erfüllung der gesetzlichen Anforderungen an die Treibhausgasemissionen gehalten werden ("Erzeugungsmodell"), werden unter den immateriellen Vermögenswerten erfasst:

―	zu Anschaffungskosten beim Kauf auf dem Markt;
―	bei kostenloser Zuteilung zum Nullwert (in Ländern, die noch über ein kostenloses Zuteilungssystem verfügen).

Wenn die geschätzten Emissionen einer Konzerngesellschaft in einem bestimmten Zeitraum höher sind als die für den Zeitraum ohne Gegenleistung zugeteilten Rechte abzüglich der am Spot- oder Terminmarkt verkauften zugeteilten Rechte, wird eine Rückstellung für die überschüssigen Emissionen gebildet. Diese Rückstellung entspricht dem Fehlbetrag der gehaltenen Rechte (Differenz zwischen den tatsächlichen Emissionen und den zum Bilanzstichtag gehaltenen zugeteilten Rechten).

Werden keine Emissionsrechte unentgeltlich zugeteilt, wird eine Rückstellung in Höhe der tatsächlichen Emissionen am Bilanzstichtag gebildet.

In beiden Fällen wird die Rückstellung auf der Grundlage der Anschaffungskosten bis zur Höhe der am Spot- oder Terminmarkt erworbenen Rechte und der Marktpreise für den Restbetrag bewertet. Sie wird aufgelöst, wenn die Rechte an den Staat abgetreten werden.

Zum Bilanzstichtag werden der Bestand an Emissionsrechten und die Verpflichtung zur Rückgabe von Rechten für die Emissionen des Jahres brutto ohne Verrechnung (sogenanntes Netting) dargestellt.

Wenn die Anzahl der erworbenen Emissionsrechte, die am Ende des Jahres als immaterielle Vermögenswerte erfasst wurden und nicht Gegenstand eines Terminverkaufs sind, höher ausfällt als die Anzahl der erworbenen Rechte, die für die Emissionen des Jahres an den Staat zurückgegeben werden, ist ein Werthaltigkeitstest auf den Überschuss durchzuführen. Liegt der realisierbare Wert unter dem Nettobuchwert, wird eine Wertminderung gebucht.

1.3.27.2 Zertifikate für erneuerbare Energien

Das derzeit geltende System ist in Anmerkung 49.3 beschrieben. Der EDF Konzern wendet die folgenden Bilanzierungsverfahren an:

―

Für nicht verpflichtete Stromerzeuger werden die auf der Grundlage der Erzeugungsleistung erhaltenen Zertifikate unter "Sonstige Vorräte" erfasst, bis sie an Lieferanten weiterverkauft werden;

―

für verpflichtete Produzenten und ein Unternehmen, das sowohl Energie produziert als auch liefert und verpflichtet ist, eine bestimmte Menge an erneuerbarer Energie zu verkaufen, wendet der Konzern die folgenden Bilanzierungsmethoden für Zertifikate an, die auf der Grundlage der Erzeugungsleistung erhalten wurden:

―

bis zur Höhe der Verpflichtung werden diese Zertifikate nicht anerkannt,

―

Zertifikate, die über die Verpflichtung hinausgehen, werden unter den "Sonstigen Vorräten" ausgewiesen,

―

in der spezifischen Situation, in der ein Unternehmen nicht in der Lage ist, seine Verpflichtung zum Jahresende zu erfüllen, wendet der Konzern die folgende Bilanzierung an:

―

Zertifikate, die gegen Entgelt zur Erfüllung der Verpflichtung erworben wurden, werden in den immateriellen Vermögenswerten zu Anschaffungskosten erfasst und

―

es wird eine Rückstellung in Höhe des Fehlbetrags der Zertifikate im Vergleich zur Verpflichtung am Jahresende gebildet. Der Wert dieser Rückstellung ergibt sich aus dem Anschaffungspreis von bereits am Spot- oder Terminmarkt erworbenen Zertifikaten sowie aus Marktpreisen oder Strafpreisen für den Restbetrag. Die Rückstellung wird aufgelöst, wenn die Zertifikate an den Staat übergeben werden.

Terminkäufe und -verkäufe von Zertifikaten im Zusammenhang mit Handelsaktivitäten werden gemäß IRFS 9 erfasst und zum Zeitwert am Bilanzstichtag bewertet. Die Veränderung des beizulegenden Zeitwerts wird in der Gewinn- und Verlustrechnung erfasst.

1.3.27.3 Energiesparzertifikate

Das derzeit geltende System ist in Anmerkung 49.2 beschrieben.

Der EDF Konzern erfüllt seine Verpflichtungen, indem er entweder Maßnahmen in Bezug auf seine Vermögenswerte oder Maßnahmen im Hinblick auf seine Endkunden ergreift, um vom Staat Energiesparzertifikate zu erhalten, oder indem er Energiesparzertifikate direkt kauft.

Aufwendungen, die zur Erfüllung der kumulierten Energiesparverpflichtung anfallen, werden wie folgt behandelt:

―	als Sachanlagen, wenn die von dem Unternehmen ergriffene Maßnahme die eigenen Vermögenswerte betrifft und sich die Aufwendungen für den Ansatz als Vermögenswert qualifizieren;
―	als Ausgaben für das laufende Jahr, wenn sie die Voraussetzungen für die Aktivierung nicht erfüllen oder wenn die ergriffenen Maßnahmen darauf abzielen, Dritte zur Energieeinsparung zu ermutigen.

Aufwendungen, die zum Jahresende über die kumulierte Verpflichtung hinausgehen, werden bis zur Erfüllung der Verpflichtung in den Vorräten ausgewiesen. Eine Rückstellung wird gebildet, wenn die erzielten Energieeinsparungen geringer sind als die kumulierte Energieeinsparverpflichtung. Der Betrag der Rückstellung entspricht den Kosten für noch zu ergreifende Maßnahmen zur Erfüllung der Verpflichtungen aus dem Energieverkauf.

1.3.27.4 Umweltaufwendungen

Umweltaufwendungen sind identifizierbare Kosten, die anfallen, um Umweltschäden zu vermeiden, zu reduzieren oder zu beheben, die vom Konzern als Folge seiner Aktivitäten verursacht wurden oder werden können. Diese Aufwendungen werden wie folgt behandelt:

―	sie werden aktiviert, wenn sie anfallen, um zukünftige Schäden zu vermeiden oder zu reduzieren oder Ressourcen zu schützen;
―	sie werden als Umweltverpflichtungen bilanziert und erhöhen die Rückstellungen für Umweltrisiken, wenn sie einer am Jahresende bestehenden Verpflichtung entsprechen und es zum Bilanzstichtag wahrscheinlich oder sicher ist, dass sie zu einem Ressourcenabfluss führen werden;
―	sie werden als Aufwand erfasst, wenn es sich um Betriebsaufwand für die für Umweltangelegenheiten, Umweltaufsicht, Umweltabgaben und -steuern, die Verarbeitung von flüssigen und gasförmigen Abwässern und nicht radioaktiven Abfällen sowie für Forschung, die nicht im Zusammenhang mit einer Investition steht, zuständigen Stellen handelt.

ANMERKUNG 2 VERGLEICHBARKEIT

2.1 IFRS 15 - UMSATZERLÖSE AUS VERTRÄGEN MIT KUNDEN

IFRS 15 "Umsatzerlöse aus Verträgen mit Kunden" ist seit dem 1. Januar 2018 anzuwenden (siehe Anmerkung 1.3.7).

Der Konzern wendet den vollständigen retrospektiven Ansatz an, der keine Auswirkungen auf das Eröffnungssaldo des Eigenkapitals hat.

Infolge dieser Änderung verringerten sich die zum 31. Dezember 2017 ausgewiesenen Umsätze und Energieeinkäufe um 4.740 Mio. EUR, ohne dass dies Auswirkungen auf das Betriebsergebnis vor Abschreibungen hatte. In der Bilanz wurden die zum 31. Dezember 2017 ausgewiesenen Forderungen aus Lieferungen und Leistungen, sonstigen kurzfristigen Forderungen und sonstigen kurzfristigen Verbindlichkeiten aufgrund der neuen Praxis, nicht fakturierte Forderungen für bereits gelieferte Energie mit erhaltenen Anzahlungen von Kunden zu verrechnen (siehe Anmerkung 2.1.3.2), um 6.568 Mio. EUR, 2.342 Mio. EUR bzw. 8.910 Mio. EUR reduziert.

In Verbindung mit der Umsetzung von IFRS 15 überwacht der Konzern Änderungen internationaler Standards, die sich auf die derzeitige Bilanzierung regulierter Tarifaktivitäten auswirken könnten.

Die von Änderungen der Bilanzierungsmethoden betroffenen Vorgänge sind folgende:

2.1.1 Erfassung von Erträgen aus der Energielieferung (Unterscheidung zwischen Prinzipal und Agent)

In Frankreich und Belgien gelangte der Konzern zu dem Schluss, dass die Lieferung eine von der Energieversorgung getrennte Dienstleistung ist und dass der Energieversorger bei der Erbringung dieser Lieferung als Agent auftritt.

In Italien und Großbritannien wird der Energieversorger jedoch weiterhin als Prinzipal für Lieferdienstleistungen eingestuft.

In Frankreich wird der überwiegende Teil der Stromlieferdienste vom französischen Verteilernetzbetreiber Enedis erbracht, der eine regulierte Tochtergesellschaft des Konzerns ist. Infolgedessen wirkt sich die Unterscheidung zwischen Prinzipal und Agent in Bezug auf die Stromlieferung in Frankreich nur auf die Darstellung des Umsatzes in der Berichterstattung nach Geschäftssegmenten aus.

Diese Änderungen haben zu einem Rückgang des ausgewiesenen Umsatzes für 2017 aus der Gas- und Stromlieferung in Belgien und der Gaslieferung in Frankreich (und der Stromlieferung in Frankreich durch konzernfremde Verteilernetzbetreiber) um 1.527 Mio. EUR und zu einem entsprechenden Rückgang der Lieferkosten geführt (in Brennstoff- und Energieeinkäufen enthalten).

2.1.2 Erfassung von marktüblichen Energieeinkaufs- und Energieverkaufstransaktionen, die Teil der Optimierungsaktivitäten sind

Die durchgeführten Analysen haben den Konzern zu der Auffassung veranlasst, dass die Bilanzierung auf Nettobasis die wirtschaftliche Realität von Optimierungstransaktionen aussagekräftiger widerspiegelt. Da einige Konzerngesellschaften (in Italien, Belgien und in Frankreich für Dalkia) zuvor solche Verkäufe brutto ausgewiesen und einen entsprechenden Eintrag in den Energieeinkäufen verbucht haben, führt diese Änderung zum 31. Dezember 2017 zu einem Rückgang der ausgewiesenen Verkäufe sowie der Kraftstoff- und Energieeinkäufe um 2.793 Mio. EUR.

2.1.3 Sonstige Auswirkungen

2.1.3.1 Sonstige Auswirkungen auf die konsolidierte Gewinn- und Verlustrechnung

Sonstige Transaktionen, die zuvor auf Bruttobasis erfasst wurden, werden nun auch auf Nettobasis in Anwendung von IFRS 15 dargestellt: Vermittlungsgeschäfte in Italien und Abrechnungen im Rahmen des Ausgleichsmechanismus für das französische Stromnetz in Höhe von insgesamt 420 Mio. EUR. Diese Anpassungen haben keine Auswirkungen auf das zum 31. Dezember 2017 veröffentlichte Konzernbetriebsergebnis vor Abschreibungen.

2.1.3.2 Auswirkungen auf die Konzernbilanz

Forderungen aus Lieferungen und Leistungen, die den Betrag der noch nicht abgerechneten Forderungen für bereits gelieferte Energie enthalten, werden nun abzüglich der erhaltenen Anzahlungen von Kunden ausgewiesen, die in regelmäßigen monatlichen Raten zahlen.

Diese Änderung führt zum 31. Dezember 2017 zu einem Rückgang der Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstigen kurzfristigen Verbindlichkeiten um 6.568 Mio. EUR. Die damit verbundene Saldierung der Steuern auf diese Beträge führt zum 31. Dezember 2017 zu einem Rückgang von 2.342 Mio. EUR (Reduzierung der "Steuerverbindlichkeiten" in den sonstigen kurzfristigen Verbindlichkeiten mit entsprechender Veränderung der "Steuerforderungen" in den sonstigen kurzfristigen Forderungen).

2.1.4 Zusammenfassung der Auswirkungen auf das Konzernbetriebsergebnis vor Abschreibungen und Segmentberichterstattung

(in Mio. EUR)	31.12.2017 wie vorgegeben	Auswirkungen laut IFRS 15	31.12.2017 Angepasst
Umsätze	69.632	(4.740)	64.892
Brennstoff- und Energiebeschaffung	(37.641)	4.740	(32.901)
Sonstige externe Aufwendungen	(8.739)	-	(8.739)
Personalaufwand	(12.456)	-	(12.456)
Andere Steuern als Ertragsteuern	(3.541)	-	(3.541)
Sonstiges Betriebsergebnis und Aufwendungen	6.487	-	6.487
BETRIEBSERGEBNIS VOR ABSCHREIBUNGEN	13.742	-	13.742

Die folgende Tabelle fasst die zum 31. Dezember 2017 ausgewiesenen Segmentinformationen und die Anpassungen zusammen, die sich aus der Anwendung von IFRS 15 ergeben.

Zum 31. Dezember 2017 veröffentlichte Zahlen (in Mio. EUR)	Frankreich - Erzeugung und Versorgung	Frankreich - Regulierte Aktivitäten	Großbritannien	Italien	Sonstiges international ⁽¹⁾	Sonstige Aktivitäten ⁽²⁾
Externe Umsätze	34.533	5.732	8.681	9.918	4.649	6.119
Umsätze zwischen den Segmenten	1.073	10.164	7	22	173	1.694
UMSATZ WIE AUSGEWIESEN	35.606	15.896	8.688	9.940	4.822	7.813
IFRS 15 Anpassungen
Externe Umsätze	(10.607)	10.041	-	(2.218)	(1.656)	(300)
Umsätze zwischen den Segmenten	-	(10.101)	-	-	-	-
UMSATZ	(10.607)	(60)	-	(2.218)	(1.656)	(300)
Angepasste Zahlen zum 31. Dezember 2017
Externe Umsätze	23.926	15.773	8.681	7.700	2.993	5.819
Umsätze zwischen den Segmenten	1.073	63	7	22	173	1.694
UMSÄTZE NACH ANPASSUNGEN	24.999	15.836	8.688	7.722	3.166	7.513

Zum 31. Dezember 2017 veröffentlichte Zahlen (in Mio. EUR)	Eliminierungen zwischen den Segmenten	Summe
Externe Umsätze	-	69.632
Umsätze zwischen den Segmenten	(13.133)	-
UMSATZ WIE AUSGEWIESEN	(13.133)	69.632
IFRS 15 Anpassungen
Externe Umsätze	-	(4.740)
Umsätze zwischen den Segmenten	10.101	-
UMSATZ	10.101	(4.740)
Angepasste Zahlen zum 31. Dezember 2017
Externe Umsätze	-	64.892
Umsätze zwischen den Segmenten	(3.032)	-
UMSÄTZE NACH ANPASSUNGEN	(3.032)	64.892

⁽¹⁾ Anpassungen nach IFRS 15 betreffen nur EDF Luminus (Belgien).
⁽²⁾ Einschließlich EDF Renewables (1.280 Mio. EUR) und Dalkia (3.751 Mio. EUR nach IFRS 15-Anpassungen).

Die Berichterstattung nach Geschäftssegmenten wurde ebenfalls zum 1. Januar 2018 angepasst und die Vergleichszahlen zum 31. Dezember 2017 entsprechend neu ausgewiesen (siehe Anmerkung 6).

2.2. IFRS 9 - FINANZINSTRUMENTE

IFRS 9 "Finanzinstrumente" ist seit dem 1. Januar 2018 verpflichtend anzuwenden. Es werden neue Grundsätze für die Klassifizierung und Bewertung von Finanzinstrumenten, die Wertminderung aufgrund des Kreditrisikos finanzieller Vermögenswerte und die Sicherungsbilanzierung eingeführt, wie unter Anmerkung 1.3.16. dargelegt.

2.2.1 Übergangsmaßnahmen

In Anwendung des vereinfachten Ansatzes nach IFRS 9 wurden die Vergleichszahlen für das erste Anwendungsjahr nicht angepasst. Daraus folgt:

―	jede Differenz zwischen dem Buchwert der finanziellen Vermögenswerte und Verbindlichkeiten zum 31. Dezember 2017 und zum 1. Januar 2018 wird in der Eröffnungsbilanz der konsolidierten Rücklagen erfasst;
―	finanzielle Vermögenswerte werden in der Vergleichsbilanz nicht in die IFRS 9-Kategorien umgegliedert. infolgedessen wird die Kategorie "Zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte" in den Vergleichsinformationen 2017 weiterhin ausgewiesen (siehe Anmerkung 36.1);
―	die Wertminderung für die Vergleichsperiode wurde nicht angepasst;
―	die Vorschriften von IFRS 9 zur Sicherungsbilanzierung werden prospektiv angewendet. Der Übergang hat nicht zur Disqualifikation einer Sicherungsbeziehung geführt.

Die wichtigsten Auswirkungen der Anwendung von IFRS 9 werden im Folgenden näher beschrieben. Die zum 31. Dezember 2017 veröffentlichten Auswirkungen auf die Gewinn- und Verlustrechnung dienen der Information und Vergleichbarkeit mit der Gewinn- und Verlustrechnung zum 31. Dezember 2018.

2.2.2 Wesentliche Auswirkungen von IFRS 9 auf den Konzern

2.2.2.1 Klassifizierung und Bewertung

Die finanziellen Vermögenswerte des Konzerns, die gemäß IAS 39 als "Available for Sale" (AFS) klassifiziert werden, werden nun zum beizulegenden Zeitwert im sonstigen Gesamtergebnis (OCI mit oder ohne Recycling) oder erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bilanziert.

Die wesentlichen Auswirkungen der Anwendung von IFRS 9 im Konzern betreffen finanzielle Vermögenswerte, die in Form von Anteilen an Investmentfonds gehalten werden, und in geringerem Maße die gehaltenen Eigenkapitalinstrumente (Anteile).

―	Bei Anteilen an Investmentfonds werden unrealisierte Gewinne oder Verluste, die zuvor bei der Ausbuchung im OCI und schließlich in der GuV erfasst wurden, gemäß ihrer Klassifizierung nach IFRS 9 direkt in der Gewinn- und Verlustrechnung des Konzerns erfasst.

Diese Instrumente wurden zum 31. Dezember 2017 in Höhe von 18.382 Mio. EUR bilanziert. Die Marktwertänderung zum 1. Januar 2018 in Höhe von insgesamt 1.807 Mio. EUR vor Steuern (1.172 Mio. EUR nach Steuern), die zuvor im OCI mit Recycling nach IAS 39 erfasst wurde, wird in voller Höhe in die sonstigen Konzernrücklagen, ohne zukünftige Erfassung in der GuV, umgegliedert.

―

Für Eigenkapitalinstrumente, die nicht zu Handelszwecken gehalten werden, weist der Konzern für die meisten Instrumente im Portfolio zum 31. Dezember 2017 erfolgswirksam Zeitwertänderungen aus. Für einige der zum 31. Dezember 2017 im Portfolio befindlichen Wertpapiere hat der Konzern jedoch die unwiderrufliche Option ausgeübt, Änderungen des beizulegenden Zeitwerts ohne Recycling im OCI zu erfassen.

Diese Instrumente wurden zum 31. Dezember 2017 in Höhe von 1.679 Mio. EUR bilanziert. Die Veränderung des beizulegenden Zeitwerts zum 1. Januar 2018 in Höhe von insgesamt 135 Mio. EUR vor Steuern (87 Mio. EUR nach Steuern) wird vollständig in die sonstigen Konzernrücklagen umgegliedert, ohne dass eine zukünftige erfolgswirksame Erfassung erfolgt.

―	Der Bestand an Schuldverschreibungen, insbesondere Anleihen, wurde zum 31. Dezember 2017 mit einem Wert von 20.863 Mio. EUR bilanziert.

Davon werden 20.828 Mio. EUR im Rahmen des "Collect & Sell"-Geschäftsmodells verwaltet und bestehen den SPPI-Test. Infolgedessen werden Änderungen des beizulegenden Zeitwerts in diesem Teil des Portfolios unter Fortführung der bisherigen Bilanzierung im OCI mit Recycling erfasst.

Die Veränderung des beizulegenden Zeitwerts dieser im OCI mit Recycling verbleibenden Instrumente beträgt zum 1. Januar 2018 245 Mio. EUR vor Steuern (162 Mio. EUR nach Steuern).

―	Der Saldo des Portfolios (35 Mio. EUR zum 31. Dezember 2017) wird nun erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet.

Die Veränderung des beizulegenden Zeitwerts für diese Instrumente wird zum 1. Januar 2018 in Höhe von insgesamt 3 Mio. EUR vor Steuern (2 Mio. EUR nach Steuern) vollständig in die sonstigen Konzernrücklagen eingestellt, ohne dass eine zukünftige erfolgswirksame Erfassung erfolgt.

Ein Großteil der von diesen Änderungen betroffenen finanziellen Vermögenswerte entfällt auf ein dediziertes Vermögensportfolio (in Höhe von insgesamt 20.848 Mio. EUR zum 31. Dezember 2017 - siehe Anmerkung 36.2), das zur Deckung der künftigen Ausgaben für das Ende des Nuklearkreislaufs von EDF in Frankreich gehalten wird (siehe Anmerkung 45).

Generell führt die Anwendung von IFRS 9 zu einer höheren Volatilität in der Gewinn- und Verlustrechnung des Konzerns. In der Zwischenzeit werden zweckgebundene Vermögenswerte zur Deckung der Rückstellungen für das Ende des Nuklearkreislaufs gehalten, was zu wiederkehrenden Kosten für die Auflösung des Abschlags führt, der im Finanzergebnis enthalten ist.

Die folgende Tabelle fasst die Änderungen in der Klassifizierung der vom Konzern zum 31. Dezember 2017 gehaltenen finanziellen Vermögenswerte zwischen IAS 39 und IFRS 9 sowie die Auswirkungen auf den Konzernabschluss zusammen.

		Klassifizierung nach IFRS 9
Kategorie IAS 39 (in Mio. EUR)	Neu ausgewiesene Salden zum 31.12.2017 ⁽¹⁾	Fortgeführte Anschaffungskosten	Zeitwert durch OCI mit Recycling	Zeitwert durch OCI ohne Recycling	Erfolgswirksam erfasster Zeitwert	Neubewertungsreserve, brutto, zum 01.01.2018
Zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte	40.924	-	20.828	444	19.652	2.190
Zweckgebundene Vermögenswerte der EDF	20.848	-	4.992	-	15.856	2.114
Liquide Mittel von EDF	18.963	-	15.815	-	3.148	73
Sonstige Vermögenswerte	1.113	-	21	444	648	3
Darlehen und Forderungen	14.622	14.330	-	-	292	-
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen ⁽³⁾	16.843	15.187	1.656	-	-	-

Kategorie IAS 39 (in Mio. EUR)	Neubewertungsreserve, netto, (nach Steuern) zum 01.01.18 ⁽²⁾
Zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte	1.423
Zweckgebundene Vermögenswerte der EDF	1.347
Liquide Mittel von EDF	73
Sonstige Vermögenswerte	3
Darlehen und Forderungen	-
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen ⁽³⁾	-

⁽¹⁾ Bezüglich der zur Veräußerung verfügbaren finanziellen Vermögenswerte sowie der Darlehen und Forderungen wird auf die Anmerkungen 36.2.2 und 36.3 zum Konzernabschluss 2017 verwiesen. Der Betrag der Forderungen aus Lieferungen und Leistungen wurde um die Auswirkungen von IFRS 15 angepasst (siehe Anmerkung 2.1.3.2).
⁽²⁾ Entsprechend den kumulierten Änderungen des beizulegenden Zeitwerts nach Steuern aus unrealisierten Gewinnen und Verlusten aus Anteilen an Investmentfonds (1.172 Mio. EUR), Eigenkapitalinstrumenten (87 Mio. EUR) und Schuldverschreibungen, insbesondere Anleihen (164 Mio. EUR).
⁽³⁾ Forderungen aus Lieferungen und Leistungen von Edison (Italien) werden nach dem "Collect & Sell"-Modell verwaltet und daher in die Kategorie "Zeitwert im OCI mit Recycling" eingestuft.

2.2.2.2 Wertminderung

Die rückwirkende Anwendung des Wertminderungsmodells nach IFRS 9 auf alle betroffenen finanziellen Vermögenswerte führt zur Erfassung eines Effekts in Höhe von (34) Mio. EUR (nach Steuern) in den Eröffnungsreserven.

2.2.2.3 Sicherungsbilanzierung

Die rückwirkende Anwendung der Vorschriften für die Bilanzierung von Sicherungsbeziehungen nach IFRS 9 hatte keine Auswirkungen auf die Eröffnungsreserven, da alle Sicherungsbeziehungen zum 1. Januar 2018 fortgeführt wurden.

2.2.2.4 Schuldenänderung

Die Bilanzierung von Fremdkapitaländerungen nach IFRS 9, die nicht zur Ausbuchung führen, wurde im Juli 2017 durch das IASB präzisiert. Dieser Standard sieht vor, dass die Änderung der fortgeführten Anschaffungskosten der Schuld zum Änderungszeitpunkt im Gegensatz zur derzeitigen Praxis, die Anpassung über die Restlaufzeit der geänderten Schuld zu verteilen, erfolgswirksam zu erfassen ist.

Die Auswirkungen der rückwirkenden Anwendung dieser Klarstellung von IFRS 9 betragen mit Blick auf die Eröffnungsreserven des Konzerns zum 1. Januar 2018 28 Mio. EUR (nach Steuern).

2.2.2.5 Zusammenfassung der Auswirkungen auf die Veränderung des Konzerneigenkapitals (nach Steuern) zum 1. Januar 2018

Auswirkungen in Mio. EUR (nach Steuern)	Neubewertungsdifferenzen bei Finanzinstrumenten (OCI mit Recycling)	Sonstige konsolidierte Rücklagen und Nettoertrag ⁽¹⁾
Eigenkapital zum 31.12.2017	(306)	40.103
- Anpassungen des beizulegenden Zeitwerts von Finanzinstrumenten, die nicht mehr über OCI mit Recycling erfasst werden ⁽²⁾	(1.261)	1.261
- Anteil der assoziierten Unternehmen und Joint Ventures an diesen Anpassungen des beizulegenden Zeitwerts	(159)	159
- Wertminderung (siehe Anmerkung 2.2.2.2)	6	(34)
- Schuldenänderung (siehe Anmerkung 2.2.2.4)	-	28
	(1.414)	1.414
Eigenkapital nach Anpassungen zum 01.01.2018	(1.720)	41.517

⁽¹⁾ Änderungen des beizulegenden Zeitwerts, die im OCI ohne Recycling erfasst wurden, werden in der Spalte "Sonstige konsolidierte Rücklagen und Nettoertrag" dargestellt.
⁽²⁾ Zum 31. Dezember 2017 betrafen kumulierte Änderungen des beizulegenden Zeitwerts nach Steuern unrealisierte Gewinne und Verluste aus Anteilen an Investmentfonds (1.172 Mio. EUR), OCI-pflichtige Eigenkapitalinstrumenten ohne Recycling-Option (87 Mio. EUR) und Schuldverschreibungen, insbesondere Anleihen (2 Mio. EUR) (siehe Anmerkung 2.2.2.1).

2.2.2.6 Angaben zu den Auswirkungen auf das Jahresergebnis 2017 durch die IFRS 9-Anwendung auf finanzielle Vermögenswerte

Die Auswirkungen der Anwendung von IFRS 9 anstelle von IAS 39 auf das Konzernergebnis zum 31. Dezember 2017 werden zu Informations- und Vergleichszwecken angegeben. Die wesentlichen Auswirkungen betreffen finanzielle Vermögenswerte, die zum beizulegenden Zeitwert im OCI ohne Recycling oder erfolgswirksam erfasst werden. Unter sonst gleichen Bedingungen hätte sich die Auswirkung auf das Finanzergebnis aus diesen Instrumenten auf 215 Mio. EUR (176 Mio. EUR auf das Nettoergebnis) belaufen, bestehend aus:

―	Nichterfassung der in 2017 realisierten Gewinne oder Verluste aus dem Verkauf in Höhe von (931) Mio. EUR, einschließlich (985) Mio. EUR im Zusammenhang mit zweckgebundenen Vermögenswerten (siehe Anmerkung 15.3);
―	erfolgswirksame Erfassung von Änderungen des beizulegenden Zeitwerts dieser Instrumente im Jahr 2017, die über den Zeitraum einer Volatilität von 1.146 Mio. EUR entsprechen, einschließlich 1.158 Mio. EUR im Zusammenhang mit zweckgebundenen Vermögenswerten.

(in Mio. EUR)	2017 wie ausgewiesen	IFRS 9 Anpassungen	Neuausweis 2017
Betriebsergebnis vor Abschreibungen	13.742	-	13.742
Betriebsgewinn	5.637	-	5.637
Kosten der Brutto-Finanzverschuldung	(1.778)	-	(1.778)
Abzinsungseffekt	(2.959)	-	(2.959)
Sonstige Finanzerträge und -aufwendungen	2.501	215	2.716
Finanzergebnis	(2.236)	215	(2.021)
Ertragsteuern	(147)	(96)	(243)
Anteil am Nettoertrag von assoziierten Unternehmen und Joint Ventures ⁽¹⁾	35	57	92
KONZERNNETTOERTRÄGE	3.289	176	3.465

⁽¹⁾ Bezieht sich auf die Investition in CENG.

ANMERKUNG 3 WESENTLICHE EREIGNISSE UND TRANSAKTIONEN

3.1 DER ERSTE VON ZWEI EPR-REAKTOREN IM KERNKRAFTWERK TAISHAN IN CHINA BEGINNT DEN GEWERBLICHEN BETRIEB

Am 14. Dezember 2018 gaben CGN und EDF bekannt, dass der Block 1 des Kernkraftwerks Taishan der erste EPR der Welt ist, der den kommerziellen Betrieb aufnimmt. Dieser letzte Meilenstein wurde am 13. Dezember 2018 nach erfolgreichem Abschluss der abschließenden gesetzlichen Prüfung des Dauerbetriebs bei voller Leistung für 168 Stunden erreicht, die zeigte, dass alle Anforderungen für den sicheren Betrieb des Reaktors erfüllt waren.

Das Kernkraftwerk in Taishan besteht aus zwei 1.750 MW-EPR-Reaktoren und ist das größte Kooperationsprojekt zwischen China und Frankreich im Energiesektor. Die beiden Reaktoren von Taishan können das chinesische Stromnetz mit bis zu 24 TWh kohlenstofffreiem Strom pro Jahr versorgen, was dem jährlichen Stromverbrauch von 5 Millionen chinesischen Verbrauchern entspricht und gleichzeitig die Emission von 21 Millionen Tonnen CO ₂pro Jahr verhindert.

Das Taishan-Projekt wird von TNPJVC geleitet, einem Joint Venture, das von CGN (51%), EDF (30%) und einem regionalen chinesischen Versorgungsunternehmen namens Yuedian (19%) gegründet wurde. Die EDF-Gruppe und ihre Tochtergesellschaft Framatome haben die EPR-Technologie der dritten Generation geliefert, die den höchsten internationalen Sicherheitsstandards entspricht. EDF brachte auch die Betriebserfahrung ein, die beim Bau von Flamanville 3 EPR gewonnen wurde. Dies war ein entscheidender Faktor für den erfolgreichen Abschluss der ersten Phasen des Taishan 1-Bauprojekts.

Taishan 1 bietet seine Erfahrung im Projektmanagement und technologische Expertise für EPRs auf der ganzen Welt. Die ersten Reaktoren, die von dieser Erfahrung profitieren, sind die beiden Hinkley Point C-Einheiten, die derzeit in Großbritannien gebaut werden. EDF und CGN sind Partner bei zwei weiteren britischen Projekten: dem Sizewell C EPR-Projekt und dem Bradwell B-Projekt, das auf der Hualong-Technologie basiert.

3.2 VERKAUF EINES PORTFOLIOS VON ÜBER 200 IMMOBILIEN UND GESCHÄFTSMÖGLICHKEITEN DURCH DEN EDF KONZERN AN COLONY CAPITAL

Am 28. November 2018 schloss der EDF Konzern, hauptsächlich über seine Tochtergesellschaft Sofilo, den Verkauf eines Portfolios von über 200 Bürogebäuden und Geschäftsgütern an von Colony Capital verwaltete Investmentvehikel ab.

Dieses Portfolio, dessen Vermögenswerte sich im Raum Paris und in anderen Regionen Frankreichs befinden, hat eine Gesamtfläche von rund 430.000 m ² . Der Vorgang war mit einem Ausrüstungs-Leasingvertrag für den EDF Konzern gekoppelt.

Der Abschluss dieser Transaktion markiert den Abschluss des 10-Milliarden-Euro-Veräußerungsplans des EDF Konzerns für den Zeitraum von 2015 bis 2020.

3.3 ABSCHLUSS DES VERKAUFS DES EDF-ANTEILS AN DUNKERQUE LNG

Nach einem wettbewerbsorientierten Auktionsverfahren, das Anfang 2018 eingeleitet wurde, gab der EDF Konzern am 29. Juni 2018 bekannt, dass er mit zwei Investorengruppen Exklusivverhandlungen über die Veräußerung seines Anteils von 65,01% am Aktienkapital von Dunkerque LNG, Eigentümer und Betreiber des Terminals für Flüssigerdgas (LNG) in Dünkirchen, aufgenommen hat.

Ein Konsortium, das sich aus Fluxys, AXA Investment Managers - Real Assets, im Auftrag seiner Kunden, und Credit Agricole Assurances zusammensetzt, verpflichtete sich, einen Anteil von 31% zu erwerben, und ein Konsortium koreanischer Investoren, angeführt von der IPM Group (bestehend aus InfraPartners Management Korea Co. Ltd. in Seoul und InfraPartners Management LLP in London) in Zusammenarbeit mit Samsung Asset Management Co., Ltd. und bestehend aus Samsung Securities Co. Ltd., IBK Securities Co. Ltd. und Hanwha Investment & Securities Co. Ltd., erwarb einen Anteil von 34,01%.

Auf der Grundlage der von den beiden Konsortien gezahlten Preise belief sich der durchschnittliche Unternehmenswert für 100% von Dunkerque LNG auf 2,4 Mrd. EUR.

Diese Transaktion ermöglichte Fluxys, die bereits 25% der Anteile an Dunkerque LNG hält, die Kontrolle über und die Konsolidierung von Dunkerque LNG mit Unterstützung von Axa Investment Managers - Real Assets & Credit Agricole Assurances.

EDF engagiert sich als Kunde von Dunkerque LNG langfristig weiterhin für das Terminal, das die Gasstrategie des Konzerns weiter unterstützen wird.

Der EDF Konzern unterzeichnete am 12. Juli 2018 mit denselben Konsortien verbindliche Vereinbarungen für diesen Verkauf.

Nach Erteilung der erforderlichen behördlichen Genehmigungen schloss der EDF Konzern am 30. Oktober 2018 den Verkauf seiner Beteiligung am LNG-Terminal in Dunkerque ab.

Nach diesem Verkauf führte die Bewertung der langfristigen Vereinbarung zwischen EDF und Dunkerque LNG zur Buchung von LNG-Regasifizierungskapazitäten und einer Erhöhung der Rückstellungen für belastende Verträge um 737 Mio. EUR (siehe Anmerkung 32). Aufgrund des erzielten Gewinns von 755 Mio. EUR hat dieses Geschäft einen Nettoeffekt von 18 Mio. EUR auf die sonstigen Erträge und Aufwendungen (siehe Anmerkung 14). Es trägt auch zu einer Verringerung der Nettofinanzverschuldung des EDF Konzerns um 1,5 Mrd. EUR bei, basierend auf einem Verkaufspreis von ca. 1 Mrd. EUR abzüglich übertragener Barmittel.

3.4 AUSGABE VON VORRANGIGEN ANLEIHEN: EDF ERZIELT 3,75 MILLIARDEN USD UND 1 MILLIARDE EUR

Am 19. September 2018 erzielte EDF 3,75 Mrd. USD durch drei vorrangige Anleihenemissionen:

―	eine Anleihe in Höhe von 1,8 Mrd. USD mit einer Laufzeit von 10 Jahren und einem festen Kupon von 4,500%;
―	eine Anleihe über 650 Mio. USD mit einer Laufzeit von 20 Jahren und einem festen Kupon von 4,875%;
―	eine 1,3-Milliarden-Dollar-Anleihe mit einer Laufzeit von 30 Jahren und einem festen Kupon von 5,000%.

Darüber hinaus hat EDF am 25. September 2018 ein vorrangiges Schuldscheinangebot in Höhe von 1 Mrd. EUR mit einer Laufzeit von 12 Jahren und einem festen Kupon von 2% aufgelegt.

Diese Transaktionen ermöglichen es dem EDF Konzern, die Struktur seiner Bilanz weiter zu stärken und anstehende finanzielle Verpflichtungen zu refinanzieren.

3.5 AUSGABE VON UNBEFRISTETEN NACHRANGANLEIHEN

Am 25. September 2018 hat EDF erfolgreich eine "Reset Perpetual 6 Year Non-Call Hybrid Note" in Höhe von 1,25 Mrd. EUR mit einem 4%-Kupon und einer ersten Rückzahlung nach Aufforderung von EDF zwischen dem 4. Juli 2024 und dem 4. Oktober 2024, eingeschlossen, aufgelegt. Die französische Marktregulierungsbehörde erteilte die Zulassungsnr. 18-466 vom 2. Oktober 2018 für den Prospekt zu diesen Instrumenten, für welche die Abrechnung und Übergabe am 4. Oktober 2018 erfolgte.

EDF ist weiterhin bestrebt, Hybridanleihen als festen Bestandteil seiner Kapitalstruktur zur Finanzierung des im Bau befindlichen Vermögens einzusetzen.

Diese Ausgabe von unbefristeten Nachranganleihen (siehe Anmerkung 1.3.20.4) wurde gemäß IAS 32 nach Eingang der Mittel in Höhe von 1.243 Mio. EUR, nach Abzug von Aufwendungen, im Eigenkapital erfasst.

3.6 RÜCKNAHME BESTIMMTER SERIEN VON HYBRIDBONDS

Am 25. September 2018 gab EDF ein Barangebot zur Rückzahlung von vier ausstehenden Serien von Hybridanleihen heraus.

Nach Ablauf der Angebotsfrist am 3. Oktober 2018 hat EDF die Rückzahlung von Anleihen, die aus den ersten beiden Hybridemissionen gültig angekündigt wurden, in Höhe von 1,25 Mrd. EUR nach Prioritätsreihenfolge vorgenommen.

Der Gesamtwert der Hybridanleihen von EDF bleibt aufgrund der oben genannten Ausgabe- und Rückzahlungstransaktionen für Hybridanleihen unverändert.

Die Ergebnisse des öffentlichen Kaufangebots sind in der folgenden Tabelle zusammengefasst:

Gezielte Hybridanleihen	ISIN	Akzeptanz-Prioritätsstufen	Angebotene Beträge	Angebotene Beträge (in% der ausstehenden Beträge)	Annahmebeträge	Pro-Rating-Faktoren
2020 Anleihen	FR0011401736	1	911.800.000 €	73%	911.800.000 €	100,00%
2022 Anleihen	FR0011697010	2	635.100.000 €	64%	338.200.000 €	59,50%
2026 Anleihen	FR0011401728	3	k.A.	k.A.	0	k.A.
2025 Anleihen	FR0011401751	4	k.A.	k.A.	0	k.A.

Gezielte Hybridanleihen	Angebotspreise
2020 Anleihen	105,255%
2022 Anleihen	108,185%
2026 Anleihen	k.A.
2025 Anleihen	k.A.

Die Abwicklung des Übernahmeangebots erfolgte am 5. Oktober 2018.

Diese Rückzahlung von unbefristeten Nachranganleihen (siehe Anmerkung 1.3.20.4) wurde gemäß IAS 32 nach Eingang der Mittel in Höhe von 1.329 Mio. EUR, nach Abzug von Aufwendungen, im Eigenkapital erfasst.

3.7 SYNDIZIERUNG EINER INNOVATIVEN ESG-INDEXIERTEN REVOLVIERENDEN KREDITFAZILITÄT

Am 14. Dezember 2018 schloss EDF die Syndizierung einer revolvierenden Kreditfazilität in Höhe von 4 Mrd. EUR ab (siehe Anmerkung 38.2.5), deren Kosten laut drei der wichtigsten Leistungsindikatoren (KPIs) des Konzerns für Umwelt-, Sozial- und Governance-Angelegenheiten (ESG) indexiert sind: EDFs direkte CO ₂Emissionen, die Nutzung der Online-Verbrauchsüberwachungstools durch EDF-Kunden (als Indikator für den Erfolg von EDF, französische Privatkunden für ihren Verbrauch zu begeistern) und die Elektrifizierung des Fuhrparks von EDF.

Diese ESG-indexierte Kreditfazilität, an der ein Konsortium von mehr als 20 Banken beteiligt ist, ändert die bestehende revolvierende Kreditfazilität von EDF in Höhe von 4 Mrd. EUR und verlängert sie mit einer neuen Laufzeit bis 2023. Sie ergänzt die Reihe nachhaltiger Finanzierungsinstrumente, die EDF in den letzten Jahren entwickelt hat, insbesondere auf dem Green Bond-Markt.

3.8 EDF RENEWABLES

3.8.1 EDF Renewables investiert in New Jersey in die Entwicklung von Offshore-Windkraftprojekten

EDF Renewables North America und Shell New Energies US LLC (Shell) gaben am 20. Dezember 2018 bekannt, dass sie ein 50/50-Joint Venture namens Atlantic Shores Offshore Wind, LLC gegründet haben, um das Pachtgebiet OCS-0499 im Windenergiebereich (WEA) von New Jersey gemeinsam zu entwickeln.

Die Pachtfläche birgt das Potenzial, rund 2.500 MW an Offshore-Windenergie zu produzieren - genug, um den jährlichen Energieverbrauch von fast einer Million Haushalten zu decken. Für diesen Vorgang sind behördliche Genehmigungen erforderlich, und der Bau unterliegt einer positiven endgültigen Investitionsentscheidung.

Die Pachtfläche umfasst 74.200 Hektar und liegt rund 13 Kilometer vor der Küste von Atlantic City am US-amerikanischen Outer Continental Shelf (OCS). Das Gebiet bietet starke und stabile Windressourcen in relativ flachem Wasser in der Nähe großer Ballungszentren mit hohem Strombedarf.

Der maritime Pachtvertrag wurde im Rahmen dieses Projekts zu einem Preis von bis zu 199 Mio. EUR (EDF-Anteil) erworben.

3.8.2 Ein neuer Partner für EDF Renewables in 24 britischen Windparks

Am 29. Juni 2018 verkaufte EDF Renewables eine 49 ge Minderheitsbeteiligung an 24 seiner britischen Windparks (ca. 550 MW) zum Preis von 701 Mio. GBP.

Die neue Partnerschaft mit Dalmore Capital Limited und Pensions Infrastructure Platform mit Investitionen großer britischer Pensionskassen ermöglicht es EDF Renewables, das Geschäft mit erneuerbaren Energien weiter auszubauen.

EDF Renewables behielt einen Anteil von 51% an diesem Portfolio von Windparks. Sie wird auch weiterhin die Standorte betreiben und Betriebs- und Wartungsdienste sowie Asset-Management-Dienste bereitstellen.

EDF Energy wird auch weiterhin alle von den Windparks erzeugten Strom- und ROC-Zertifikate (Renewables Obligation Certificates) zu marktüblichen Konditionen kaufen.

Der Verkauf dieser Beteiligung, der als Transaktion zwischen Aktionären ohne Kontrollwechsel angesehen wurde, wird im Eigenkapital erfasst und hat keine Auswirkungen auf die Gewinn- und Verlustrechnung des Konzerns (siehe Eigenkapitalveränderungsrechnung).

3.9 BESTÄTIGUNG DER ENTSCHEIDUNG DER EUROPÄISCHEN KOMMISSION ÜBER DIE STEUERLICHE BEHANDLUNG DER ZWISCHEN 1987 UND 1996 GEBILDETEN RÜCKSTELLUNGEN FÜR DIE ERNEUERUNG DER ALLGEMEINEN NETZANLAGEN

Am 16. Januar 2018 wies das Gericht der Europäischen Union die Beschwerde von EDF gegen die Entscheidung der Europäischen Kommission vom 22. Juli 2015 zurück, mit der die steuerliche Behandlung von Rückstellungen, die zwischen 1987 und 1996 für die Erneuerung der allgemeinen Netzanlagen gebildet wurden, als staatliche Beihilfe eingestuft und deren Rückforderung durch den französischen Staat angeordnet wurde. Nach dieser Entscheidung der Kommission vom 13. Oktober 2015 zahlte EDF 1,383 Mrd. EUR zurück, was dem Betrag der staatlichen Beihilfen einschließlich Zinsen entspricht. Enedis und RTE brachten ihre jeweiligen Anteile ein.

In seiner Entscheidung bestätigte das Gericht die Entscheidung der Europäischen Kommission vom 22. Juli 2015. Angesichts der Rückzahlung am 13. Oktober 2015 war die Vollstreckung dieses Urteils nicht mit einer zusätzlichen Zahlung verbunden.

Am 27. März 2018 legte EDF beim Gerichtshof der Europäischen Union eine Berufung gegen das Urteil des Gerichts vom 16. Januar 2018 ein. Am 13. Dezember 2018 wies der Gerichtshof diese Berufung zurück und bestätigte die Entscheidung der Europäischen Kommission. Dieser Rechtsstreit ist nun endgültig abgeschlossen.

3.10 FLAMANVILLE 3 EPR-PROJEKT

Es wurden wichtige Meilensteine im Jahr 2018 erreicht:

―	Abschluss der Kaltfunktionsprüfung, bestehend aus einer Vielzahl von Prüfvorgängen, einschließlich der Dichtheitsprüfung des Primärsystems bei einem Druck von mehr als 240 bar - höher als der Druck dieses Systems, wenn es einmal in Betrieb ist;
―	erfolgreiche Erprobung des Reaktorsicherheitsgebäudes im April 2018. Hierbei handelt es sich um einen In-Air-Test, bei dem das mechanische Verhalten und die Luftdichtheit der Betonkonstruktion überprüft werden, indem der Druck im Inneren des Gebäudes auf das Sechsfache des Außenluftdrucks erhöht wird;
―	Integration einer Instrumentierungs- und Steuerungskonfiguration (I&C) mit rund 250 Modifikationen, die Anfang September 2018 abgeschlossen wurde, damit die Funktionsprüfung in einer stabilen, kohärenten I&C-Konfiguration durchgeführt werden kann.

Gerätebau und Qualität

Zum 31. Dezember 2018 waren fast alle Ausrüstungen für den Nuklearbereich und konventionelle nukleare Kernkraftwerkteile vor Ort geliefert und montiert worden. Die Situation in Bezug auf die Qualität der von Framatome für das Primärsystem hergestellten Geräte wird in den folgenden Absätzen beschrieben.

Reaktorkessel

Das Problem des unerwartet hohen Kohlenstoffgehalts im Kesselkopf und -boden wurde im ersten Halbjahr 2017 von der französischen Nuklearsicherheitsbehörde ASN (Agence de Securite Nucleaire) auf der Grundlage der von Framatome, unter Aufsicht von EDF, vorgelegten Unterlagen geprüft. Auf der Grundlage der Stellungnahme einer Gruppe von Sachverständigen, die durch die ASN ernannt wurden, gab die ASN am 11. Oktober 2017 eine Stellungnahme ab, in der sie zu dem Schluss kam, dass die mechanischen Eigenschaften des Kesselkopfs und -bodens auch im Falle eines Unfalls für ihre Verwendung angemessen waren.

Am 9. Oktober 2018 genehmigte die ASN:

―	die Inbetriebnahme des Kesselbodens unter Vorbehalt der Funktionskontrolle;
―	die Inbetriebnahme des Kesselkopfes für eine begrenzte Betriebsdauer bis 2024, es sei denn, die technische Durchführbarkeit von Kontrollen, die mit den Kontrollen des Kesselbodens vergleichbar sind, kann nachgewiesen werden.

EDF arbeitet derzeit an der Entwicklung von Überprüfungen des in Betrieb befindlichen Kesselkopfs, um im Laufe des Jahres 2019 die Genehmigung zur Beibehaltung des derzeitigen Kesselkopfs zu erhalten, sofern solche Überprüfungen industriell durchführbar sind. Wenn keine Genehmigung erteilt wird, kann EDF für einen Teil oder die Gesamtheit der Kosten, die für die Herstellung eines Ersatzkopfs anfallen, haften. Diese Kosten sind nicht in den geplanten Baukosten enthalten, da sie, falls sie anfallen, nach der Inbetriebnahme der Anlage anfallen würden. EDF SA hat diesbezüglich ein Schiedsverfahren gegen AREVA SA eingeleitet.

Bruchausschluss und Qualitätsabweichungen in den Schweißnähten des Hauptnebensystems

Am 30. November 2017 meldete EDF der ASN ein bedeutendes Ereignis in Bezug auf die Feststellung einer Qualitätsabweichung beim Schweißen des Sekundärsystems, das den Dampf von den Dampferzeugern zur Turbine des Flamanville 3 EPR leitet.

Dieses System (Hauptdampfleitungen) wurde nach dem Bruchausschluss-Konzept konzipiert und hergestellt, wobei strengere Anforderungen an die Konstruktion, Herstellung und Überwachung im Betrieb gestellt wurden. Diese von EDF geforderten strengeren Anforderungen werden durch eine "hohe Qualitätsanforderung" für den Bau dieser Systeme untermauert.

Obwohl diese Anforderungen in der Entwurfsphase angewendet wurden, wurden sie nicht ordnungsgemäß in die Schweißarbeiten einbezogen. Die Nichteinhaltung dieser Anforderungen hat nicht unbedingt die Nichteinhaltung der Vorschriften für Nukleardruckgeräte zur Folge.

Am 21. März 2018 hat EDF bei einer ersten umfassenden Inspektion weitere Qualitätsabweichungen bei Schweißnähten an den Rohren im Hauptnebensystem des Flamanville 3 EPR festgestellt. Die erstmalige umfassende Prüfung ist vor Inbetriebnahme der Anlage gesetzlich vorgeschrieben und umfasst hauptsächlich die Prüfung der Schweißnähte an Primär- und Sekundärsystemen. Sie gibt Anlass zu einem ersten Benchmark-Bericht über den Zustand der Anlage, bevor sie ihren Betrieb aufnimmt.

In Übereinstimmung mit den industriellen Verfahren wurden die Schweißnähte vom Konsortium der für die Herstellung des Systems zuständigen Auftragnehmer geprüft und bei Abschluss der Arbeiten für konform erklärt.

Am 10. April 2018 (siehe Pressemitteilung von EDF vom selben Datum) teilte EDF der ASN ein wichtiges Ereignis im Zusammenhang mit der Feststellung von Abweichungen bei den Leistungsprüfungen für diese Schweißnähte mit (ein Teil des Sekundärsystems war bereits von der unzureichenden Anwendung der Bruchausschluss-Anforderungen betroffen).

Aus diesem Grund hat EDF im zweiten Quartal 2018 eine weitere Inspektion aller 150 betroffenen Schweißnähte im Hauptnebensystem begonnen.

Von diesen 150 Schweißnähten:

―	erfüllten 87 Schweißnähte die Anforderungen;
―	wiesen 33 Schweißnähte Qualitätsmängel auf und mussten repariert werden. Die Arbeiten zur Reparatur dieser Schweißnähte vor Ort begannen Ende Juli 2018;
―	EDF beschloss außerdem, weitere 20 Schweißnähte zu überarbeiten, die, obwohl sie keine Mängel aufwiesen, die von EDF in der EPR-Konstruktionsphase festgelegten Anforderungen an den Bruchausschluss nicht erfüllten. Die Dateien für die Anpassungen der ersten Schweißnähte wurden an die ASN gesendet, und die Schweißarbeiten vor Ort begannen im November 2018;
―	Für zehn weitere Schweißnähte legte EDF der ASN einen Vorschlag vor, in dem eine spezifische Begründungsmethode zur Bestätigung des hohen Sicherheitsniveaus der Anlage während ihrer gesamten Betriebsdauer aufgeführt ist. Nach einer abschließenden Analyse wurde diese Zahl auf 8 reduziert. Bei der Überprüfung wurde auch deutlich, dass eine dieser acht Schweißnähte einen kleinen Qualitätsmangel aufwies. Die ASN wird die spezifische Rechtfertigungsmethode von EDF in den nächsten Monaten eingehend prüfen.

Inbetriebnahmeplan und Baukosten

Am 25. Juli 2018 (siehe Pressemitteilung von EDF vom selben Datum) legte der Konzern eine Aktualisierung dieser Inspektionen vor und passte den EPR-Zeitplan von Flamanville und die geplanten Baukosten an:

―	der geplante Termin für die Beladung des Kernbrennstoffs war für das Ende des vierten Quartals 2019 vorgesehen; die Inbetriebnahme und die Prüfung der Heißfunktion sind für Ende 2018 geplant;
―	Die angestrebten Baukosten wurden von 10,5 Mrd. EUR auf 10,9 Mrd. EUR (Euro 2015 ohne Fremdkapitalkosten) revidiert.

Am 21. Januar 2019 (siehe Pressemitteilung von EDF vom selben Datum) gab EDF bekannt, dass der Zeitplan für die Funktionsprüfung im heißen Zustand überarbeitet wurde und nun voraussichtlich in der zweiten Februarhälfte 2019 beginnen wird.

Der Zeitplan und die geschätzten Baukosten bleiben eng. Dazu gehört ein Zeitplan für den Erhalt von Genehmigungen von der ASN, der unter anderem davon abhängt, ob die ASN die von EDF vorgeschlagenen Methoden zur Reparatur der Schweißnähte im Hauptnebensystem abgeschlossen hat, wie in der Pressemitteilung des Konzerns vom 31. Januar 2019 angegeben.

Am 29. Januar 2019 gab der Vorsitzende der ASN bekannt, dass die ASN im Mai 2019 eine Erklärung zum Validierungsprogramm für die Schweißnähte im Hauptnebensystem abgeben wird, in der er mitteilt, "ob sich herausstellt, dass die acht Schweißnähte, die in der Gebäudestruktur des Reaktors enthalten sind, auch überarbeitet werden müssen, wobei es in diesem Fall unmöglich ist, die Frist einzuhalten". Eine detaillierte Aktualisierung der Fortschritte beim EPR von Flamanville, insbesondere des Zeitplans und der Baukosten, wird nach Veröffentlichung der Erklärung der ASN veröffentlicht. EDF ist derzeit nicht in der Lage, die Auswirkungen zu bewerten, falls die ASN den vorgeschlagenen Ansatz nicht validiert.

3.11 WESENTLICHE EREIGNISSE UND TRANSAKTIONEN 2017

3.11.1 Kapitalerhöhung von EDF SA

Am 30. März 2017 führte EDF eine Barkapitalerhöhung mit Vorzugsbezugsrecht für bestehende Aktionäre durch.

Der gesamte Bruttobetrag der Erhöhung (einschließlich des Ausgabeaufschlags) betrug 4.018 Mio. EUR, und es wurden 632.741.004 neue Aktien zum Stückpreis von 6,35 EUR ausgegeben. Dieser Gesamtbetrag umfasste:

―	eine Erhöhung des Grundkapitals um 316 Mio. EUR;
―	eine Bruttoerhöhung der Ausgabeaufschläge um 3.702 Mio. EUR.

Emissionskosten (nach Steuern) wurden dem Ausgabeaufschlag belastet.

Gemäß seiner Zusage hat der französische Staat einen Betrag von 3 Mrd. Euro oder rund 75% der Kapitalerhöhung gezeichnet und hielt danach 83,10% des Grundkapitals der Gesellschaft.

3.11.2 Erwerb von 75,5% an Framatome

|||UNTRANSLATED_CONTENT_START|||On 22 December 2017 AREVA SA, AREVA NP and EDF completed the sale to EDF of an interest conferring exclusive control over New NP (renamed Framatome since January 2018), a 100% subsidiary of AREVA NP.|||UNTRANSLATED_CONTENT_END|||

Der Erwerb von 75,5% des Kapitals von New NP durch EDF erfolgte auf einer bereinigten Bewertung von 2,47 Mrd. EUR (für 100% des Kapitals) ohne Übertragung von Finanzschulden. Dieser Preis entsprach einem prognostizierten EBITDA-Multiplikator von 8x für 2017. ⁽¹⁾ .

In Anwendung von IFRS 3 (überarbeitet) hat der Konzern die Bilanzierung des Unternehmenszusammenschlusses zum 31. Dezember 2018 abgeschlossen (siehe Anmerkung 5.1).

Der Kaufpreis zu diesem Zeitpunkt wird auf 2,6 Mrd. EUR (für 100% des Kapitals) festgesetzt, 132 Mio. EUR mehr als die ursprüngliche Schätzung aufgrund von:

―	Preisanpassungen auf der Grundlage der Endabrechnung zum Abschlussdatum der Transaktion (31. Dezember 2017);
―	geschätzte Earn-Out-Zahlungen, von denen einige von der Erreichung der nach Abschluss des Kaufs gemessenen Leistungsziele abhängig sind: Der endgültige Betrag von bis zu 245 Mio. EUR sollte im Jahr 2019 festgelegt werden;
―	Schätzung bestimmter Garantien, die EDF von AREVA NP im Verkaufsvertrag vom 22. Dezember 2017 gewährt wurden.

Der vorläufige Eröffnungssaldo von Framatome zum 31. Dezember 2017 für 100% des Kapitals ist in Anmerkung 3.2.4.1 zum Konzernabschluss zum 31. Dezember 2017 und der endgültige Eröffnungssaldo in Anmerkung 5.1 dargestellt.

Am 3. Februar 2018 legte Teollisuuden Voima (TVO) beim Gericht der Europäischen Union Berufung gegen die Entscheidung der Europäischen Kommission vom 29. Mai 2017 ein, mit der der Kauf von Framatome durch EDF gemäß den Kartellbestimmungen genehmigt wurde. Später zog TVO seine Berufung zurück und die Ankündigung des Gerichts vom 16. Mai 2018, den Fall aus seinem Register zu streichen, wurde Ende Mai veröffentlicht.

3.11.3 Verkauf von 49,9% von CTE

|||UNTRANSLATED_CONTENT_START|||On 31 March 2017, EDF finalised the sale to Caisse des Depots and CNP Assurances of a 49.9% stake in the electricity transmission entity Coentreprise de transport d'electricite (CTE), which has held 100% of RTE since December 2016.|||UNTRANSLATED_CONTENT_END|||

Der Verkauf basiert auf einer Bewertung von 8,2 Mrd. EUR für 100% der RTE.

Er wirkte sich 2017 mit 1.462 Mio. EUR auf die sonstigen Erträge und Aufwendungen aus (1.289 Mio. EUR auf das Konzernergebnis) und trug zu einem Rückgang der Nettoverschuldung des EDF Konzerns um rund 4 Mrd. EUR, bei einem Verkaufspreis von 1,3 Mrd. EUR für den nicht zweckgebundenen Anteil und einen Nettoabbau der Nettoverschuldung in Höhe von 2,8 Mrd. EUR, aufgrund des Verlustes der Kontrolle über die CTE, bei.

|||UNTRANSLATED_CONTENT_START|||Since this operation, EDF's 50.1% investment in CTE, stated at historic value, has been accounted for under the equity method and is entirely allocated to dedicated assets.|||UNTRANSLATED_CONTENT_END|||

⁽¹⁾ Normalisiertes Pro-forma-EBITDA für die übernommenen Aktivitäten ohne Berücksichtigung von Großprojekten.

ANMERKUNG 4 REGULATORISCHE ÄNDERUNGEN IN FRANKREICH

4.1 FRANKREICHS MEHRJÄHRIGES ENERGIEPROGRAMM (PPE)

Am 25. Januar 2019 veröffentlichte das französische Ministerium für den ökologischen und integrativen Wandel den Entwurf des PPE, das Aufsichtstool für die Energiepolitik, das durch das im Jahr 2015 verabschiedete französische Gesetz zur Energiewende für grünes Wachstum eingeführt wurde. Grundsätzlich erstreckt sich das PPE über zwei aufeinanderfolgende Fünfjahresperioden. Das erste im Oktober 2016 veröffentlichte PPE wich von dieser Regel ab, indem zwei aufeinander folgende Zeiträume von drei bzw. fünf Jahren (2016-2018 und 2019-2023) festgelegt wurden. Das überarbeitete PPE, das noch nicht abgeschlossen ist, wird die Zeiträume 2019-2023 und 2024-2028 abdecken. Dieser Entwurf des PPE folgt der Pressemitteilung des Ministeriums vom 27. November 2018, in der die Ziele der Regierung für das Mehrjahresprogramm und die nationale Strategie zur Senkung des CO ₂-Ausstoßes dargelegt werden.

Für die nukleare Stromerzeugung hat die französische Regierung nun die Frist bis 2035 festgesetzt, um das Ziel eines Anteils von 50% am nationalen Strommix zu erreichen. Dieses Ziel wird daher im Energiegesetz angepasst. Um dies zu erreichen, müssten bis 2035 14 Kernreaktoren abgeschaltet werden, einschließlich der Abschaltung der beiden Reaktoren in Fessenheim "bis zum Frühjahr 2020, um den EPR von Flamanville in Betrieb zu nehmen".

Der Zeitplan für diese Abschaltungen würde am Zeitpunkt der fünften Zehnjahresinspektion der betreffenden Reaktoren ausgerichtet werden, mit Ausnahme von zwei Reaktoren, deren Stilllegung für den zweiten Zeitraum des PPE in den Jahren 2027 und 2028 vorgesehen ist, sofern das Kriterium der Versorgungssicherheit erfüllt ist. Wenn bestimmte Bedingungen in Bezug auf die Strompreise und die Entwicklung des europäischen Strommarkts erfüllt sind, könnten durch eine Entscheidung von 2023 auch zwei weitere Reaktoren im Zeitraum 2025-2026 stillgelegt werden.

Die endgültige Version des PPE nennt die vorrangigen Standorte für diese Reaktorstilllegungen. Alle Schließungen würden mit staatlicher Unterstützung für die betroffenen Regionen verbunden sein, hauptsächlich durch einen ökologischen Übergangsvertrag zur Förderung neuer lokaler Entwicklungsdynamiken.

Der Entwurf des PPE befindet sich derzeit in einem Konsultationsprozess, bevor er 2019 angenommen und in Gesetze oder Verordnungen umgesetzt werden kann.

Wenn die oben beschriebenen Maßnahmen in den endgültigen Gesetzen und Verordnungen bestätigt werden, wird deren Hauptauswirkung auf den Konzernabschluss die Erfassung der Änderung des voraussichtlichen Abschaltdatums von zwei Kernreaktoren in den Jahren 2027 und 2028 vor ihrer fünften Zehnjahresinspektion sein: Dies wird sich auf den Wert der Nuklearrückstellungen zum Zeitpunkt der Änderung der Schätzung auswirken und eine voraussichtliche Änderung des Abschreibungszeitraums für die beiden betroffenen Einheiten bewirken. Da diese Situation die Abschaltung von zwei Reaktoren in der Flotte des Konzerns um einige Jahre vorziehen würde, zeigen die verschiedenen untersuchten Szenarien, dass die potenzielle Auswirkung auf die Nuklearrückstellungen, insbesondere die Stilllegungsrückstellung, bei einer Anpassung der entsprechenden Bilanzaktiva, einen Anstieg um einige zehn Millionen Euro bedeuten könnte.

Die französische Regierung wird die Bedingungen eines neuen Regulierungssystems für bestehende Kernkraftwerke vorschlagen, das die Verbraucher vor steigenden Marktpreisen ab 2025 schützt, indem es ihnen ermöglicht, den Wettbewerbsvorteil von Investitionen in die historische Kernkraftwerksflotte zu nutzen, während EDF die finanzielle Leistungsfähigkeit zur Sicherstellung der wirtschaftlichen Nachhaltigkeit von Erzeugungsanlagen und zur Erfüllung der Anforderungen des PPE in Niedrigpreisszenarien erhält.

In dem Entwurf des PPE heißt es auch, dass "die Regierung zusammen mit der Industrie bis Mitte 2021 ein Arbeitsprogramm durchführen wird, um die Kosten der neuen Kernenergieerzeugung und ihre Vor- und Nachteile in Bezug auf andere kohlenstoffarme Erzeugungsformen zu untersuchen, die möglichen Finanzierungsmodelle, die Projektmanagementmodalitäten für neue Reaktorprojekte und die öffentliche Konsultation sowie Fragen im Zusammenhang mit der Abfallbewirtschaftung, die durch die potenzielle neue Nuklearflotte erzeugt werden. Auf der Grundlage dieser Informationen und in Abhängigkeit von der Entwicklung der Energiesituation wird die Regierung eine Entscheidung über die Eignung des Starts eines Erneuerungsprogramms für kerntechnische Anlagen treffen".

Nach dem Entwurf des PPE würden für die fossil befeuerte Stromerzeugung die letzten Kohlekraftwerke bis 2022 stillgelegt und keine weiteren Genehmigungen für neue Elektrizitätswerke erteilt, die fossile Brennstoffe verwenden.

Wenn diese Maßnahmen in den endgültigen Gesetzen und Verordnungen bestätigt werden, wird die voraussichtliche Änderung des Abschreibungszeitraums für die vom Konzern in Frankreich betriebenen Kohlekraftwerke in Le Havre und Cordemais als wichtigste Konsequenz ihrer Übernahme in den Konzernabschluss aufgenommen (Erhöhung der jährlichen Abschreibungsaufwendungen im Zeitraum 2019-2022 um rund 200 Mio. EUR). Der Konzern prüft jedoch die Möglichkeiten, diese Anlagen auf Biomasse-Anlagen umzustellen. Am Ende einer Sitzung am 24. Januar 2019 genehmigten EDF und das Ministerium für ökologische und integrative Transformation ein Arbeitsprogramm, das zu einer Entscheidung über das Ecocombust-Projekt führte.

Wie in der Pressemitteilung von EDF vom 29. Januar 2019 angekündigt, soll dieses Arbeitsprogramm bis zum Herbst 2019 dazu beitragen, die technischen Versuche, Umweltverträglichkeitsprüfungen und das wirtschaftliche Modell für dieses Umstellungsprojekt zu validieren. Nach diesem Zeitraum wird EDF, sofern die technischen, wirtschaftlichen und ökologischen Schlussfolgerungen zufriedenstellend sind, nach den Gesprächen mit der Regierung und den örtlichen Gemeinden die Industrialisierungsphase einleiten und beabsichtigen, die Produktion des Kraftstoffs im Jahr 2022 aufzunehmen. Das Ecocombust-Projekt befasst sich mit der Herstellung eines innovativen, ökologischen Brennstoffs, mit dem Heiz- oder Stromerzeugungsanlagen betrieben werden können, die derzeit mit Kohle betrieben werden. Um eine sichere Stromversorgung im Nordwesten Frankreichs, insbesondere in der Bretagne, zu gewährleisten, könnte ein Teil oder die gesamte produzierte Biomasse bis 2026 zur Bereitstellung von 80% des Brennstoffs für die derzeitigen Reaktoren verwendet werden, sofern die von der Regierung in Auftrag gegebenen Untersuchungen den Bedarf bestätigen, um zu gewährleisten, dass das Stromnetz in Westfrankreich zu den höchsten Spitzenverbrauchszeiten sicher ist.

Der Entwurf des PPE setzt auch das Ziel einer deutlichen Beschleunigung des Ausbaus der erneuerbaren Energien.

4.2 REGULIERTE STROMVERKAUFSTARIFE IN FRANKREICH - "BLAUE" TARIFE

Entscheidung des Staatsrates vom 18. Mai 2018

Rechtliche Einwände gegen die Tarifentscheidungen von 2016 und 2017 wurden vom französischen Staatsrat von Anode (dem nationalen Verband der Energieeinzelhandelsunternehmen) und Engie mit der Begründung erhoben, dass die "blauen" Stromverkaufstarife für Privatkunden und Nicht-Privatkunden gegen das Recht der Europäischen Union verstießen.

Mit Entscheidungen vom 18. Mai und 3. Oktober 2018 bestätigte der Staatsrat das Prinzip der regulierten Stromverkaufstarife und räumte insbesondere ein, dass sie dem Ziel des öffentlichen wirtschaftlichen Interesses dienen, den Verbrauchern einen Strompreis zu garantieren, der stabiler ist als die Marktpreise. Der Staatsrat bestätigte, dass dieses Ziel nicht durch ein sanfteres Eingreifen des Staates erreicht werden kann und dass die Regulierung der Verkaufstarife den Elektrizitätsunternehmen einen gleichberechtigten Zugang zu den Verbrauchern garantiert und nicht diskriminierend ist.

Der Staatsrat war jedoch der Auffassung, dass die Tarifverordnung in Bezug auf ihre permanente Dauer und ihren Anwendungsbereich, der derzeit große Gewerbeflächen mit einer Bezugsleistung von weniger als 36 kVA abdeckt, unverhältnismäßig ist. Diese Tatsachen wurden als Rechtfertigung für die teilweise Aufhebung der Tarifentscheidungen vom 28. Juli 2016 und 27. Juli 2017 angeführt.

Die Umsetzung dieser Entscheidungen liegt in der Verantwortung des Gesetzgebers, der derzeit die erforderlichen gesetzgeberischen Maßnahmen durch Frankreichs künftiges "Paktgesetz" für das Wirtschaftswachstum vorbereitet.

Tarifänderungen

Seit dem 8. Dezember 2015 ist die französische Energieregulierungsbehörde (Commission de regulation de l'energie oder CRE) gemäß dem NOME-Gesetz zur Organisation des französischen Strommarkts (Artikel L. 337-4 und L. 337-13 des französischen Energiegesetzes) dafür zuständig, ihre begründeten Vorschläge für regulierte Stromverkaufstarife an die Wirtschafts- und Energieminister zu schicken. Werden innerhalb von drei Monaten keine Einwände erhoben, gelten die Vorschläge als genehmigt.

Für die Tarifänderungen von 2018 hat die CRE im Einklang mit dem NOME-Gesetz zur Organisation des französischen Strommarktes am 11. Januar 2018 eine Entscheidung erlassen, wonach die Regierung die "blauen" regulierten Tarife für Privatkunden um +0,7% erhöhen soll und für Nicht-Privatkunden um +1,6%. Dieser Vorschlag wurde durch eine Tarifentscheidung vom 31. Januar 2018 bestätigt, die im Amtsblatt vom 1. Februar 2018 veröffentlicht und zu diesem Zeitpunkt umgesetzt wurde.

Die Tarifänderung vom Sommer 2018 folgte demselben Prozess. In Anbetracht der TURPE-Anpassung vom 1. August 2018 und in Anwendung des französischen Energiegesetzes schlug die CRE in einem Beschluss vom 12. Juli 2018 eine Senkung der "blauen" regulierten Tarife für Privatkunden um 0,5% und eine Erhöhung der "blauen" Tarife um +1,1% für Nicht-Privatkunden vor.

Dieselbe CRE-Entscheidung enthielt unter Berufung auf die Entscheidung des Staatsrates vom 18. Mai 2018 das Auslaufen der "blauen" Tarife für Nicht-Privatkunden für alle großen Gewerbeflächen, wobei eine Definition für die Bestimmung des Umfangs großer Unternehmen auf der Grundlage des "Dekrets 2008-1354 vom 18. Dezember 2008 über die Kriterien zur Bestimmung der Kategorie, zu der ein Unternehmen zu Zwecken der wirtschaftlichen und statistischen Analyse gehört" vorgeschlagen wurde.

Alle Punkte des CRE-Vorschlags wurden in einem Tarifbeschluss vom 27. Juli 2018 genehmigt, im Amtsblatt vom 31. Juli 2018 veröffentlicht und am 1. August 2018 umgesetzt.

In einer am 12. Februar 2019 veröffentlichten Entscheidung vom 7. Februar 2019 schlug die CRE eine Erhöhung der "blauen" regulierten Tarife für Privatkunden und Nicht-Privatkunden um 7,7% (ohne Steuern) vor. Der Zeitpunkt der Anwendung ist noch nicht bekannt. Die Regierung hat drei Monate Zeit, gegen diese Entscheidung Einspruch einzulegen.

4.3 "TURPE"-NETZZUGANGSTARIFE

Am 17. November 2016 veröffentlichte die CRE ihre Entscheidungen für die TURPE 5-Übertragungstarife (Hochspannung) und TURPE 5-Vertriebstarife (Mittelspannung und Niederspannung) für den Zeitraum 2017-2020. Der neue TURPE 5-Tarifrahmen trat am 1. August 2017 in Kraft.

TURPE 5-Übertragungstarife

Der TURPE 5-Übertragungstarif beinhaltet eine Tariferhöhung von 6,76%, die am 1. August 2017 in Kraft getreten ist, mit anschließenden Erhöhungen, die am 1. August in den Jahren 2018 bis 2020 fällig werden, basierend auf der im vorangegangenen Kalenderjahr beobachteten durchschnittlichen Inflation, angepasst um einen Korrekturfaktor zum Ausgleich des Ertrags- und Kostenausgleichskontos (CRCP) ⁽¹⁾ . Der TURPE 5-Übertragungstarif setzt den gewichteten durchschnittlichen Gesamtkapitalkostensatz (WACC) auf 6,125% für die Rendite auf die Vermögensbasis von RTE gegenüber 7,25% für TURPE 4 fest.

Am 17. Mai 2018 erließ die CRE eine Entscheidung über den TURPE 5-Tarif für das Hochspannungsnetz und dessen Überarbeitung am 1. August 2018. Die Tarifskala erhöhte sich zum 1. August 2018 um durchschnittlich +3%, wobei +1% für die Inflation und +2% für den CRCP-Ausgleich vorgesehen waren.

Verteilungstarife TURPE 5 und TURPE 5 bis

TURPE 5

Der TURPE 5-Verteilungstarif beinhaltet eine Tariferhöhung von 2,71%, die am 1. August 2017 in Kraft getreten ist, mit anschließenden Erhöhungen, die am 1. August in den Jahren 2018 bis 2020 fällig werden, basierend auf der durchschnittlichen Inflation, die im vergangenen Kalenderjahr beobachtet wurde, bereinigt um einen Korrekturfaktor zum CRCP-Ausgleich. TURPE 5 verwendet weiterhin die bisherige Methode zur Berechnung der Kapitalkosten, wobei die Marge auf das Vermögen auf 2,6% und die Rendite auf das geregelte Eigenkapital auf 4,1% festgelegt wird.

Klage gegen die Tarife TURPE 5 HTA/BT (Mittel-/Niederspannung)

―	Mit einer Entscheidung vom 12. Januar 2017, die im Amtsblatt vom 17. Januar 2017 veröffentlicht wurde, beantragte die französische Energieministerin innerhalb der zweimonatigen Antwortzeit eine neue Entscheidung der CRE, da sie der Ansicht war, dass die Entscheidung vom 17. November 2016 die nationalen energiepolitischen Leitlinien nicht berücksichtigt habe. In einer neuen Entscheidung vom 19. Januar 2017 bekräftigte die CRE ihre erste Entscheidung vom 17. November 2016. Beide Entscheidungen wurden im Amtsblatt vom 28. Januar 2017 veröffentlicht.
―	Am 2. Februar 2017 reichte Enedis beim Staatsrat einen Antrag auf Aufhebung dieser beiden CRE-Beschlüsse ein.
―	Am 3. Februar 2017 reichte auch EDF in seiner Eigenschaft als Aktionär von Enedis beim Staatsrat einen Antrag auf Aufhebung derselben CRE-Beschlüsse ein.
―	Mit Entscheidung vom 9. März 2018 hob der Staatsrat die TURPE-5-Entscheidungen teilweise auf, da die Regulierungsbehörde "bei der Bestimmung der Kapitalkosten nicht zusätzlich zur 'Risikoprämie' den 'risikofreien Satz' auf die zum Zeitpunkt der Erneuerung der Anlagen bestehenden Vermögenswerte, die den finanzierten Posten entsprachen, anwandte, durch Rückforderung des verbleibenden Teils der während des Tarifzeitraums der 'TURPE 2'-Tarife gebildeten Rückstellungen und des entsprechenden Teils der von den Konzessionsbehörden an den Netzbetreiber im selben Zeitraum übergebenen Anlagen".

Zweite TURPE 5 HTA/BT-Tarife (Mittel-/Niederspannung)

Am 28. Juni 2018 erließ die CRE eine Entscheidung zum Tarif TURPE 5 HTA-BT (Mittelspannung - Niederspannung) und zur Umstellung vom 1. August 2018 auf diesen Tarif, der als "zweiter TURPE 5 HTA-BT-Tarif" bezeichnet wird. Diese Entscheidung beinhaltete eine Anpassung von TURPE 5 um durchschnittlich -0,21% ab dem 1. August 2018 unter Berücksichtigung einer Reihe von Faktoren:

―	Umsetzung der teilweisen Annullierung der Entscheidung des Staatsrates vom 9. März 2018 und gleichzeitige Anwendung eines niedrigeren Körperschaftsteuersatzes: Diese beiden Effekte haben sich im Zeitraum 2018-2020 nahezu vollständig ausgeglichen (kombinierter Effekt von +0,06%);
―	die standardmäßige inflationsbasierte Anpassung zum 1. August (+1%) und der CRCP-Ausgleich (-1,27%);
―	die Reduzierung von -0,21% wird gemäß der Tarifstruktur moduliert: durchschnittlich -1,16% für Nutzer der Mittelspannungsnetze (HTA), -0,59% für Niederspannungsnetze (BT) über 36 kVA und +0,14% für Niederspannungsnetze (BT) unter 36 kVA.

Diese Entscheidung hat keine Auswirkungen auf die Tarifvorbereitungsmethode, den Verlauf der Betriebskosten, den Grundsatz der Regulierung für Anreizzwecke oder die für Linky-Zähler geltenden Vorschriften. Die Änderung des Körperschaftsteuersatzes entspricht einer Anpassung der Eigenkapitalrendite auf 4% und der Marge auf 2,5% (zuvor 4,1% bzw. 2,6%).

In der Entscheidung werden auch frühere CRE-Entscheidungen zu Kosten im Zusammenhang mit der Kundenverwaltung unter einem einzigen Vertrag (Entscheidung vom 26. Oktober 2017) über die Verwaltungskomponente und zum kollektiven Eigenverbrauch (Entscheidung vom 7. Juni 2018) über die Energieentnahmekomponente wiederholt. Sie wurde am 29. Juli 2018 im Amtsblatt veröffentlicht.

Insbesondere zur Umsetzung des Beschlusses des Staatsrates vom 9. März 2018 hat die CRE dem regulierten Eigenkapital im Jahr 2018 einen jährlichen Betrag von rund 1,6 Mrd. EUR hinzugefügt (und wird bis 2073 rückläufige Beträge hinzufügen). Die CRE ist der Ansicht, dass dies dazu führen wird, dass Enedis 2018 eine zusätzliche Vergütung in Höhe von 750 Mio. EUR, ausgedrückt im Barwert der Cashflows vor Steuern, erhält. Diese Aufstockung des regulierten Eigenkapitals im Jahr 2018 führt in den ersten Jahren zu einer Vergütung von rund 60 Mio. EUR pro Jahr, die sich bis 2073 schrittweise zu einem Satz (nominal vor Steuern) verringern wird, der nach der vorliegenden Methode von der CRE zu jedem Tarifzeitraum überarbeitet werden kann.

Lieferantenbeauftragung

Nachdem das Gesetz 2017-1839 vom 30. Dezember 2017 die Zuständigkeit der CRE für die Beauftragung von Lieferanten bestätigt hatte, erließ die CRE am 18. Januar 2018 eine neue Entscheidung, die im Amtsblatt vom 25. Januar 2018 veröffentlicht wurde. Mit diesem Beschluss wurden die Grundsätze des vorherigen Beschlusses vom 26. Oktober 2017 über die Vergütung von Verteilernetzbetreibern an Lieferanten für die Verwaltung ihrer Kunden im Rahmen eines einzigen Vertrags bekräftigt.

Der Inhalt dieser Entscheidungen hält an dem Grundsatz fest, dass für alle Anbieter, die Marktpreisangebote mit einem einzigen Vertrag verkaufen, identische Provisionen gelten. Lediglich die regulierten Stromtarife führen zu geringfügig niedrigeren Provisionen (4,50 EUR statt 6,80 EUR pro Lieferpunkt bis zum 1. August 2019), und diese Differenz wird bis zum 1. August 2022 schrittweise auf Null gesenkt.

⁽¹⁾ Ein Mechanismus zur Bewertung und zum Ausgleich von Unterschieden zwischen den tatsächlichen Zahlen und den Prognosen, auf denen die Tarife basieren.

Für die Vergütung vergangener Kundenmanagementgebühren (vor dem 1. Januar 2018) legt die CRE in ihrer Entscheidung einen Betrag fest, den sie als Deckel betrachtet und der über den TURPE-Tarif weitergegeben werden kann.

Das Gesetz 2017-1839 vom 30. Dezember 2017 führt jedoch eine Maßnahme ein, die darauf abzielt, die Möglichkeit auszuschließen, dass Lieferanten für frühere Kundenmanagementdienste eine Vergütung von Netzwerkmanagern erhalten.

Am 23. Dezember 2016 reichte Engie beim Pariser Handelsgericht Klage gegen Enedis ein und klagte auf eine solche Entschädigung. Diese Gerichtsverfahren sind im Gange.

Stromausgleichsfonds

Am 22. März 2018 veröffentlichte die CRE ihre Konsultation zu den Beitragshöhen des Stromausgleichsfonds für EDF SEI und Electricite de Mayotte für die Jahre 2018 bis 2021. Der jährliche Durchschnittsbeitrag zum Stromausgleichsfonds für EDF SEI in diesem Zeitraum einschließlich des geplanten Smart-Metering-Systems beträgt 185 Mio. EUR.

Die geänderten Entscheidungen zur Festsetzung der Höhe der Beiträge zum Stromausgleichsfonds für die Jahre 2012 bis 2015 wurden vom Staatsrat am 9. März 2018 aufgehoben. Über die Parameter der Koeffizienten, mit denen die jeweiligen Beiträge oder Einnahmen von Enedis und den verschiedenen lokalen Vertriebsgesellschaften berechnet werden, wird derzeit diskutiert. Die Behörden haben weder für diesen Zeitraum noch für den Zeitraum 2016 bis 2018 geänderte Entscheidungen getroffen.

Das Risiko einer Änderung der von Enedis und Electricite de Strasbourg für den Zeitraum 2012-2018 zu zahlenden Beiträge wurde im Jahresabschluss zum 31. Dezember 2018 auf der Grundlage laufender Gespräche mit den Behörden, unbeschadet des endgültigen Niveaus berücksichtigt, das festgelegt wird oder der Position, die die betroffenen Unternehmen den Behörden vorlegen werden.

4.4 ENTSCHÄDIGUNG FÜR ÖFFENTLICHE ENERGIEDIENSTLEISTUNGSENTGELTE (CSPE)

Rechtlicher und regulatorischer Rahmen

Der Ausgleichsmechanismus für öffentliche Energiedienstleistungsentgelte (Compensation des Charges de Service Public de l'Énergie) ist das Ergebnis einer Reform, die durch das geänderte französische Finanzgesetz von 2015 eingeführt und am 30. Dezember 2015 im Amtsblatt veröffentlicht wurde. Nach dem neuen Rechts- und Verwaltungsrahmen sollten die öffentlichen Energiedienstleistungsentgelte (Strom und Gas) ab 2016 über zwei staatliche Haushaltsposten ausgeglichen werden, die in den französischen Finanzgesetzen enthalten sind. Das erste Finanzgesetz für 2019 markiert eine Fortsetzung ab 2018 und definiert die folgenden Belastungen für 2019:

―

einen speziellen Budgetposten "Energiewende" in Höhe von 7,3 Mrd. EUR, der vor allem die zusätzlichen Kosten für alle Verträge kompensiert, die die Betreiber zur Abnahme von erneuerbaren Energien und Biogas verpflichten, sowie den jährlichen Beitrag zur Rückzahlung der kumulierten Ausgleichslücke aufgrund von EDF;

―

einen Posten "Öffentliche Energiedienstleistung" in Höhe von 3,3 Mrd. EUR im Gesamtbudget zur Deckung der Solidaritätszuschläge der Gas- und Elektrizitätsversorger, der Kosten im Zusammenhang mit Abnahmeverpflichtungen unter Ausschluss erneuerbarer Energien (im Wesentlichen Kraft-Wärme-Kopplung) und der Kosten für die Anwendung der nationalen Standardtarife auf Gebiete, die nicht an das französische Festland angeschlossen sind. Die Zinsen auf den aufgelaufenen Fehlbetrag, der an EDF zurückzuzahlen ist, werden ebenfalls aus dem Gesamtbudget finanziert.

Seit dem 1. Januar 2018 werden die Sätze für den "notwendigsten Bedarf" (Tarif de premiere necessite) für Strom und die sogenannten "Sondersolidaritätssätze" für Gas durch ein Energie-Vouchersystem ersetzt. Die Kosten für dieses System werden nicht von EDF getragen, sondern wurden vom Staat im Rahmen des Programms "Public Energy Service" veranschlagt. EDF wird jedoch 2019 Solidaritätsgebühren für den nationalen Solidaritätsfonds für den Wohnungsbau und für Dienstleistungen für schutzbedürftige Kunden tragen.

Im Jahr 2019 wird dieser Mechanismus zur Kompensation von Gebühren für den öffentlichen Dienst wie folgt finanziert:

―	die mit dem Energiewandel verbundenen Kosten, die den Fördermechanismen für erneuerbare Energien entsprechen, und die Erstattung des in der Vergangenheit aufgelaufenen Fehlbetrags der vom EDF Konzern getragenen Ausgleichszahlung, gemessen am 31. Dezember 2015, werden in einer speziellen Haushaltsposition "Energiewende" erfasst, die durch das geänderte Finanzgesetz von 2015 geschaffen wurde; das Gesetz Nr. 2016-1917 vom 29. Dezember 2016 (Finanzgesetz 2017) sieht vor, dass die beiden zusätzlichen Finanzierungsquellen für diesen speziellen Haushaltsposten ein Teil der inländischen Steuer auf Kohle, Braunkohle und Koks (TICC) und ein Teil der inländischen Steuer auf Energieerzeugnisse (TICPE) sind; das Finanzgesetz für 2019 ersetzt die Prozentsätze von TICC und TICPE durch einen bestimmten Betrag, um die Unsicherheiten der prognostizierten Einnahmen aus diesen Steuern zu vermeiden, und erweitert die Finanzierungsquellen für den Haushaltsposten "Energiewende" um die Erlöse aus Versteigerungen von Herkunftsnachweisen, wie sie laut Artikel L. 314-14-1 des Energiegesetzbuches erlaubt sind, miteinzubeziehen;
―	sonstige Gebühren für den öffentlichen Dienst - mit Ausnahme der Kosten im Zusammenhang mit den Subventionsmechanismen für erneuerbare Energien - (Brennstoffknappheit, Tarifausgleich in Zonen, die nicht an das französische Festland angeschlossen sind, Kraft-Wärme-Kopplung, Haushalt des Energiebeauftragten usw.) werden direkt in den Gesamthaushalt eingestellt;
―	die Einnahmen aus der inländischen Steuer auf den Endverbrauch von Strom, die jetzt in Beitrag zum öffentlichen Stromversorgungsdienst (Contribution au Service Public de l'Electricite, CSPE) umbenannt wurden, fließen direkt in den Gesamthaushalt. die CSPE-Steuer wird direkt von den Endverbrauchern von Strom in Form einer zusätzlichen Abgabe auf den Stromverkaufspreis (und somit von den Stromversorgern) oder direkt von den Stromerzeugern, die Strom für ihren eigenen Gebrauch produzieren, erhoben;

Das Niveau der CSPE-Steuer wurde für 2019 auf dem gleichen Niveau wie 2018 festgelegt, mit dem vollen Satz von 22,5 EUR/MWh und acht reduzierten Sätzen von 12 EUR/MWh bis 0,5 EUR/MWh je nach den Kriterien der Elektrointensität, der Geschäftskategorie und dem Risiko aus Verlagerungseffekten, d.h. die Verlagerung von Anlagen in Länder, in denen die Treibhausgasemissionen aufgrund ihres Strommixes höher sind.

Die mit dem Abschluss und der Verwaltung von Kaufverpflichtungen verbundenen Kosten werden 2019 wie bereits seit 2017 erstattungsfähig sein. Es handelt sich um einen jährlichen Betrag von rund 45 Mio. EUR.

Zusätzlich zu diesen Maßnahmen wurde im geänderten französischen Finanzgesetz für 2018 eine Abwärtsanpassung der vom Staat für die Gebühren für den öffentlichen Dienst im Jahr 2018 gezahlten Ausgleichsbeträge vorgenommen. Diese Gebühren waren aufgrund eines Anstiegs der Strommarktpreise im Jahr 2018 zwischen der ursprünglichen Prognose im Juli 2017 und der angepassten Prognose im Juli 2018 erheblich gesunken und dieser Rückgang verringerte automatisch die Differenz zwischen dem an die Erzeuger im Rahmen der Abnahmeverpflichtung zu zahlenden Tarif und dem Marktpreis für Strom. Aus dem gleichen Grund senkte der Staat 2018 auch die Entschädigung 2018 für die Differenz zwischen den im Juli 2017 neu prognostizierten Ausgaben 2017 und den im Juli 2018 ermittelten tatsächlichen Ausgaben 2017.

Vom EDF Konzern getragene Gebühren für den öffentlichen Dienst

Der Betrag der Ausgaben (ohne den jährlichen Rückzahlungsbeitrag und die damit verbundenen Zinsen), die an EDF für 2018 zu erstatten sind, beläuft sich auf 6.554 Mio. EUR.

Die im Jahr 2018 eingegangenen Beträge (ohne den jährlichen Rückzahlungsbeitrag und die damit verbundenen Zinsen) beliefen sich auf 6.919 Mio. EUR (einschließlich 4.610 Mio. EUR für das Haushaltskonto "Energiewende" und 2.309 Mio. EUR für den Gesamthaushaltsplan).

Mit dem Ministerialbeschluss vom 13. Mai 2016 in der Fassung vom 2. Dezember 2016 wurde ein Rückzahlungsplan für die Forderung von EDF entsprechend dem aufgelaufenen Fehlbetrag in Höhe von 5.780 Mio. EUR zum 31. Dezember 2015 festgelegt. Nach diesem Zeitplan wird die Forderung bis 2020 vollständig zurückgezahlt sein. Am 22. Dezember 2016 verbriefte EDF einen Teil dieser Forderung (1,5 Mrd. EUR) durch eine staatlich genehmigte "Dailly law"-Zession. Folglich hat EDF seit dem 1. Januar 2017 einen Anteil von 73,6% an den vom Staat geleisteten Zahlungen zur Erstattung der Forderung gemäß dem Rückzahlungsplan erhalten. Der Restbetrag wird direkt an die Zessionare ausgezahlt.

Im Jahr 2018 zahlte der Staat 1.217 Mio. EUR aus dem Kapitalbetrag der Finanzforderung, der sich aus 1.194 Mio. EUR aus dem Tilgungsplan 2018 und 23 Mio. EUR aus dem Tilgungsplan 2017, mit Zahlung am 2. Januar 2018, zusammensetzte. Die erhaltenen 1.194 Mio. EUR entsprechen dem im Tilgungsplan für 2018 vorgesehenen Betrag. Zum 31. Dezember 2018 belief sich der Anteil von EDF an der ausstehenden Finanzforderung auf 2.014 Mio. EUR.

Schließlich hat die CRE, gemäß dem Dekret 2016-158 vom 18. Februar 2016 über den Ausgleich der öffentlichen Energiedienstleistungsentgelte, am 12. Juli 2018 ihre Entscheidung 2018-156 veröffentlicht, mit der die Gebühren für den öffentlichen Dienst für 2017 (6.475 Mio. EUR) erfasst und eine überarbeitete Gebührenprognose für 2018 (6.940 Mio. EUR) sowie eine Gebührenprognose für 2019 (7.206 Mio. EUR) vorgelegt wurden.

4.5 FRANZÖSISCHER KAPAZITÄTSMECHANISMUS

Der französische Kapazitätsmechanismus trat am 1. Januar 2017 in Kraft. Er wurde durch das französische Energiegesetz eingeführt, um eine sichere nationale Stromversorgung zu gewährleisten.

Am 8. November 2016 genehmigte die Europäische Kommission den von Frankreich vorgeschlagenen Kapazitätsmechanismus, sofern das Land 7-Jahres-Zertifizierungsverträge für neue Kapazitäten einführt, ausländische Kapazitäten zulässt und Maßnahmen zur Verhinderung von Marktmanipulationen ergreift.

In den Jahren 2017 und 2018 fanden an der Europäischen Strombörse EPEX SPOT mehrere Kapazitätsauktionen für 2018 statt. Die gehandelten Mengen betrugen im November 2017 10,96 GW zum Preis von 9,31 €/kW, 10,25 GW im Dezember 2017 zum Preis von 9,38 €/kW und 1,17 GW im April 2018 zum Preis von 9,38 €/kW (der Marktreferenzpreis für 2018 lautete 9,34 €/kW).

In den Jahren 2017 und 2018 fanden an der Europäischen Strombörse EPEX SPOT mehrere Kapazitätsauktionen für 2019 statt. Die gehandelten Mengen und die damit verbundenen Preise lauteten wie folgt:

Auktionsdatum	Mengen in GW	Preis in €/kW
Dezember 2017	1,22	13,00
März 2018	1,24	18,50
April 2018	2,65	18,24
Juni 2018	4,99	18,50
September 2018	5,22	18,50
Oktober 2018	5,48	16,77
Dezember 2018	5,91	18,05

Nach der Auktion vom 13. Dezember 2018, der letzten vor dem Auslieferungsjahr, liegt der Referenzpreis für 2019 nun bei 17,37 €/kW.

Neben diesen Kapazitätsauktionen besteht ein außerbörslicher Markt.

EDF hat an diesen Auktionen von Anfang an teilgenommen. Alle Einnahmen aus den Auktionen werden vollständig in den Umsatzerlösen für Erzeugnisse erfasst.

Der Kapazitätspreis wird über alle Kundenverträge von EDF weitergegeben, unabhängig davon, ob die Kunden regulierte Verkaufstarife oder Marktpreisverträge abgeschlossen haben, sowie über Verträge anderer Stromversorger.

4.6 ENERGIESPARZERTIFIKATE

Das Dekret 2017-690 des französischen Ministeriums für Umwelt, Energie und Meeresfragen vom 2. Mai 2017, das am 3. Mai 2017 im Amtsblatt veröffentlicht wurde, legt die Verpflichtungshöhe für den vierten Zeitraum der Energiesparverpflichtungen fest, der vom 1. Januar 2018 bis 31. Dezember 2020 läuft. Das Gesamtvolumen der Verpflichtungen für diesen Dreijahreszeitraum wird durch das Dekret erheblich erhöht: 1.200 TWhc für die "Standardverpflichtungen" und 400 TWhc für die Verpflichtungen, die den Haushalten mit Energiearmut zugute kommen sollen, verglichen mit 700 TWhc bzw. 150 TWhc im vorangegangenen Zeitraum.

Energieverkäufer können ihrer Verpflichtung auf drei Arten nachkommen: durch Unterstützung der Verbraucher bei ihren Energieeffizienzmaßnahmen, durch die Finanzierung von vom Ministerium genehmigten Energiesparzertifikaten und durch den Kauf von Zertifikaten von förderfähigen Akteuren. Ein in der Vorperiode erworbener Überschuss in Form von "Bestand" an Zertifikaten trägt ebenfalls zur Erfüllung der Verpflichtung bei. Liegt am Ende des Zeitraums ein Fehlbetrag vor, müssen die verpflichteten Akteure dem Finanzministerium die in Artikel L. 221-4 des Energiegesetzbuches festgelegte Geldbuße von 15 EUR je MWhc aus dem Fehlbetrag zahlen, was etwa dem Zweifachen der laufenden Kosten der Standardverpflichtung entspricht.

Der EDF Konzern erzielte 2018 eine wesentlich höhere Anzahl von Energiesparzertifikaten als 2017 und strebt eine weitere Erhöhung an, um das vom Staat festgelegte Ziel zu erreichen. Angesichts der erheblichen Erhöhung der Verpflichtung in Verbindung mit dem derzeit geringen Markt für Energiesparzertifikate und der Zweifel an der künftigen Liquidität dieses Marktes, ist der Konzern jedoch dem Risiko eines Zertifikatemangels für die vierte Periode des Systems ausgesetzt.

4.7 ARENH

Die ARENH-Anträge für Lieferungen im Jahr 2018 beliefen sich auf 96,3 TWh: 87,1 TWh für Lieferungen an Endkunden und 9,2 TWh, um die Netzbetreiber für Netzverluste zu entschädigen.

Diese Anträge wurden zu einer Zeit gestellt, als der ARENH-Preis (der eine Kapazitätsgarantie in Höhe von 42 EUR/MWh enthält) im Vergleich zu den Forward-Baseload-Preisen für 2018 (ab Anfang September 2017) wettbewerbsfähig war.

Für die ARENH-Anträge vom November 2018 lag die Gesamtnachfrage von alternativen Lieferanten mit 132,98 TWh, ohne EDF-Tochtergesellschaften, über dem gesetzlichen Höchstwert, und EDF wird das maximale ARENH-Volumen von 100 TWh für die Belieferung der Endkunden der Wettbewerber im Jahr 2019 liefern. Abonnements zur Abdeckung von Netzwerkverlusten beliefen sich auf 20,4 TWh.

Mit der Entscheidung Nr. 2018-222 vom 25. Oktober 2018, wie durch das Energiegesetz vorgeschrieben, legte die CRE die Methode für die Zuteilung von ARENH-Mengen fest, wenn Anträge das gesetzliche Maximum überschreiten. Diese Entscheidung sah vor, dass bei einer ARENH-Überzeichnung im November 2018 eine Kürzung nur für neue ARENH-Anträge in dieser Sitzung gelten würde und dass die übermäßigen Anträge der von EDF kontrollierten Tochtergesellschaften vollständig gekürzt würden (dies gilt nicht für Verteiler). Schließlich wurde angeführt, dass von EDF kontrollierte Tochterunternehmen Verträge mit der Muttergesellschaft abschließen könnten, in denen das ARENH-System und die Lieferbedingungen, insbesondere der Kürzungssatz für alternative Lieferanten, nachgebildet würden. Durch diesen Kürzungsmechanismus wird der Einfluss der Bezugnahme auf die Marktpreise auf die Festlegung der regulierten Verkaufstarife erhöht, und wenn alle anderen Faktoren gleich sind, steigt auch der Preis der Energiekomponente.

ANMERKUNG 5 VERÄNDERUNGEN IM KONSOLIDIERUNGSKREIS

Im Jahr 2018 gab es keine wesentlichen Änderungen im Konsolidierungskreis des Konzerns, abgesehen vom Verkauf von Dunkerque LNG (siehe Anmerkung 3.3) und den nachfolgend dargestellten Vorgängen:

5.1 FRAMATOME - ABSCHLIESSENDE ERFASSUNG DES UNTERNEHMENSZUSAMMENSCHLUSSES

In Anwendung von IFRS 3 (überarbeitet) hat der Konzern am 31. Dezember 2018 die Bilanzierung des Unternehmenszusammenschlusses im Zusammenhang mit der Akquisition von Framatome zum 31. Dezember 2017 abgeschlossen.

Da der endgültige Betrag bestimmter Kaufpreisanpassungen erst nach dem 31. Dezember 2018 bekannt sein wird, hat der Konzern den erwarteten Wert dieser Posten (siehe Anmerkung 3.11.2) geschätzt, um die Erfassung des Unternehmenszusammenschlusses zum 31. Dezember 2018 abzuschließen.

Nachträgliche Anpassungen des geschätzten beizulegenden Zeitwerts des Preises werden erfolgswirksam erfasst.

Nach der Bewertung der Vermögenswerte und Schulden zum beizulegenden Zeitwert stellt sich die endgültige Eröffnungsbilanz von Framatome zum 31. Dezember 2017, die der vorläufigen Eröffnungsbilanz in Anmerkung 3.11.2 stark ähnelt, wie folgt dar:

AKTIVA

(in Mio. EUR)	Endgültige Eröffnungswerte
Geschäfts- oder Firmenwert	-
Sonstige immaterielle Vermögenswerte	1.272
Sachanlagen	1.096
Anteile an assoziierten Unternehmen und Joint Ventures	92
Finanzielle Vermögenswerte	171
Latente Steueransprüche	132
Vorräte	610
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen	4.422
Kurzfristige Steuerforderungen	5
Sonstige Forderungen	604
Barmittel und Barmitteläquivalente	-
SUMME VERMÖGENSWERTE	8.404

EIGENKAPITAL UND VERBINDLICHKEITEN

(in Mio. EUR)	Endgültige Eröffnungswerte
Kapital	707
Konsolidierte Rücklagen	147
Eigenkapital - Konzernanteil	854
Minderheitsanteile	4
Summe Eigenkapital	858
Rückstellungen	987
Finanzielle Verbindlichkeiten	10
Latente Steuerverbindlichkeiten	172
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen	455
Kurzfristige Steuerverbindlichkeiten	1
Sonstige Verbindlichkeiten	5.921
SUMME EIGENKAPITAL UND VERBINDLICHKEITEN	8.404

Diese Bilanz des Framatome Teilkonzerns wird vor Eliminierung von Positionen mit Konzerngesellschaften dargestellt, die im Wesentlichen Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten betreffen.

Zum 31. Dezember 2018 wurde der endgültige Kaufpreis um die erwartete Earn-Out-Zahlung und Kaufpreisanpassungen angepasst.

Der endgültige, nach der Partial-Goodwill-Methode und auf der Grundlage eines Anteils von 75,5% am Unternehmen am 31. Dezember 2018 erfasste Geschäfts- oder Firmenwert, wird wie folgt ermittelt:

(in Mio. EUR)
Kaufpreis für die Beteiligung	1.960
Gegenleistung, übertragen zum 31. Dezember 2018 (A)	1.960
Beizulegender Zeitwert der von Framatome erworbenen Vermögenswerte	645
Beizulegender Zeitwert der erworbenen Vermögenswerte und übernommenen Verbindlichkeiten (B)	645
ENDGÜLTIGER GESCHÄFTS- ODER FIRMENWERT (A)-(B)	1.315

5.2 ERWERB EINES 450 MW OFFSHORE-WINDPROJEKTS IN SCHOTTLAND

Der EDF Konzern hat über EDF Renewables in Großbritannien, eine gemeinsame Tochtergesellschaft von EDF Energy und EDF Renewables, das Windparkprojekt "Neart na Gaoithe" ⁽¹⁾ des globalen Wind - und Solarentwicklers Mainstream Renewable Power nach einem ordnungsgemäßen Ausschreibungsverfahren, erworben.

Dieser Windpark wird bis zu 450 Megawatt (MW) erneuerbare Energie erzeugen und damit den jährlichen Strombedarf von mehr als 375.000 Haushalten decken ⁽²⁾ .

Neart na Gaoithe ist ein vollständig genehmigtes Offshore-Windprojekt im Firth of Forth vor der Ostküste Schottlands. Es umfasst 105 km ² und hat einen 15-Jahres-Differenzkontrakt über 140 €/MWh (resultierend aus der Indexierung des im Jahr 2012 festgelegten Tarifs von 114,39 £/MWh) sowie bestehende Netzanschlussvereinbarungen. Es profitiert auch von einem der besten Windressourcen in Europa. Die Inbetriebnahme des Windparks ist für 2023 geplant.

Die Gesamtinvestition für die Durchführung des Projekts beläuft sich auf rund 1,8 Mrd. GBP. Das Projekt wird zu gegebener Zeit für andere Investoren offen sein.

5.3 AKQUISITION VON EDISON ENERGIE (EHEMALS GAS NATURAL VENDITA ITALIA) DURCH EDISON

Nach der Genehmigung durch die Europäische Union hat Edison die Akquisition von Edison Energie (ehemals Gas Natural Vendita Italia (GNVI)) am 22. Februar 2018 abgeschlossen und seine Position auf dem Inlandsmarkt gestärkt, seine Kundenbasis um 50% erhöht und seine Präsenz in ganz Italien ausgebaut. Das Portfolio von Edison Energie befindet sich hauptsächlich in Süditalien und besteht zum größten Teil aus Gaskunden. Mit dieser Transaktion hat Edison seine Position als wichtiger nationaler Energieversorger im Einzelhandel gestärkt. Der für den Erwerb der Gesellschaft gezahlte Kaufpreis betrug 193 Mio. EUR (siehe Anmerkung 44.1.2.2 im Konzernabschluss zum 31. Dezember 2017), und der bei diesem Erwerb erfasste Geschäfts- oder Firmenwert beträgt 80 Mio. EUR.

Der Abschluss der Akquisition von Edison Energie ebnet den Weg für die Übertragung eines Auftrags für die Gasversorgung vom Shah Deniz II-Feld in Aserbaidschan an Edison.

⁽¹⁾ Neart na Gaoithe ist gälisch und bedeutet "Stärke des Windes".
⁽²⁾ Basierend auf dem durchschnittlichen inländischen Stromverbrauch pro Haus von 3.889 kWh laut dem Bericht zum britischen Energieverbrauch (veröffentlicht im Juli 2017) und dem durchschnittlichen Auslastungsfaktor für Offshore-Windparks mit erneuerbaren Energien in Großbritannien, der auf 37,2% geschätzt wird.

ANMERKUNG 6 SEGMENTBERICHTERSTATTUNG

6.1 BERICHTERSTATTUNG NACH GESCHÄFTSSEGMENTEN

Die Darstellung der Segmentberichterstattung erfolgt in Übereinstimmung mit IFRS 8, "Geschäftssegmente".

Die Segmentberichterstattung wird vor den Eliminierungen zwischen den Segmenten dargestellt. Transaktionen zwischen den Segmenten erfolgen zu Marktpreisen.

Gemäß IFRS 8 entspricht die vom EDF Konzern verwendete Aufteilung den Geschäftssegmenten, die regelmäßig von der Geschäftsleitung (dem Hauptentscheidungsträger des Konzerns) überprüft werden.

Im Jahr 2018 hat der Konzern seine Segmentberichterstattung geändert und präsentiert nun EDF Renewables und Dalkia separat (sie waren zuvor im Segment "Sonstige Aktivitäten" enthalten).

Der Konzern verwendet die folgenden Segmente:

―	"Frankreich - Erzeugung und Versorgung": Energieerzeugungs- und -vertriebsaktivitäten von EDF, Rohstoffhandel und sonstige Aktivitäten;
―	"Frankreich - Regulierte Aktivitäten": Verteilung, Übertragung, Inselaktivitäten von EDF und die Aktivitäten von Electricité de Strasbourg;
―	"Framatome": die Einheiten des Framatome-Teilkonzerns;
―	"Großbritannien": die Unternehmen des Teilkonzerns von EDF Energy;
―	"Italien": Edison-Gesellschaften und TdE SpA;
―	"Sonstiges international": EDF International und die sonstigen Gas- und Stromunternehmen in Kontinentaleuropa, den USA, Lateinamerika und Asien;
―	"EDF Renewables": die Unternehmen des Teilkonzerns EDF Renewables (ehemals EDF Energies Nouvelles);
―	"Dalkia": die Einheiten des Dalkia-Teilkonzerns;
―	"Sonstige Tätigkeiten": insbesondere EDF Trading und EDF Investissements Groupe.

Es wurden keine Segmente zusammengeführt.

6.1.1 Zum 31. Dezember 2018

(in Mio. EUR)	Frankreich - Erzeugung und Versorgung	Frankreich - Regulierte Aktivitäten	Framatome	Großbritannien	Italien	Sonstiges international
Gewinn- und Verlustrechnungen:
Externe Umsätze	24.937	16.007	1.904	8.965	8.477	2.227
Umsätze zwischen den Segmenten	1.159	41	1.409	5	30	184
GESAMTUMSATZ	26.096	16.048	3.313	8.970	8.507	2.411
BETRIEBSERGEBNIS VOR ABSCHREIBUNGEN	6.327	4.916	465	783	791	240
BETRIEBSERGEBNIS	2.963	1.914	240	(397)	(127)	(10)
Bilanz:
Geschäfts- oder Firmenwert	53	223	1.317	7.578	108	20
Immaterielle Vermögensgegenstände und Sachanlagen	53.219	60.802	2.392	15.467	6.197	2.119
Anteile an assoziierten Unternehmen und Joint Ventures ⁽²⁾	2.394	-	87	79	73	4.053
Sonstiges Segmentvermögen ⁽³⁾	19.313	3.583	1.965	4.604	2.541	647
Zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte	-	-	-	-	-	-
Sonstige nicht zugeordnete Vermögenswerte	-	-	-	-	-	-
SUMME VERMÖGENSWERTE	74.979	64.608	5.761	27.728	8.919	6.839
Sonstige Angaben:
Nettoabschreibungen	(3.307)	(2.942)	(211)	(982)	(574)	(249)
Wertminderung	(2)	-	(12)	(163)	(314)	-
Eigenkapital (Minderheitsanteile)	109	42	194	5.425	336	401
Investitionen in immaterielle Vermögensgegenstände und Sachanlagen	5.526	4.334	261	2.983	447	216

(in Mio. EUR)	EDF Renewables ⁽¹⁾	Dalkia	Sonstige Aktivitäten	Eliminierungen zwischen den Segmenten	Summe
Gewinn- und Verlustrechnungen:
Externe Umsätze	1.089	3.633	1.737	-	68.976
Umsätze zwischen den Segmenten	416	556	864	(4.664)	-
GESAMTUMSATZ	1.505	4.189	2.601	(4.664)	68.976
BETRIEBSERGEBNIS VOR ABSCHREIBUNGEN	856	292	858	(263)	15.265
BETRIEBSERGEBNIS	316	72	574	(263)	5.282
Bilanz:
Geschäfts- oder Firmenwert	206	548	142	-	10.195
Immaterielle Vermögensgegenstände und Sachanlagen	8.856	2.283	689		152.024
Anteile an assoziierten Unternehmen und Joint Ventures ⁽²⁾	1.307	29	265	-	8.287
Sonstiges Segmentvermögen ⁽³⁾	824	1.909	3.893	-	39.279
Zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte	-	-	-	-	-
Sonstige nicht zugeordnete Vermögenswerte	-	-	-	-	73.384
SUMME VERMÖGENSWERTE	11.193	4.769	4.989	-	283.169
Sonstige Angaben:
Nettoabschreibungen	(437)	(205)	(99)	-	(9.006)
Wertminderung	(103)	-	(4)	-	(598)
Eigenkapital (Minderheitsanteile)	848	304	518	-	8.177
Investitionen in immaterielle Vermögensgegenstände und Sachanlagen	1.919	388	112	-	16.186

⁽¹⁾ Ehemals EDF Energies Nouvelles.
⁽²⁾ Zum 31. Dezember 2018 beinhalten die Beteiligungen an assoziierten Unternehmen und Joint Ventures 50,1% der Anteile an CTE (dem Joint Venture, das die Anteile von RTE hält), das nun dem Segment Frankreich - Erzeugung und Versorgung zugeordnet ist.
⁽³⁾ Das sonstige Segmentvermögen umfasst Vorräte, Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen. Die CSPE-Forderung ist nach der Vereinbarung vollständig dem Segment Frankreich - Regulierte Aktivitäten, in Höhe von 799 Mio. EUR, zugeordnet.

6.1.2 Zum 31. Dezember 2017

Die Segmentberichterstattung zum 31. Dezember 2017 wurde entsprechend den Änderungen der Geschäftssegmente, die für den Konzernabschluss zum 31. Dezember 2018 eingeführt wurden, und den Bestimmungen von IFRS 15 angepasst (siehe Anmerkung 2.1.4).

(in Mio. EUR)	Frankreich - Erzeugung und Versorgung	Frankreich - Regulierte Aktivitäten	Frama-tome ⁽¹⁾	Großbritannien	Italien	Sonstiges international
Gewinn- und Verlustrechnungen:
Externe Umsätze	24.011	15.773	-	8.681	7.700	2.993
Umsätze zwischen den Segmenten	1.073	63	-	7	22	173
GESAMTUMSATZ	25.084	15.836	-	8.688	7.722	3.166
BETRIEBSERGEBNIS VOR ABSCHREIBUNGEN	4.896	4.898	-	1.035	910	457
BETRIEBSERGEBNIS	3.048	2.035	-	(296)	(96)	314
Bilanz:
Geschäfts- oder Firmenwert	53	223	1.257	7.586	18	15
Immaterielle Vermögensgegenstände und Sachanlagen	50.433	59.008	2.336	14.074	6.396	2.155
Anteile an assoziierten Unternehmen und Joint Ventures ⁽²⁾	2.040	-	92	114	67	3.812
Sonstiges Segmentvermögen ⁽³⁾	20.165	3.784	1.694	4.306	2.405	628
Zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte	-	-	-	-	-	-
Sonstige nicht zugeordnete Vermögenswerte	-	-	-	-	-	-
SUMME VERMÖGENSWERTE	72.691	63.015	5.379	26.080	8.886	6.610
Sonstige Angaben:
Nettoabschreibungen	(3.138)	(2.797)	-	(1.097)	(603)	(246)
Wertminderung	(73)	-	-	(246)	(150)	(19)
Eigenkapital (Minderheitsanteile)	-	39	209	5.109	370	407
Investitionen in immaterielle Vermögensgegenstände und Sachanlagen	5.839	4.003	-	2.408	457	325

(in Mio. EUR)	EDF Renewables	Dalkia	Sonstige Aktivitäten	Eliminierungen zwischen den Segmenten	Summe
Gewinn- und Verlustrechnungen:
Externe Umsätze	971	3.271	1.492	-	64.892
Umsätze zwischen den Segmenten	309	480	983	(3.110)	-
GESAMTUMSATZ	1.280	3.751	2.475	(3.110)	64.892
BETRIEBSERGEBNIS VOR ABSCHREIBUNGEN	751	259	536	-	13.742
BETRIEBSERGEBNIS	361	13	258	-	5.637
Bilanz:
Geschäfts- oder Firmenwert	206	537	141	-	10.036
Immaterielle Vermögensgegenstände und Sachanlagen	8.230	2.128	2.103	-	146.863
Anteile an assoziierten Unternehmen und Joint Ventures ⁽²⁾	903	34	187	-	7.249
Sonstiges Segmentvermögen ⁽³⁾	578	1.737	5.072	-	40.369
Zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte	-	-	-	-	-
Sonstige nicht zugeordnete Vermögenswerte	-	-	-	-	67.325
SUMME VERMÖGENSWERTE	9.917	4.436	7.503	-	271.842
Sonstige Angaben:
Nettoabschreibungen	(361)	(187)	(108)	-	(8.537)
Wertminderung	(29)	(1)	-	-	(518)
Eigenkapital (Minderheitsanteile)	113	155	940	-	7.342
Investitionen in immaterielle Vermögensgegenstände und Sachanlagen	1.190	392	133	-	14.747

⁽¹⁾ Die Framatome Gruppe wurde am 31. Dezember 2017 erworben.
⁽²⁾ Zum 31. Dezember 2017 beinhalteten die Anteile an assoziierten Unternehmen und Joint Ventures RTE im Segment Frankreich - Erzeugung und Versorgung.
⁽³⁾ Das sonstige Segmentvermögen umfasst Vorräte, Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen. Die CSPE-Forderung ist nach der Vereinbarung vollständig dem Segment Frankreich - Regulierte Aktivitäten in Höhe von 1.147 Mio. EUR zugeordnet.

6.2 UMSATZERLÖSE MIT EXTERNEN KUNDEN NACH PRODUKT- UND DIENSTLEISTUNGSGRUPPEN

Die Umsatzerlöse des Konzerns gliedern sich wie folgt nach Produkt- und Dienstleistungsgruppen:

―	"Erzeugung/Versorgung": Energieerzeugung und -vertrieb an Industrie, Kommunen, kleine Unternehmen und private Verbraucher. Dieses Segment beinhaltet auch die Rohstoffhandelsaktivitäten;
―	"Verteilung": Verwaltung der öffentlichen Stromverteilungsnetze für Nieder- und Mittelspannung;
―	"Sonstiges": Dienstleistungen und Produktion von Ausrüstung und Brennstoffen für Reaktoren, Energiedienstleistungen (Fernwärme, Wärmeenergiedienstleistungen usw.) für Industrie und Kommunen sowie neue Unternehmen, die hauptsächlich auf die Förderung der Stromerzeugung durch Kraft-Wärme-Kopplung und erneuerbare Energiequellen (z.B. Windkraftanlagen, Photovoltaikanlagen usw.) abzielen.

(in Mio. EUR)	Erzeugung - Versorgung	Vertrieb	Sonstige ⁽¹⁾	Summe
2018:
Externe Umsätze:
- Frankreich ⁽²⁾	25.217	15.555	172	40.944
- Internationale und sonstige Aktivitäten	21.392	-	6.640	28.032
UMSATZ	46.609	15.555	6.812	68.976

⁽¹⁾ "Sonstige" Dienstleistungsgruppen umfassen Framatome, das am 31. Dezember 2017 erworben wurde (siehe Anmerkung 3.11.2).
⁽²⁾ "Frankreich" umfasst die beiden Geschäftssegmente "Frankreich - Erzeugung und Versorgung" und "Frankreich - Regulierte Aktivitäten" (siehe Anmerkung 6.1).

(in Mio. EUR)	Erzeugung - Versorgung	Vertrieb	Sonstige	Summe
2017:
Externe Umsätze:
- Frankreich ⁽¹⁾	24.327	15.292	165	39.784
- Internationale und sonstige Aktivitäten	20.326	-	4.782	25.108
UMSATZ	44.653	15.292	4.947	64.892

⁽¹⁾ "Frankreich" umfasst die beiden Geschäftssegmente "Frankreich - Erzeugung und Versorgung" und "Frankreich - Regulierte Aktivitäten" (siehe Anmerkung 6.1).

GEWINN- UND VERLUSTRECHNUNG

ANMERKUNG 7 UMSÄTZE

Die Umsatzerlöse setzen sich zusammen aus:

(in Mio. EUR)	2018	Neuausweis 2017 ⁽¹⁾
Verkauf von Energie und energiebezogenen Dienstleistungen	63.713	62.102
Sonstiger Verkauf von Waren und Dienstleistungen	4.387	2.186
Handel	876	604
UMSATZ	68.976	64.892

⁽¹⁾ Die Vergleichszahlen zum 31. Dezember 2017 wurden gemäß IFRS 15 (Anmerkung 2.1) angepasst.

Nach Eliminierung der Änderungen aus den Wechselkursen und dem Konsolidierungskreis, stieg der Umsatz im Jahr 2018 um 4% oder 2,6 Mrd. EUR, hauptsächlich im Segment Frankreich - Erzeugung und Versorgung (+ 3,9% oder + 0,9 Mrd. EUR) und in Italien (+ 6,1% oder + 0,5 Mrd. EUR) und generell über alle Segmente hinweg (bereinigte Beitragszahlen).

Der Umsatzanstieg im Segment Frankreich - Erzeugung und Versorgung im Jahr 2018 spiegelt im Wesentlichen (i) einen höheren Nettoumsatz aus den Märkten mit Abnahmeverpflichtungen wider (neutraler Effekt auf das Betriebsergebnis vor Abschreibungen mit CSPE), der hauptsächlich auf einen wesentlichen Volumeneffekt zurückzuführen ist, (ii) günstige Preiseffekte auf Marktpreisangebote, (iii) und die höhere Energiesparzertifikat-Komponente von Angeboten in Bezug auf die Erhöhung der Kosten aus der Verpflichtung. Der deutliche Anstieg der Kernenergieerzeugung im Jahr 2018 (+ 14,1 TWh) gegenüber 2017, der durch mehrere Reaktorausfälle beeinträchtigt wurde, und der Anstieg der Wasserkrafterzeugung (+ 9,2 TWh netto) haben die Nettokäuferposition des Konzerns (in Euro) auf den Märkten im Vergleich zu 2017 wesentlich verringert. Diese Faktoren wirken sich günstig auf das Betriebsergebnis vor Abschreibungen aus, spiegeln sich jedoch nicht in der Umsatzveränderung zwischen 2017 und 2018 wider, da der Konzern in beiden Jahren eine Nettokäuferposition (in Euro) innehatte.

In Italien stieg der Umsatz aufgrund einer günstigen Mengenbewegung im Geschäftskundensegment und einer höheren Wasserkraftproduktion aufgrund besserer hydrologischer Bedingungen und sehr positiver Preiseffekte auf die Gas- und Explorations-/Produktionsaktivitäten, getrieben durch günstige Änderungen der Brent- und Gaspreise.

Der Effekt auf den sonstigen Umsatz mit Waren und Dienstleistungen aus der erstmaligen Einbeziehung von Framatome, die zum 31. Dezember 2017 erworben wurde, belief sich auf 1.904 Mio. EUR.

ANMERKUNG 8 BRENNSTOFF- UND ENERGIEBESCHAFFUNG

Die Brennstoff- und Energiebeschaffung umfasst:

(in Mio. EUR)	2018	Neuausweis 2017 ⁽¹⁾
Genutzter Brennstoffeinkauf - Stromerzeugung	(12.337)	(12.167)
Energieeinkauf	(13.351)	(13.816)
Transport- und Lieferkosten	(7.724)	(7.441)
Gewinn/Verlust aus der Sicherungsbilanzierung	(18)	80
(Zunahme)/Abnahme der Rückstellungen in Verbindung mit Kernbrennstoffen und Energiebeschaffung	418	443
BRENNSTOFF- UND ENERGIEBESCHAFFUNG	(33.012)	(32.901)

⁽¹⁾ Die Vergleichszahlen zum 31. Dezember 2017 wurden gemäß IFRS 15 (Anmerkung 2.1) angepasst.

Zu den genutzten Brennstoffeinkäufen gehören Kosten für Rohstoffe zur Energieerzeugung (Kohle, Biomasse, Öl, Propan, spaltbare Materialien, Kernbrennstoffe und Gas), der Erwerb von Dienstleistungen im Zusammenhang mit dem Kernbrennstoffkreislauf und Kosten im Zusammenhang mit Umweltsystemen (hauptsächlich Treibhausgasemissionsrechte und Zertifikate für erneuerbare Energien).

Die Energiebeschaffung umfasst Energie, die von Dritten erzeugt wird, einschließlich Energie aus der Kraft-Wärme-Kopplung, die zum Weiterverkauf bestimmt ist.

ANMERKUNG 9 SONSTIGE EXTERNE AUFWENDUNGEN

Die sonstigen externen Aufwendungen umfassen:

(in Mio. EUR)	2018	2017
Fremdleistungen	(13.189)	(11.678)
Sonstige Käufe (ohne Fremdleistungen, Brennstoffe und Energie)	(3.504)	(2.706)
Bestandsveränderung und aktivierte Eigenleistungen	7.139	5.485
(Zunahme)/Abnahme der Rückstellungen für sonstige externe Aufwendungen	190	160
SONSTIGE EXTERNE AUFWENDUNGEN	(9.364)	(8.739)

Nach Eliminierung der Wechselkursänderungen und des Konsolidierungskreises (hauptsächlich für Framatome im Jahr 2018) sind die sonstigen externen Aufwendungen im Vergleich zu 2017 stabil.

ANMERKUNG 10 PERSONALAUFWAND

10.1 PERSONALAUFWAND

Der Personalaufwand umfasst:

(in Mio. EUR)	2018	2017
Löhne und Gehälter	(8.776)	(7.790)
Sozialbeiträge	(1.963)	(1.844)
Gewinnbeteiligung der Arbeitnehmer	(278)	(223)
Sonstige Beiträge im Zusammenhang mit dem Personalbereich	(388)	(383)
Sonstige Aufwendungen im Zusammenhang mit kurzfristigen Versorgungsleistungen	(233)	(212)
Kurzfristige Versorgungsleistungen	(11.638)	(10.452)
Aufwendungen aus beitragsorientierten Plänen	(1.033)	(938)
Aufwendungen aus leistungsorientierten Plänen	(1.017)	(994)
Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses	(2.050)	(1.932)
Sonstige langfristige Aufwendungen	-	(83)
Abfindungszahlungen	(2)	11
Sonstige Personalaufwendungen	(2)	(72)
PERSONALAUFWAND	(13.690)	(12.456)

Ohne Berücksichtigung von Währungseffekten und Änderungen im Konsolidierungskreis (hauptsächlich für Framatome im Jahr 2018) verringerte sich der Personalaufwand gegenüber 2017 um 0,6%, hauptsächlich im Segment Frankreich - Erzeugung und Versorgung.

10.2 DURCHSCHNITTLICHE MITARBEITERZAHL

	2018	2017
IEG Status	98.358	100.185
Sonstige	63.850	50.888
DURCHSCHNITTLICHE MITARBEITERZAHL	162.208	151.073

Die in der obigen Tabelle dargestellte durchschnittliche Mitarbeiterzahl des Konzerns für das Jahr 2017 berücksichtigt aufgrund des Erwerbsdatums (31. Dezember 2017) nicht die Auswirkungen aus der Akquisition von Framatome.

Die durchschnittliche Mitarbeiterzahl der kontrollierten Unternehmen und Joint Operations wird auf Vollzeitäquivalenzbasis ausgewiesen.

Eine detailliertere Darstellung der Mitarbeiterkategorien finden Sie im Abschnitt "Umwelt- und Sozialinformationen - Personalwesen" des Referenzdokuments in Abschnitt 3.9.3.2.3, "Soziale Indikatoren".

ANMERKUNG 11 STEUERN OHNE ERTRAGSTEUERN

Die sonstigen Steuern ohne Ertragsteuern setzen sich wie folgt zusammen:

(in Mio. EUR)	2018	2017
Lohnsteuern	(297)	(267)
Energiesteuern	(1.561)	(1.518)
Sonstige nicht ertragsabhängige Steuern	(1.839)	(1.756)
STEUERN OHNE ERTRAGSTEUERN	(3.697)	(3.541)

Die Steuern ohne Ertragsteuern betreffen hauptsächlich Frankreich und umfassen im Wesentlichen die Grundsteuer und die französischen Gewerbesteuern auf Grundstücke und die Wertschöpfung.

ANMERKUNG 12 SONSTIGES BETRIEBSERGEBNIS UND AUFWENDUNGEN

Sonstiges Betriebsergebnis und Aufwendungen beinhalten:

(in Mio. EUR)	Anmerkungen	2018	2017
Betriebssubventionen	12.1	6.846	6.823
Nettoergebnis aus der Entkonsolidierung	12.2	194	214
Gewinne aus dem Abgang von Anlagevermögen	12.2	54	57
Nettozunahme der Rückstellungen im Umlaufvermögen		73	42
Nettozunahme der Rückstellungen für betriebliche Eventualverbindlichkeiten und Verluste		(132)	137
Sonstige Posten	12.3	(983)	(786)
SONSTIGES BETRIEBSERGEBNIS UND AUFWENDUNGEN		6.052	6.487

12.1 BETRIEBSSUBVENTIONEN

Diese Position umfasst im Wesentlichen die von EDF für die CSPE erhaltene oder zu erhaltende Subvention, die sich im Jahresabschluss durch die Erfassung von Erträgen in Höhe von 6.554 Mio. EUR für 2018 (6.547 Mio. EUR für 2017) widerspiegelt.

12.2 NETTOERGEBNIS AUS DER ENTKONSOLIDIERUNG UND GEWINN AUS DEM ABGANG VON ANLAGEVERMÖGEN

Im Jahr 2018 enthalten die Nettoergebnisse aus der Entkonsolidierung und Gewinne aus dem Abgang von Sachanlagen im Wesentlichen:

―	Gewinne aus dem Verkauf von EDF Renewables-Erzeugungsanlagen im Rahmen der Aktivitäten Entwicklung und Verkauf von strukturierten Anlagen (Development and Sale of Structured Assets - DSSA) in Höhe von 192 Mio. EUR (180 Mio. EUR für 2017);
―	Gewinne aus dem Verkauf von Immobilienvermögen in Frankreich in Höhe von 262 Mio. EUR (307 Mio. EUR in Frankreich und Italien für 2017).

12.3 SONSTIGE POSTEN

In den sonstigen Posten sind im Wesentlichen Verluste aus nicht erzielbaren operativen Forderungen und Kosten im Zusammenhang mit den im Laufe des Jahres verwendeten oder verbrauchten Energiesparzertifikaten enthalten. Die ungünstige Entwicklung bei den sonstigen Posten im Jahr 2018 ist hauptsächlich auf gestiegene Kosten im Zusammenhang mit Energiesparzertifikaten zurückzuführen.

ANMERKUNG 13 WERTMINDERUNG/WERTAUFHOLUNG

13.1 WERTMINDERUNG NACH ANLAGEKATEGORIEN

Die Details der erfassten und aufgehobenen Wertminderungen stellen sich wie folgt dar:

(in Mio. EUR)	Anmerkungen	2018	2017
Wertminderung des Geschäfts- oder Firmenwerts	18	-	-
Wertminderung von sonstigen immateriellen Vermögenswerten	19	(52)	(16)
Wertminderung von Sachanlagen und aufgegebenen Geschäftsbereichen	21-22-43	(546)	(502)
WERTMINDERUNGEN OHNE ZUSCHREIBUNGEN		(598)	(518)

Im Jahr 2017 betrafen die erfassten Wertminderungen in Höhe von (518) Mio. EUR:

―	thermische Vermögenswerte: (188) Mio. EUR in Großbritannien;
―	einige der Explorations- und Produktionsfelder von Edison: (150) Mio. EUR;
―	sonstige Wertminderungen auf bestimmte Vermögenswerte: (131) Mio. EUR (insbesondere auf Immobilien in Großbritannien und Frankreich sowie auf Wasserkraftprojekte in Frankreich);
―	verschiedene ZGE von EDF Renewables (insbesondere ein Batteriefachunternehmen in den USA): (29) Mio. EUR.

Zum 31. Dezember 2017 wurden ebenfalls Wertminderungen auf assoziierte Unternehmen in Höhe von (618) Mio. EUR gebucht (siehe Anmerkung 23).

Im Jahr 2018 wurden Wertminderungen in Höhe von (598) Mio. EUR vorgenommen. Einzelheiten sind unten aufgeführt.

13.2 WERTHALTIGKEITSTESTS FÜR GESCHÄFTS- ODER FIRMENWERTE, IMMATERIELLE VERMÖGENSWERTE UND SACHANLAGEN

Die folgenden Tabellen zeigen die Ergebnisse der durchgeführten Werthaltigkeitstests für den wesentlichen Geschäfts- oder Firmenwert, immaterielle Vermögenswerte mit unbestimmter Nutzungsdauer und sonstige Vermögenswerte des Konzerns im Jahr 2018 sowie einige der verwendeten Schlüsselannahmen.

Wie in Anmerkung 3.11.2 angegeben, hat der Konzern die Zuteilung des gezahlten Kaufpreises für 75,5% des Kapitals von Framatome am 31. Dezember 2018 abgeschlossen. Die erworbenen Vermögenswerte, im Wesentlichen Geschäfts- oder Firmenwerte, immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen, wurden zum 31. Dezember 2017 mit dem beizulegenden Zeitwert bewertet.

Die für die zum 31. Dezember 2018 durchgeführten Werthaltigkeitstests erfolgten Prüfungen ergaben keinen Anpassungsbedarf.

WERTMINDERUNG DES GESCHÄFTS- ODER FIRMENWERTS UND IMMATERIELLE VERMÖGENSWERTE MIT UNBESTIMMTER NUTZUNGSDAUER

Operatives Segment	Zahlungsmittelgenerierend Einheit oder Anlage	Nettobuchwert (in Mio. EUR)	WACC nach Steuern	Wachstumsrate ewig	Wertminderung 2018 (in Mio. EUR)
	EDF Energy Geschäfts- oder Firmenwert	7.604
Großbritannien	Britische Energiemarke	34	6,3%	-	(34)
Italien	Edison-Marke	945	6,5% (Vertrieb) - 8,9% (Exploration - Produktion)	2,0%	-
	Dalkia Geschäfts- oder Firmenwert	550	4,4%	1,7%	-
Dalkia	Dalkia-Marke	130	4,9%	1,7%	-
WERTMINDERUNG DES GESCHÄFTS- ODER FIRMENWERTS UND IMMATERIELLE VERMÖGENSWERTE MIT UNBESTIMMTER NUTZUNGSDAUER					(34)

WERTMINDERUNG VON SONSTIGEN IMMATERIELLEN VERMÖGENSWERTEN UND SACHANLAGEN

Operatives Segment	Zahlungsmittelgenerierend Einheit oder Anlage	Wertminderungsindikatoren	WACC nach Steuern	Wertminderung 2018 (in Mio. EUR)
	CCGT	Rückgang des Clean Spark Spread und vorübergehende Aussetzung des Kapazitätsmarktmechanismus		(106)
Großbritannien	Kohlekraftwerke	Rückgang des Clean Dark Spread und vorübergehende Aussetzung des Kapazitätsmarktmechanismus	6,3%	(16)
Italien	E&P Edison Vermögenswerte	Rückgang der langfristigen Aussichten für die Brent-Ölpreise und der Produktionsprofile für jedes Feld	6,9% - 10,4% je nach Land	(308)
EDF Renewables	EDF Renewables ZGE		4,2% - 6,4%	(103)
Sonstige Wertminderungen				(31)
WERTMINDERUNG VON SONSTIGEN IMMATERIELLEN VERMÖGENSWERTEN UND SACHANLAGEN				(564)

Allgemeine Annahmen

Anmerkung 1.3.15 erläutert die vom Konzern angewandte Methodik für den Werthaltigkeitstest.

Der WACC in den Vergleichsländern war im Vergleich zum 31. Dezember 2017 insgesamt stabil. In den Kernländern der Eurozone (insbesondere in Frankreich und Belgien) wurde der Effekt niedrigerer Steuersätze durch den leichten Rückgang der risikofreien Sätze und des Länderrisikos ausgeglichen. In Großbritannien und Italien blieb der WACC trotz der Auswirkungen der Steuerreformen stabil und die Länderrisikoprämien blieben auf dem Niveau von 2017. Die Testergebnisse werden einer Sensitivitätsanalyse gegenüber dem Abzinsungssatz unterzogen.

Das Marktumfeld war 2018 mit einem deutlichen Anstieg der Strommarktpreise deutlich besser als 2017. Die Rohstoffpreise stiegen 2018, wenngleich in der zweiten Jahreshälfte langsamer. CO ₂Preise verzeichneten auch einen starken Anstieg, insbesondere unter dem Einfluss der Marktstabilitätsreserve.

Auch die Terminpreise lagen am Markthorizont deutlich über dem Preisniveau des bisherigen Mittelfristplans.

Auf lange Sicht waren die Fundamentaldaten jedoch im Jahresvergleich geringer, da das Benchmark-Szenario strengere Umweltziele beinhaltete, insbesondere europäische Ziele, die die Nachfrage nach fossilen Brennstoffen verringerten. Die im Rahmen der Werthaltigkeitsprüfung verfolgten Kraftstoff- und Strompreisverläufe sind daher in den Kernländern trotz der Auswirkungen des ETS (EU-Emissionshandelssystem) niedriger als im Vorjahr, wobei in Großbritannien eine stärkere Abwärtsanpassung aufgrund eines vorsichtigeren Ansatzes für das Fortbestehen des Carbon Price Support-Mechanismus vorgenommen wurde. Da diese Annahmen für die Bestimmung des erzielbaren Betrags von entscheidender Bedeutung sind, werden Sensitivitätsanalysen für langfristige Preiskurven durchgeführt, wenn Werthaltigkeitstests durchgeführt werden.

Darüber hinaus stellen die Kapazitätsmechanismen, die in verschiedenen Ländern nach unterschiedlichen Ansätzen eingeführt wurden, nach wie vor einen ungewissen Kanal dar, um das ausreichende Einkommensniveau für bestimmte Erzeugungsanlagen wiederherzustellen. Beispielsweise wurde in Italien noch kein Kapazitätsmechanismus eingeführt. In Großbritannien wurde der Kapazitätsmarkt am 18. November 2018 durch eine Entscheidung des Europäischen Gerichtshofs ausgesetzt, in der festgestellt wurde, dass er mit den europäischen Vorschriften für staatliche Beihilfen unvereinbar ist. Der angewandte Werthaltigkeitstest geht davon aus, dass ab dem zweiten Halbjahr 2019 ein neues System eingerichtet wird, das dem Ziel der britischen Regierung entspricht, im Sommer 2019 weitere Auktionen für Lieferungen im Zeitraum 2019/2020 durchzuführen.

Zum 31. Dezember 2018 stellt der oben dargestellte makroökonomische Kontext über die bereits im Jahresabschluss der Vorjahre genannten Risiken hinaus kein wesentliches Risiko für den Konzern dar; die gebuchte Wertminderung spiegelt die spezifischen Risiken bestimmter ZGE oder bestimmter Vermögenswerte wider.

Großbritannien - EDF Energy

Britische Energiemarke

Die Marke British Energy wird zum 31. Dezember 2018 voll abgeschrieben, da die Aussichten für ihre Nutzung derzeit sehr begrenzt sind.

Thermische Vermögenswerte

In den letzten Jahren wurden erhebliche Wertminderungen in Bezug auf die thermischen Vermögenswerte des Konzerns in England vorgenommen, was insbesondere den Nettobuchwert von Kohlekraftwerken und Gasspeichern praktisch auf null senkte. Investitionen in die Kohlekraftwerke Cottam und West Burton A wurden in Höhe von (16) Mio. EUR vollständig abgeschrieben. Dies steht im Einklang mit den Entscheidungen von 2017, diese Kraftwerke vorzeitig zu schließen. Am 7. Februar 2019 gab EDF Energy bekannt, dass es beschlossen hat, das Kohlekraftwerk in Cottam zu schließen.

Zum 31. Dezember 2018 führten die vorübergehende Aussetzung des britischen Kapazitätsmarkts und die längerfristigen Aussichten auf niedrigere Kapazitätspreise und Clean Spark Spreads als Ende 2017 prognostiziert, zu einer zusätzlichen Wertminderung der GuD-Anlage West Burton B von (106) Mio. EUR. Der Wert dieses Vermögenswerts unterliegt Preisschwankungen. Eine Abweichung von 5% bei den Clean Spark Spreads hätte einen Einfluss von ca. 5% auf den erzielbaren Wert der GuD-Anlage West Burton B.

Nukleare Anlagen (in Betrieb befindliche Anlagen und das Projekt Hinkley Point C) und Geschäfts- oder Firmenwert

Der erzielbare Wert bestehender Kernkraftwerke (7 Kraftwerke) wird durch Diskontierung künftiger Cashflows über die Nutzungsdauer der Vermögenswerte unter der Annahme einer 20-jährigen Verlängerung der DWR-Anlage Sizewell B geschätzt (die Nutzungsdauer sonstiger Advanced Gas-cooled Reactor-Anlagen (AGR) wurde bereits von der britischen Behörde für nukleare Sicherheit, die die jüngsten Entscheidungen im Februar 2016 bekannt gab, verlängert). Das für den Test angenommene Produktionsniveau steht im Einklang mit der hohen Verfügbarkeit von Kernkraftwerken in den letzten Jahren, obwohl das Niveau im Jahr 2018 aufgrund bestimmter spezifischer Ereignisse niedriger war. Der erzielbare Wert der nuklearen Flotte von EDF Energy ist im Vergleich zu 2017 gesunken, hauptsächlich im Einklang mit den langfristigen sinkenden Kurvenverläufen, liegt jedoch weiterhin über den Nettobuchwerten der Vermögenswerte. Eine Abweichung der Strompreise von 5% gegenüber dem für den Test angenommenen Kurvenverlauf hätte eine Auswirkung von 14% auf den erzielbaren Wert der Vermögenswerte, ohne die sich aus dem Test ergebende Marge zu beeinträchtigen.

Der Geschäfts- oder Firmenwert von EDF Energy belief sich zum 31. Dezember 2018 auf 7,6 Mrd. EUR (oder 6,7 Mrd. GBP) und resultierte hauptsächlich aus der Übernahme von British Energy im Jahr 2009.

Der erzielbare Wert von EDF Energy wird durch Diskontierung der zukünftigen Cashflows über die erwartete Nutzungsdauer der Vermögenswerte unter Berücksichtigung des Plans zum Bau von zwei EPRs mit einer Nutzungsdauer von 60 Jahren am Standort Hinkley Point geschätzt, einem Projekt, für das die endgültigen Verträge am 29. September 2016 unterzeichnet wurden. Die zukünftigen Cashflows im Zusammenhang mit diesen Anlagen werden unter Bezugnahme auf den Differenzkontrakt (CfD) zwischen dem Konzern und der britischen Regierung ermittelt. Der CfD setzt stabile, vorhersehbare Preise für EDF Energy für einen Zeitraum von 35 Jahren ab dem Zeitpunkt der ersten Inbetriebnahme der beiden EPRs fest: Wenn die Marktpreise unter den CfD-Ausübungspreis fallen, erhält EDF Energy eine zusätzliche Zahlung.

Der Werthaltigkeitstest 2018 berücksichtigt entsprechend dem Test 2017 die überarbeiteten Projektkosten (siehe Pressemitteilung vom 3. Juli 2017) und beinhaltet somit die gesamten Projektfertigstellungskosten (ohne Fremdkapitalkosten und Wechselkurseffekte im Vergleich zum Referenzsatz des Projekts von 1 GBP = 1,23 EUR) von 19,6 Mrd. GBP (GBP 2015), 1,5 Mrd. GBP mehr als bisher angenommen, wobei weiterhin von der Lieferung von Block 1 bis Ende 2025 ausgegangen wird. Diese Schätzung geht auch davon aus, dass die operativen Aktionspläne in Zusammenarbeit mit den Lieferanten erfolgreich abgeschlossen wurden. Die prognostizierte Rendite (IRR) von EDF wird nun auf etwa 8,5% geschätzt (gegenüber ursprünglich etwa 9%).

Abgesehen von den obigen Informationen zu den mittel- und langfristigen Preisaussichten spiegelt der erzielbare Wert von EDF Energy im Jahr 2018 auch niedrigere Annahmen in Bezug auf nachgelagerte Margen wider, im Einklang mit der Einführung der Obergrenze für den variablen Standardtarif. Auf längere Sicht ist von relativ geringen Margen auf dem britischen Markt auszugehen. Auf Basis dieser überarbeiteten Annahmen bleibt die Differenz zwischen dem erzielbaren Wert und dem Buchwert von EDF Energy zum 31. Dezember 2018 signifikant.

Bei der Projektprüfung für HPC wurde auch das Risiko einer Verschiebung des Beginn des kommerziellen Betriebs (Commercial Operation Date, COD) festgestellt, das auf 15 Monate für Block 1 und 9 Monate für Block 2 geschätzt wird und mit zusätzlichen potenziellen Kosten von rund 0,7 Mrd. GBP (GBP 2015) verbunden ist, was zu einer IRR für EDF von rund 8,2% führen würde. Dieses Risiko aus der Verschiebung und die damit verbundenen Mehrkosten würden die Marge aus dem Werthaltigkeitstest für EDF Energy um ca. 20% reduzieren.

Weitere Sensitivitätsanalysen wurden auch zu Informationszwecken durchgeführt, z.B. basierend auf einer 4-jährigen Verschiebung der Inbetriebnahme und den damit verbundenen Mehrkosten von 4 Mrd. GBP gegenüber dem neuen Benchmark-Geschäftsplan. Die Ergebnisse stellen den Buchwert von EDF Energy nicht in Frage.

Obwohl die Brexit-Entscheidung keine unmittelbaren Auswirkungen auf die Werthaltigkeitstests von EDF Energy hat, da die meisten Cashflows (Einnahmen, Kosten, Investitionen) und Vermögenswerte in Pfund Sterling ausgewiesen werden, ist es angesichts der Unsicherheiten über den Zeitpunkt und die Bedingungen des Ausscheidens von Großbritannien aus der Europäischen Union noch immer schwierig, die langfristigen Folgen vorherzusehen. Der Konzern wird die Entwicklung der von den Investoren geforderten Renditen und die Entwicklung der Brennstoffpreise, der CO ₂Preise und makroökonomische Daten wie das BIP-Wachstum, die die Preiskurven beeinflussen könnten, beobachten.

Italien - Edison

Als immaterieller Vermögenswert mit unbestimmter Nutzungsdauer wurde die Marke Edison, die bei der Übernahme von Edison im Jahr 2012 erstmals mit einem Wert von 945 Mio. EUR erfasst wurde, einem Werthaltigkeitstest unterzogen, der kein Risiko einer Wertminderung aufdeckte. Bei diesem Test wurde die Lizenzpreisanalogiemethode verwendet. Eine externe Studie zum Markenwert wurde ebenfalls durchgeführt und kam zu dem Schluss, dass der Nutzungswert der Marke über dem Nettobuchwert liegt.

Zum 31. Dezember 2018 verbesserte sich der erzielbare Wert bestimmter "Stromerzeugungsanlagen" aufgrund eines günstigen kurzfristigen Marktumfelds (Wasserkraftanlagen) und Investitionen in renditestarke Projekte (Windkraftanlagen). Der erzielbare Wert von thermischen Vermögenswerten ging dagegen aufgrund etwas niedrigerer langfristiger Prognosen zu Kapazitätspreisen und Nebendiensten zurück, hatte jedoch keinen Einfluss auf die sich aus dem Test ergebende Marge.

Im Jahr 2018 wurden jedoch zusätzliche Risiken in Höhe von (308) Mio. EUR für bestimmte Explorationsfördergebiete identifiziert, die hauptsächlich von einer Verschlechterung der langfristigen Aussichten für die Brent-Ölpreise und in einigen Fällen von einer Überarbeitung der Förderprofile betroffen waren.

Die im Rahmen der Werthaltigkeitstests durchgeführten Sensitivitätsanalysen ergaben die folgenden Informationen:

―	für "Vertreiber"-Stromerzeugungsanlagen würde ein Rückgang der Strompreise um 10% oder eine Erhöhung des WACC um 50 Basispunkte ein maximales Risiko von rund (30) Mio. EUR oder weniger als 2% des Buchwerts dieser Anlagen verursachen;
―	für Förderungs- und Produktionsanlagen würde ein Rückgang der Rohstoffpreise um 5% ein zusätzliches Risiko von rund (60) Mio. EUR bedeuten.

EDF Renewables

Im Jahr 2018 wurden Wertminderungen auf die verschiedenen ZGE von EDF Renewables in Höhe von (103) Mio. EUR vorgenommen. Es handelt sich hauptsächlich um einen Windpark und ein Biomassetechnologieunternehmen in den USA.

Dalkia

Der Geschäfts- oder Firmenwert von Dalkia betrug zum 31. Dezember 2018 550 Mio. EUR und resultierte im Wesentlichen aus dem Erwerb des Dalkia Konzerns in Frankreich mit Vertrag vom 25. März 2014 mit Veolia Environnement.

Der erzielbare Wert des Dalkia Konzerns basiert auf zukünftigen Cashflows, die über einen mittelfristigen Horizont projiziert werden, und einem Endwert, der ewig andauernde Cashflow-Prognosen darstellt. Nach revidierten Annahmen für 2018 bleibt der erzielbare Betrag höher als der Buchwert. Die wichtigsten Parameter des Tests sind die Berechnungsmethode für den Endwert und der Diskontierungssatz: Beide wurden einer Sensitivitätsanalyse unterzogen und die Ergebnisse hatten keinen Einfluss auf die positive Differenz zwischen dem erzielbaren Wert und dem Buchwert.

Die Marke Dalkia, die als Vermögenswert in Höhe von 130 Mio. EUR erfasst wurde, als der Konzern 2014 die Kontrolle über Dalkia übernahm, wird nach der Lizenzpreisanalogiemethode geschätzt. Ein aktualisierter Test zum 31. Dezember 2018 ergab, dass dieser Buchwert gerechtfertigt ist.

Frankreich - Erzeugung und Versorgung

Das integrierte Management und die gegenseitige Abhängigkeit der verschiedenen Erzeugungsanlagen der französischen Flotte (Kern-, Wärme- und Wasserkraftwerke) haben, unabhängig von ihren maximalen technischen Kapazitäten, dazu geführt, dass der Konzern die gesamte Flotte als eine einzige ZGE betrachtet. Diese ZGE beinhaltet keinen Geschäfts- oder Firmenwert.

Auch wenn kein Hinweis auf eine Wertminderung vorliegt, wird aufgrund des hochsignifikanten Werts dieser ZGE im Konzernabschluss und ihrer erheblichen Abhängigkeit von Marktpreisen, seit dem Wegfall der regulierten "gelben" und "grünen" Tarife zum 1. Januar 2016, ein Werthaltigkeitstest durchgeführt.

Der erzielbare Wert der Erzeugungsflotte wird geschätzt, indem zukünftige Cashflows nach der üblichen Methode des Konzerns, die in Anmerkung 1.3.15 beschrieben ist, über die Nutzungsdauer der Vermögenswerte unter Verwendung eines Nachsteuer-WACC von 5,2% zum 31. Dezember 2018 diskontiert werden. Für derzeit in Betrieb befindliche kerntechnische Anlagen (mit Ausnahme von Fessenheim) wird in der Grundbewertung des Konzerns davon ausgegangen, dass die Nutzungsdauer im Einklang mit seiner Industriestrategie auf 50 Jahre verlängert wird. Die Nuklearkapazität bleibt im Test nach dem französischen Energieumwandlungsgesetz auf 63,2 GW begrenzt.

Die Annahme stabiler Renditen bei einer Kapazität von 10 €/KW wird langfristig im Einklang mit der Analyse der im Benchmark-Szenario verwendeten Systemgrundlagen angenommen. Der durchschnittliche Auktionspreis im Jahr 2018 lag bei 18 €/KW.

Der Werthaltigkeitstest deutete auf eine signifikante positive Differenz zwischen dem erzielbaren Wert und dem Buchwert der Erzeugungsflotte in Frankreich hin, unterstützt durch den leichten Anstieg der Strompreise am Markthorizont und die Umsetzung von Sparplänen. Die sich aus dem Test ergebende Marge ist gegenüber dem 31. Dezember 2017 leicht rückläufig, hauptsächlich aufgrund niedrigerer langfristiger Preisszenarien und weil das ARENH-System kurzfristig nicht den gesamten Wert erfassen kann, der mit höheren Terminkursen verbunden ist.

Die Hauptannahmen des Tests sind die Nutzungsdauer der nuklearen Anlagen, das langfristige Preisszenario, der Diskontierungssatz, die Entwicklung der Kosten und Investitionen sowie die angenommene Kapazitätsprämie. Jede dieser Annahmen wurde einer Sensitivitätsanalyse unterzogen, die das Vorhandensein einer positiven Differenz zwischen dem erzielbaren Betrag und dem Buchwert nicht in Frage stellt. Bei dem zum 31. Dezember 2018 durchgeführten Test wurde auch die Sensitivität berücksichtigt, die mit den Vorschlägen für die vorzeitige Stilllegung bestimmter Kernkraftwerke verbunden ist, die im vorgeschlagenen mehrjährigen Energieprogramm festgelegt sind. Dies hatte keinen Einfluss auf die Schlussfolgerungen des Tests.

Sonstiges international - Belgien

Der für EDF Luminus angewandte Werthaltigkeitstest ergab kein Risiko einer Wertminderung. Die sich aus dem Test ergebende Marge wird jedoch durch die Kernanlagen Tihange 2 und 3 sowie Doel 3 und 4 beeinträchtigt, an denen EDF Luminus einen Anteil von 10,2% hält.

Schließlich wurde zum 31. Dezember 2018 eine Wertminderung von (39) Mio. EUR bei assoziierten Unternehmen vorgenommen. Einzelheiten sind in Anmerkung 23 dargestellt.

ANMERKUNG 14 SONSTIGE ERTRÄGE UND AUFWENDUNGEN

Die sonstigen Erträge und Aufwendungen belaufen sich im Jahr 2018 auf (105) Mio. EUR. Darin enthalten sind im Wesentlichen ein Gewinn von 755 Mio. EUR aus dem Verkauf von Dunkerque LNG sowie eine Zuführung von (737) Mio. EUR zu den Rückstellungen für belastende Verträge im Zusammenhang mit dem langfristigen Vertrag mit Dunkerque LNG mit einem Nettoeffekt von 18 Mio. EUR (siehe Anmerkung 3.3). In den sonstigen Erträgen und Aufwendungen sind auch außerordentliche Solidaritätsprämien in Frankreich in Höhe von (36) Mio. EUR sowie (15) Mio. EUR enthalten, die sich aus der Anpassung des garantierten Mindestrentensystems von EDF Energy ergeben (siehe Anmerkung 31.3.1).

Die sonstigen Erträge und Aufwendungen betragen für 2017 1.363 Mio. EUR, im Wesentlichen einschließlich eines Gewinns von 1.462 Mio. EUR aus dem Verkauf von 49,9% der CTE-Beteiligung des Konzerns.

ANMERKUNG 15 FINANZERGEBNIS

15.1 KOSTEN DER BRUTTO-FINANZVERSCHULDUNG

Die Komponenten der Kosten der Brutto-Finanzverschuldung stellen sich wie folgt dar:

(in Mio. EUR)	2018	2017
Zinsaufwand aus dem Finanzierungsgeschäft	(1.769)	(1.869)
Veränderung des beizulegenden Zeitwerts von Derivaten und Sicherungsgeschäften von Verbindlichkeiten	(93)	37
Erfolgswirksame Übertragung von Änderungen des beizulegenden Zeitwerts von Cashflow-Absicherungen	102	31
Netto-Währungsgewinne aus der Verschuldung	44	23
KOSTEN DER BRUTTO-FINANZVERSCHULDUNG	(1.716)	(1.778)

15.2 ABZINSUNGSEFFEKT

Die Kosten für die Auflösung des Disagios betreffen im Wesentlichen Rückstellungen für das Ende des Nuklearkreislaufs, Stilllegung und letzte Kerne sowie langfristige Mitarbeiterleistungen und Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses.

Der Anstieg des Abzinsungseffekts zum 31. Dezember 2018 spiegelt einen Rückgang des realen Abzinsungssatzes für Nuklearrückstellungen in Frankreich wider, der im Jahr 2018 stärker ausgeprägt war als im Jahr 2017 (siehe Anmerkung 29.1).

Die Einzelheiten des endgültigen Abzinsungseffekts stellen sich wie folgt dar:

(in Mio. EUR)	2018	2017
Rückstellungen für langfristige Mitarbeiterleistungen und Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses	(875)	(884)
Rückstellungen für das Ende des Nuklearkreislaufs, Stilllegung und letzte Kerne ⁽¹⁾	(2.480)	(1.968)
Sonstige Rückstellungen und Vorauszahlungen	(131)	(107)
ABZINSUNGSEFFEKT	(3.486)	(2.959)

⁽¹⁾ Einschliesslich des Abzinsungseffekts der Forderung entsprechend den vom NLF rückzahlbaren Beträgen - siehe Anmerkung 36.3.

15.3 SONSTIGE FINANZERTRÄGE UND -AUFWENDUNGEN

Sonstige Finanzerträge und -aufwendungen beinhalten:

(in Mio. EUR)	2018	2017
Finanzertrag aus Barmitteln und Barmitteläquivalenten	13	21
Gewinne/(Verluste) aus sonstigen finanziellen Vermögenswerten (einschließlich Darlehen und Finanzforderungen)	254	295
Gewinne/(Verluste) aus Schuld- und Beteiligungstiteln	496	-
Änderungen von erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewerteten Finanzinstrumenten	(995)	(102)
Gewinne/(Verluste) aus zur Veräußerung verfügbaren finanziellen Vermögenswerten	-	1.395
Sonstige Finanzaufwendungen	(261)	(52)
Fremdwährungsgewinne/-verluste aus sonstigen finanziellen Posten außer Schulden	(91)	(41)
Rendite des Fondvermögens	475	470
Aktivierte Fremdkapitalkosten	502	515
SONSTIGE FINANZERTRÄGE UND -AUFWENDUNGEN	393	2.501

In Anwendung des vereinfachten Ansatzes nach IFRS 9 wurden die Vergleichszahlen für das erste Anwendungsjahr nicht angepasst. Infolgedessen umfassen die "Gewinne/(Verluste) aus Schuld- und Beteiligungstiteln" im Jahr 2018 Dividenden und Zinserträge in Höhe von 494 Mio. EUR aus Schuldverschreibungen sowie Nettogewinne aus Verkäufen in Höhe von 2 Mio. EUR (einschließlich (12) Mio. EUR aus zweckgebundenen Vermögenswerten).

Dividenden und Zinserträge aus Schuldverschreibungen sowie Nettogewinne (-verluste) aus Verkäufen wurden 2017 unter "Gewinne/(Verluste) aus zur Veräußerung verfügbaren finanziellen Vermögenswerten" ausgewiesen und betrugen 410 Mio. EUR.

In den sonstigen Finanzerträgen und -aufwendungen des Jahres 2018 sind Änderungen des beizulegenden Zeitwerts von Finanzinstrumenten in Höhe von (995) Mio. EUR enthalten. Vor dem Hintergrund eines rückläufigen Marktumfelds, insbesondere Ende 2018, erklärt sich dieser ungünstige Unterschied aus einer Veränderung des beizulegenden Zeitwerts von Schuld- und Beteiligungstiteln um (1.026) Mio. EUR (davon entfallen (989) Mio. EUR auf zweckgebundene Vermögenswerte) und einer Veränderung des beizulegenden Zeitwerts von Derivaten um 31 Mio. EUR. Im Jahr 2017 beliefen sich die sonstigen Änderungen des beizulegenden Zeitwerts von Finanzinstrumenten auf (102) Mio. EUR, einschließlich (42) Mio. EUR im Zusammenhang mit zweckgebundenen Vermögenswerten und hauptsächlich zu Handelszwecken gehaltenen Derivaten.

Dagegen enthielt der Posten "Gewinne/(Verluste) aus zur Veräußerung verfügbaren finanziellen Vermögenswerten" im Jahr 2017 Nettogewinne aus Veräußerungen in Höhe von 985 Mio. EUR (die vollständig auf zweckgebundene Vermögenswerte entfallen).

ANMERKUNG 16 ERTRAGSTEUERN

16.1 AUFTEILUNG DES STEUERAUFWANDS

Die Einzelheiten hierzu:

(in Mio. EUR)	2018	2017
Laufender Steueraufwand	(358)	42
Latente Steuern	507	(189)
GESAMT	149	(147)

2018 entfielen (168) Mio. EUR des laufenden Steueraufwands auf französische Unternehmen und (190) Mio. EUR auf sonstige Tochterunternehmen (314 Mio. EUR bzw. (272) Mio. EUR in 2017).

16.2 ÜBERLEITUNG DES THEORETISCHEN UND EFFEKTIVEN STEUERAUFWANDS (STEUERNACHWEIS)

(in Mio. EUR)	2018	2017
Ergebnis der konsolidierten Unternehmen vor Steuern	473	3.401
Für die Muttergesellschaft geltender Ertragsteuersatz	34,43%	34,43%
Theoretischer Steueraufwand	(163)	(1.171)
Unterschiede im Steuersatz ⁽¹⁾	(90)	51
Permanente Differenzen ⁽²⁾	30	476
Steuern ohne Basis ⁽³⁾	239	478
Nicht erfasste latente Steueransprüche	132	20
Sonstige	1	(1)
TATSÄCHLICHER STEUERAUFWAND	149	(147)
EFFEKTIVER STEUERSATZ	-31,54%	4,32%

Die Ertragsteuerforderung in Höhe von 149 Mio. EUR im Jahr 2018, die einem effektiven Steuersatz von -31,54% entspricht (gegenüber einer Belastung von (147) Mio. EUR im Jahr 2017, die einem effektiven Steuersatz von 4,32% entspricht), resultiert im Wesentlichen aus nicht wiederkehrende Posten (Abgänge oder Wertminderungen). Nach Eliminierung dieser Sondereffekte beträgt der effektive aktuelle Steuersatz für 2018 25,70%, verglichen mit 18% im Jahr 2017.

Die Hauptfaktoren, die den Unterschied zwischen dem theoretischen Steuersatz und diesem effektiven Satz erklären, sind:

―

2018:

―	(2) die günstigen Auswirkungen des Verkaufs von Anlagen und Vermögenswerten, die einem ermäßigten Steuersatz unterliegen, in Höhe von 199 Mio. EUR (hauptsächlich Dunkerque LNG - siehe Anmerkung 3.3),

―	(3) die Auswirkungen des Abzugs von Zahlungen an Inhaber unbefristeter nachrangiger Anleihen in Höhe von 203 Mio. EUR;

―

2017:

―	(1) die positiven Auswirkungen von Ertragsteuersenkungen in Belgien (von 33,99% auf 25% im Jahr 2020) und den Vereinigten Staaten (von 40% auf 27%) in Höhe von 38 Mio. EUR bzw. 46 Mio. EUR,

―	(2) die günstigen Auswirkungen von Verkäufen von Investitionen (hauptsächlich des CTE-/RTE-Geschäfts) und Vermögenswerten, die einem ermäßigten Steuersatz von 389 Mio. EUR unterliegen,
―	(3) die positiven Auswirkungen aus der Berufung hinsichtlich des Beitrags von 3% zur Dividendenausschüttung in Höhe von 255 Mio. EUR (nicht steuerpflichtig) und die Auswirkungen des Abzugs von Zahlungen an Inhaber unbefristeter nachrangiger Darlehen in Höhe von 195 Mio. EUR.

16.3 VERÄNDERUNG DER LATENTEN STEUERANSPRÜCHE UND -VERBINDLICHKEITEN

(in Mio. EUR)	2018	2017
Latente Steueransprüche	1.220	1.641
Latente Steuerverbindlichkeiten	(2.362)	(2.272)
Nettoposition latente Steuern zum 1. Januar	(1.142)	(631)
Veränderung des Nettoertrags	508	(189)
Veränderungen des Eigenkapitals	(354)	(437)
Umrechnungsdifferenzen	23	61
Veränderungen im Konsolidierungskreis	(28)	22
Sonstige Veränderungen	(16)	32
NETTOPOSITION LATENTE STEUERN ZUM 31. DEZEMBER	(1.009)	(1.142)
Latente Steueransprüche	978	1.220
Latente Steuerverbindlichkeiten	(1.987)	(2.362)

Die Veränderung der im Eigenkapital enthaltenen aktiven latenten Steuern im Jahr 2018 resultiert in Höhe von (309) Mio. EUR aus versicherungsmathematischen Gewinnen und Verlusten aus Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses ((349) Mio. EUR in 2017).

16.4 AUFGLIEDERUNG DER LATENTEN STEUERANSPRÜCHE UND -VERBINDLICHKEITEN NACH ARTEN

(in Mio. EUR)	31.12.2018	31.12.2017
Latente Steuern:
Anlagevermögen	(5.627)	(5.419)
Rückstellungen für Mitarbeiterleistungen	4.493	5.203
Sonstige Rückstellungen und Wertberichtigungen	557	378
Finanzinstrumente	172	163
Steuerliche Verlustvorträge und nicht genutzte Steuergutschriften	1.448	1.289
Sonstige	187	132
Summe latente Steueransprüche und -verbindlichkeiten	1.230	1.746
Nicht erfasste latente Steueransprüche	(2.239)	(2.888)
NETTOPOSITION LATENTE STEUERN	(1.009)	(1.142)

Zum 31. Dezember 2018 stellen die nicht bilanzierten latenten Steueransprüche ein Steuerersparnispotenzial von 2.239 Mio. EUR (2.888 Mio. EUR zum 31. Dezember 2017) dar, das hauptsächlich Frankreich und die USA betrifft.

In Frankreich betrifft diese potenzielle Steuerersparnis, die sich zum 31. Dezember 2018 auf 1.449 Mio. EUR (zum 31. Dezember 2017 auf 2.043 Mio. EUR) beläuft, im Wesentlichen aktive latente Steuern auf Leistungen an Arbeitnehmer. Diese latenten Steueransprüche haben kein Verfallsdatum.

In den USA beläuft sich diese potenzielle Steuerersparnis auf 485 Mio. EUR (499 Mio. EUR in 2017) und bezieht sich auf negative steuerpflichtige Gewinne, die zu Verlusten führen, die bis zu einem Datum zwischen 2029 und 2039 vorgetragen werden können.

Die aktivierten latenten Steuern auf steuerliche Verlustvorträge betragen 662 Mio. EUR (497 Mio. EUR in 2017) und betreffen im Wesentlichen die USA (230 Mio. EUR in 2018, 199 Mio. EUR in 2017), Frankreich (214 Mio. EUR in 2018, 51 Mio. EUR in 2017), Kanada und Belgien. Sie wurden aufgrund des Bestehens von latenten Steuerverbindlichkeiten gegenüber denselben Steuergesellschaften, die sich über den gleichen Zeithorizont auflösen, oder im Hinblick auf die Aussichten auf steuerpflichtige Gewinne gebildet.

ANMERKUNG 17 UNVERWÄSSERTES UND VERWÄSSERTES ERGEBNIS JE AKTIE

Das verwässerte Ergebnis je Aktie wird berechnet, indem der Anteil des Konzerns am Nettoertrag, bereinigt um verwässernde Instrumente und die während des Jahres an die Inhaber von unbefristeten Nachranganleihen geleisteten Zahlungen, durch die gewichtete durchschnittliche Anzahl der potenziell ausstehenden Aktien über den Zeitraum nach Vernichtung der eigenen Aktien dividiert wird.

Die folgende Tabelle zeigt die Überleitung des unverwässerten und verwässerten Ergebnisses zur Berechnung des Ergebnisses je Aktie (unverwässert und verwässert) sowie die Veränderung der gewichteten durchschnittlichen Anzahl der Aktien zur Berechnung des unverwässerten und verwässerten Ergebnisses je Aktie:

(in Mio. EUR)	2018	2017
Auf Stammaktien entfallendes Nettoergebnis	1.177	3.173
Auszahlungen für unbefristete Nachranganleihen	(584)	(565)
Auswirkungen von verwässernden Instrumenten	-	-
Nettoertrag zur Berechnung des Ergebnisses je Aktie	593	2.608
Durchschnittliche gewichtete Anzahl der während des Jahres ausstehenden Stammaktien	2.968.327.473	2.660.243.412
Durchschnittliche gewichtete Anzahl der während des Jahres im Umlauf befindlichen verwässerten Aktien	2.968.327.473	2.660.243.412
Ergebnis je Aktie (in Euro):
ERGEBNIS JE AKTIE	0,20	0,98
VERWÄSSERTES ERGEBNIS JE AKTIE	0,20	0,98

Die Auszahlung der ausstehenden Aktiendividende für 2017 führte im Jahr 2018 zu einer Erhöhung des Grundkapitals und einem Ausgabeaufschlag von 847 Mio. EUR, entsprechend der Ausgabe von 82.828.872 Aktien.

BETRIEBLICHE VERMÖGENSWERTE UND VERBINDLICHKEITEN, EIGENKAPITAL

ANMERKUNG 18 GESCHÄFTS- ODER FIRMENWERT

18.1 VERÄNDERUNG DES GESCHÄFTS- ODER FIRMENWERTS

Der Geschäfts- oder Firmenwert der konsolidierten Unternehmen setzt sich wie folgt zusammen:

(in Mio. EUR)	31.12.2018	31.12.2017
Nettobuchwert zum Eröffnungsdatum	10.036	8.923
Akquisitionen	116	1.396
Abgänge	-	-
Wertminderung (Anmerkung 13)	-	-
Umrechnungsdifferenzen	(61)	(282)
Sonstige Änderungen	104	(1)
NETTOBUCHWERT ZUM BILANZSTICHTAG	10.195	10.036
Bruttowert zum Bilanzstichtag	10.960	10.802
Kumulierte Wertminderung zum Bilanzstichtag	(765)	(766)

Die Veränderungen des Geschäfts- oder Firmenwerts im Jahr 2018 betrafen im Wesentlichen:

―	die Änderung des Geschäfts- oder Firmenwerts nach Abschluss des Unternehmenszusammenschlusses aufgrund der Akquisition von Framatome zum 31. Dezember 2017 (58 Mio. EUR) (siehe Anmerkungen 5.1 und 3.11.2);
―	Edisons Erwerb von Edison Energie (ehemals GNVI) in Italien (80 Mio. EUR) (siehe Anmerkung 5.3) und Attiva (13 Mio. EUR);
―	Umrechnungsdifferenzen in Höhe von (61) Mio. EUR, die im Wesentlichen den Rückgang des britischen Pfunds gegenüber dem Euro widerspiegeln.

Die Änderungen des Geschäfts- oder Firmenwerts im Jahr 2017 betrafen hauptsächlich die Akquisition von Framatome für 1.257 Mio. EUR (siehe Anmerkung 3.11.2) und die Umrechnungsanpassungen von (282) Mio. EUR, die im Wesentlichen den Rückgang des Pfund Sterling gegenüber dem Euro widerspiegeln.

18.2 GESCHÄFTS- ODER FIRMENWERT NACH GESCHÄFTSSEGMENTEN

Die Aufteilung des Geschäfts- oder Firmenwerts auf die neuen Segmente stellt sich wie in Anmerkung 6.1 dargestellt wie folgt dar:

(in Mio. EUR)	31.12.2018	31.12.2017
Frankreich - Erzeugung und Versorgung	53	53
Frankreich - Regulierte Aktivitäten	223	223
Framatome ⁽¹⁾	1.317	1.257
Großbritannien (EDF Energy)	7.578	7.586
Italien	108	18
Sonstiges international	20	15
Dalkia	548	536
EDF Renewables	206	206
Sonstige Aktivitäten	142	142
KONZERNSUMME	10.195	10.036

⁽¹⁾ Zum 31. Dezember 2018 resultieren 1.315 Mio. EUR aus der Akquisition von Framatome (siehe Anmerkung 5.1).

ANMERKUNG 19 SONSTIGE IMMATERIELLE VERMÖGENSWERTE

Der Nettowert der sonstigen immateriellen Vermögenswerte stellt sich wie folgt dar:

Zum 31. Dezember 2018

(in Mio. EUR)	31.12.2017	Akquisitionen	Abgänge
Software	4.034	774	(165)
Positiver Zeitwert der erworbenen Rohstoffverträge aus einem Unternehmenszusammenschluss	810	-	-
Treibhausgasemissionsrechte - Grüne Zertifikate	440	1.144	(1.082)
Sonstige immaterielle Vermögenswerte	7.501	1.023	(40)
In Herstellung befindliche immaterielle Vermögenswerte ⁽¹⁾	1.211	32	(6)
Bruttowert	13.996	2.973	(1.293)
Kumulierte Abschreibungen und Wertminderungen	(5.100)	(1.109)	170
NETTOWERT	8.896	1.864	(1.123)

(in Mio. EUR)	Umrechnungsdifferenzen	Änderungen im Konsolidierungskreis	Sonstige Bewegungen
Software	(10)	24	7
Positiver Zeitwert der erworbenen Rohstoffverträge aus einem Unternehmenszusammenschluss	-	-	(229)
Treibhausgasemissionsrechte - Grüne Zertifikate	(2)	-	1
Sonstige immaterielle Vermögenswerte	(11)	214	33
In Herstellung befindliche immaterielle Vermögenswerte ⁽¹⁾	1	-	(5)
Bruttowert	(22)	238	(193)
Kumulierte Abschreibungen und Wertminderungen	15	2	241
NETTOWERT	(7)	240	48

(in Mio. EUR)	31.12.2018
Software	4.664
Positiver beizulegender Zeitwert von Rohstoffkontrakten, die im Rahmen eines Unternehmenszusammenschlusses erworben wurden	581
Treibhausgasemissionsrechte - Grüne Zertifikate	501
Sonstige immaterielle Vermögenswerte	8.720
In Herstellung befindliche immaterielle Vermögenswerte ⁽¹⁾	1.233
Bruttowert	15.699
Kumulierte Abschreibungen und Wertminderungen	(5.781)
NETTOWERT	9.918

⁽¹⁾ Zunahmen der in der Herstellung befindlichen immateriellen Vermögenswerte werden ohne die Auswirkungen aus der Inbetriebnahme neuer Vermögenswerte dargestellt.

Der Bruttowert der sonstigen immateriellen Vermögenswerte zum 31. Dezember 2018 beinhaltet:

―	die Marke Edison und immaterielle Vermögenswerte im Zusammenhang mit den Konzessionen für Wasserkraftwerke von Edison in Höhe von 945 Mio. EUR bzw. 729 Mio. EUR;
―	die Marke Dalkia und immaterielle Vermögenswerte im Zusammenhang mit den Konzessionsverträgen von Dalkia in Frankreich in Höhe von 130 Mio. EUR bzw. 1.145 Mio. EUR;
―	die Marke Framatome, die immateriellen Vermögenswerte von Framatome im Zusammenhang mit Nukleartechnologie und die Kundenverträge von Framatome von je 151 Mio. EUR, 777 Mio. EUR bzw. 344 Mio. EUR.

In den immateriellen Vermögenswerten, die sich in der Entwicklung befinden, sind derzeit laufende Studien für das EPR2-Projekt in Höhe von 296 Mio. EUR enthalten.

Im Jahr 2018 wurden Wertminderungen auf sonstige immaterielle Vermögenswerte in Höhe von (52) Mio. EUR vorgenommen.

Die in der Gewinn- und Verlustrechnung erfassten Forschungs- und Entwicklungskosten von EDF belaufen sich für 2018 auf insgesamt 510 Mio. EUR.

Zum 31. Dezember 2017

(in Mio. EUR)	31.12.2016	Akquisitionen	Abgänge
Software	3.624	638	(224)
Positiver Zeitwert der erworbenen Rohstoffverträge aus einem Unternehmenszusammenschluss	810	-	-
Treibhausgasemissionsrechte - Grüne Zertifikate	428	1.123	(1.107)
Sonstige immaterielle Vermögenswerte	5.975	410	(113)
In Herstellung befindliche immaterielle Vermögenswerte ⁽¹⁾	995	128	(2)
Bruttowert	11.832	2.299	(1.446)
Kumulierte Abschreibungen und Wertminderungen	(4.382)	(976)	272
NETTOWERT	7.450	1.323	(1.174)

(in Mio. EUR)	Umrechnungsdifferenzen	Veränderungen im Konsolidierungskreis	Sonstige Bewegungen
Software	(37)	23	10
Positiver Zeitwert der erworbenen Rohstoffverträge aus einem Unternehmenszusammenschluss	-	-	-
Treibhausgasemissionsrechte - Grüne Zertifikate	(7)	1	2
Sonstige immaterielle Vermögenswerte	(46)	1.322	(47)
In Herstellung befindliche immaterielle Vermögenswerte ⁽¹⁾	(6)	96	-
Bruttowert	(96)	1.442	(35)
Kumulierte Abschreibungen und Wertminderungen	58	(71)	(1)
NETTOWERT	(38)	1.371	(36)

(in Mio. EUR)	31.12.2017
Software	4.034
Positiver beizulegender Zeitwert von Rohstoffkontrakten, die im Rahmen eines Unternehmenszusammenschlusses erworben wurden	810
Treibhausgasemissionsrechte - Grüne Zertifikate	440
Sonstige immaterielle Vermögenswerte	7.501
In Herstellung befindliche immaterielle Vermögenswerte ⁽¹⁾	1.211
Bruttowert	13.996
Kumulierte Abschreibungen und Wertminderungen	(5.100)
NETTOWERT	8.896

⁽¹⁾ Zunahmen der in der Herstellung befindlichen immateriellen Vermögenswerte werden ohne die Auswirkungen aus der Inbetriebnahme neuer Vermögenswerte dargestellt.

Der Bruttowert der sonstigen immateriellen Vermögenswerte zum 31. Dezember 2017 beinhaltet:

―	die Marke Edison und immaterielle Vermögenswerte im Zusammenhang mit den Konzessionen für Wasserkraftwerke von Edison in Höhe von 945 Mio. EUR bzw. 729 Mio. EUR;
―	die Marke Dalkia und immaterielle Vermögenswerte im Zusammenhang mit den Konzessionsverträgen von Dalkia in Frankreich in Höhe von 130 Mio. EUR bzw. 962 Mio. EUR;
―	die Marke Framatome, die immateriellen Vermögenswerte von Framatome im Zusammenhang mit Nukleartechnologie und die Kundenverträge von Framatome von je 132 Mio. EUR, 702 Mio. EUR bzw. 402 Mio. EUR.

Im Jahr 2017 wurden Wertminderungen auf sonstige immaterielle Vermögenswerte in Höhe von (16) Mio. EUR vorgenommen.

Die in der Gewinn- und Verlustrechnung erfassten Forschungs- und Entwicklungskosten von EDF belaufen sich für 2017 auf insgesamt 546 Mio. EUR.

ANMERKUNG 20 SACHANLAGEN, DIE IM RAHMEN DER ÖFFENTLICHEN STROMVERTEILUNGSKONZESSIONEN IN FRANKREICH BETRIEBEN WERDEN

20.1 NETTOWERT DER SACHANLAGEN, DIE IM RAHMEN DER ÖFFENTLICHEN STROMVERTEILUNGSKONZESSIONEN IN FRANKREICH BETRIEBEN WERDEN

(in Mio. EUR)	31.12.2018	31.12.2017
Sachanlagen	54.677	53.034
Sachanlagen im Bau	1.838	1.705
SACHANLAGEVERMÖGEN, BETRIEBEN LAUT ÖFFENTLICHER STROMVERTEILUNGSKONZESSIONEN IN FRANKREICH	56.515	54.739

20.2 ENTWICKLUNG DER SACHANLAGEN, DIE IM RAHMEN DER ÖFFENTLICHEN STROMVERTEILUNGSKONZESSIONEN IN FRANKREICH BETRIEBEN WERDEN (OHNE UNFERTIGE ERZEUGNISSE)

(in Mio. EUR)	Grundstücke und Gebäude	Netzwerke	Sonstiges Sachanlagevermögen & Sonstiges	Summe
Bruttowert zum 31.12.2017	2.746	89.955	4.131	96.832
Zunahmen ⁽¹⁾	168	3.919	419	4.506
Abnahmen	(19)	(595)	(172)	(786)
BRUTTOWERT ZUM 31.12.2018	2.895	93.279	4.378	100.552
Abschreibungen und Wertminderungen zum 31.12.2017	(1.397)	(39.778)	(2.623)	(43.798)
Nettoabschreibung	(64)	(237)	(193)	(494)
Abgänge	15	469	205	689
Sonstige Veränderungen ⁽²⁾	(12)	(2.148)	(112)	(2.272)
ABSCHREIBUNGEN UND WERTMINDERUNGEN ZUM 31.12.2018	(1.458)	(41.694)	(2.723)	(45.875)
Nettowert zum 31.12.2017	1.349	50.177	1.508	53.034
NETTOWERT ZUM 31.12.2018	1.437	51.585	1.655	54.677

⁽¹⁾ Die Zunahmen enthalten auch die von den Konzessionsgebern bereitgestellten Einrichtungen.
⁽²⁾ Die sonstigen Veränderungen betreffen im Wesentlichen Abschreibungen auf im Rahmen von Konzessionen betriebene Vermögenswerte, die gegen Abschreibungen in den speziellen Konzessionsrückstellungen gebucht wurden.

ANMERKUNG 21 SACHANLAGEN, DIE IM RAHMEN VON KONZESSIONEN FÜR SONSTIGE AKTIVITÄTEN BETRIEBEN WERDEN

21.1 NETTOWERT DER IM RAHMEN VON KONZESSIONEN BETRIEBENEN SACHANLAGEN FÜR SONSTIGE TÄTIGKEITEN

Der Nettowert der im Rahmen von Konzessionen für sonstige Aktivitäten betriebenen Sachanlagen stellt sich wie folgt dar:

(in Mio. EUR)	31.12.2018	31.12.2017
Sachanlagen	6.026	6.369
Sachanlagen im Bau	1.313	1.238
SACHANLAGEN, DIE IM RAHMEN VON KONZESSIONEN FÜR SONSTIGE AKTIVITÄTEN BETRIEBEN WERDEN	7.339	7.607

21.2 ENTWICKLUNG DER IM RAHMEN VON KONZESSIONEN FÜR SONSTIGE TÄTIGKEITEN BETRIEBENEN SACHANLAGEN (OHNE UNFERTIGE ERZEUGNISSE)

(in Mio. EUR)	Grundstücke und Gebäude	Fossil befeuert & Wasserkraft werke	Netzwerke	Sonstiges Sachanlagevermögen & Sonstiges	Summe
Bruttowert zum 31.12.2017	1.489	12.566	39	582	14.676
Zunahmen	25	376	20	29	450
Abnahmen	(1)	(83)	(35)	(3)	(122)
Umrechnungsdifferenzen	-	17	-	-	17
Veränderungen im Konsolidierungskreis	-	13	-	-	13
Sonstige Veränderungen	(3)	13	-	1	11
BRUTTOWERT ZUM 31.12.2018	1.510	12.902	24	609	15.045
Abschreibungen und Wertminderungen zum 31.12.2017	(895)	(6.999)	(22)	(391)	(8.307)
Nettoabschreibung	(33)	(383)	(4)	(33)	(453)
Wertminderungen ohne Zuschreibungen	-	(306)	-	-	(306)
Abgänge	1	46	11	3	61
Umrechnungsdifferenzen	-	(11)	-	-	(11)
Veränderungen im Konsolidierungskreis	-	-	-	-	-
Sonstige Veränderungen	(2)	-	-	(1)	(3)
ABSCHREIBUNGEN UND WERTMINDERUNGEN ZUM 31.12.2018	(929)	(7.653)	(15)	(422)	(9.019)
Nettowert zum 31.12.2017	594	5.567	17	191	6.369
NETTOWERT ZUM 31.12.2018	581	5.249	9	187	6.026

Die im Rahmen von Konzessionen für sonstige Aktivitäten betriebenen Sachanlagen umfassen Konzessionsanlagen, die sich hauptsächlich in Frankreich (Wasserkraft, ohne öffentliche Stromverteilung) und Italien befinden.

Im Jahr 2018 beliefen sich die Wertminderungen auf Sachanlagen im Bau und sonstige im Rahmen von Konzessionen genutzte Vermögenswerte für sonstige Tätigkeiten auf (2) Mio. EUR bzw. (306) Mio. EUR.

ANMERKUNG 22 SACHANLAGEN ZUR ERZEUGUNG UND SONSTIGE SACHANLAGEN IM BESITZ DES KONZERNS

22.1 NETTOWERT DER ZUR ERZEUGUNG GENUTZTEN SACHANLAGEN UND DER SONSTIGEN SACHANLAGEN IM BESITZ DES KONZERNS

Der Nettowert der zur Erzeugung genutzten Sachanlagen und der sonstigen im Besitz des Konzerns befindlichen Sachanlagen stellt sich wie folgt dar:

(in Mio. EUR)	31.12.2018	31.12.2017
Sachanlagen	47.779	48.972
Sachanlagen im Bau	30.377	26.515
Finanzierungsleasing von Sachanlagen	96	135
SACHANLAGEN ZUR ERZEUGUNG UND SONSTIGE SACHANLAGEN IM BESITZ DES KONZERNS	78.252	75.622

Die zum 31. Dezember 2018 im Besitz des Konzerns befindlichen Sachanlagen im Bau betreffen im Wesentlichen die EPR-Reaktoren in Flamanville 3 (12.479 Mio. EUR einschließlich aktivierter Fremdkapitalkosten von 2.622 Mio. EUR), Hinkley Point C (7.502 Mio. EUR einschließlich aktivierter Fremdkapitalkosten von 108 Mio. EUR) und Sizewell (133 Mio. EUR einschließlich aktivierter Fremdkapitalkosten von 1 Mio. EUR).

Der aktivierte Wert des Flamanville 3 EPR-Projekts beläuft sich im Jahresabschluss zum 31. Dezember 2018 auf 10.065 Mio. EUR ohne Fremdkapitalkosten (9.874 Mio. EUR in Sachanlagen im Bau und 191 Mio. EUR ⁽¹⁾ in Sachanlagen in Betrieb). Dies beinhaltet zusätzlich zu den Baukosten:

―	einen Bestand an Ersatzteilen und aktivierten Beträgen in Höhe von insgesamt 328 Mio. EUR für verwandte Projekte (insbesondere die erste umfassende Inspektion und die Entwicklung des Nordgebiets);
―	520 Mio. EUR Vorlaufkosten und sonstige Sachanlagen im Zusammenhang mit dem Flamanville-Projekt;
―	und seit dem 1. Januar 2018 auch die Eliminierung der internen Salden der Bilanzpositionen und Margen zwischen Framatome und EDF SA im Zusammenhang mit dem EPR-Projekt Flamanville 3 (437 Mio. EUR, im Wesentlichen bestehend aus Vorschüssen und Abschlagszahlungen),

vor dem Hintergrund von Baukosten zum historischen Wert von 9.217 Mio. EUR, wie im Jahresabschluss zum 31. Dezember 2018 ausgewiesen, für am 25. Juli 2018 angekündigte Zielkosten für den Bau (ohne Fremdkapitalkosten) von 10,9 Mrd. EUR laut dem Eurowechselkurs 2015.

Die beobachteten Veränderungen des Sachanlagevermögens (einschließlich der unfertigen Erzeugnisse) beinhalten auch einen Währungseffekt in Höhe von (129) Mio. EUR, der hauptsächlich durch die Abwertung des Pfund Sterling gegenüber dem Euro verursacht wurde.

Im Jahr 2018 wurden Wertminderungen auf Sachanlagen im Bau und Sachanlagen aus Finanzierungsleasing, sowie auf sonstige Sachanlagen des Konzerns in Höhe von (19) Mio. EUR bzw. (219) Mio. EUR vorgenommen.

⁽¹⁾ 241 Mio. EUR brutto abzüglich 50 Mio. EUR Abschreibungen.

22.2 ENTWICKLUNG DER ZUR ERZEUGUNG GENUTZTEN SACHANLAGEN UND DER SONSTIGEN SACHANLAGEN IM BESITZ DES KONZERNS (OHNE UNFERTIGE ERZEUGNISSE UND FINANZIERUNGSLEASING)

(in Mio. EUR)	Grundstücke und Gebäude	Nuklear Kraftwerke	Fossil befeuert & Wasserkraftanlagen	Netzwerke	Sonstiges Sachanlagevermögen & Sonstiges	Summe
Bruttowert zum 31.12.2017	13.019	68.890	20.837	17	18.765	121.528
Zunahmen	610	3.336	187	-	1.857	5.990
Abnahmen	(403)	(1.074)	(225)	-	(543)	(2.245)
Umrechnungsdifferenzen	(8)	(89)	(9)	-	(23)	(129)
Veränderungen im Konsolidierungskreis ⁽¹⁾	(233)	-	(1.367)	-	(755)	(2.355)
Sonstige Veränderungen ⁽²⁾	(17)	327	22	-	36	368
BRUTTOWERT ZUM 31.12.2018	12.968	71.390	19.445	17	19.337	123.157
Abschreibungen und Wertminderungen zum 31.12.2017	(7.074)	(45.679)	(12.230)	(12)	(7.561)	(72.556)
Nettoabschreibung	(331)	(2.804)	(581)	-	(1.246)	(4.962)
Wertminderungen ohne Zuschreibungen	-	-	(154)	-	(65)	(219)
Abgänge	208	984	220	-	501	1.913
Umrechnungsdifferenzen	1	45	12	-	3	61
Veränderungen im Konsolidierungskreis ⁽¹⁾	12	-	71	1	57	141
Sonstige Veränderungen	(7)	230	63	-	(42)	244
ABSCHREIBUNGEN UND WERTMINDERUNGEN ZUM 31.12.2018	(7.191)	(47.224)	(12.599)	(11)	(8.353)	(75.378)
Nettowert zum 31.12.2017	5.945	23.211	8.607	5	11.204	48.972
NETTOWERT ZUM 31.12.2018	5.777	24.166	6.846	6	10.984	47.779

⁽¹⁾ Änderungen im Konsolidierungskreis betreffen im Wesentlichen Vermögenswerte im Zusammenhang mit dem Verkauf des Methanterminals Dünkirchen (siehe Anmerkung 3.3).
⁽²⁾ Zu den sonstigen Veränderungen gehören die Auswirkungen der Änderung des realen Diskontierungssatzes in Höhe von 289 Mio. EUR auf Vermögenswerte in Verbindung mit Rückstellungen und zugrunde liegenden Vermögenswerten, der für die Berechnung der Rückstellungen für nukleare Erzeugung von EDF herangezogen wird (siehe Anmerkung 29.1).

22.3 FINANZIERUNGSLEASINGVERTRÄGE

	31.12.2018				31.12.2017
		Fälligkeit
(in Mio. EUR)	Summe	< 1 Jahr	1 - 5 Jahre	>5 Jahre	Summe
Künftige zu erhaltende Mindestleasingzahlungen als Leasinggeber	24	8	14	2	33
Künftige zu zahlende Mindestleasingzahlungen als Leasingnehmer	405	53	164	188	367

Der Konzern ist Leasinggeber im Rahmen von Verträgen, die nach IFRIC 4 und IAS 17 als Finanzierungsleasing einzustufen sind.

Der Konzern ist als Leasingnehmer durch unwiderrufliche Finanzierungsleasingverträge für Räumlichkeiten, Ausrüstungen und Fahrzeuge gebunden, die im Rahmen seiner Geschäftstätigkeit genutzt werden. Die entsprechenden Zahlungen unterliegen in den in den Verträgen festgelegten Zeitabständen einer Neuverhandlung.

ANMERKUNG 23 ANTEILE AN ASSOZIIERTEN UNTERNEHMEN UND JOINT VENTURES

Die Anteile an assoziierten Unternehmen und Joint Ventures stellen sich wie folgt dar:

		31.12.2018			31.12.2017
(in Mio. EUR)	Haupttätigkeit ⁽¹⁾	Eigentum %	Anteil am Eigenkapital	Anteil am Nettoertrag	Anteil am Eigenkapital	Anteil am Nettoertrag
Wesentliche Beteiligungen an assoziierten Unternehmen
CTE ⁽²⁾	S	50,10	1.406	283	1.241	249
CENG	E	49,99	1.667	102	1.494	(316)
Taishan (TNPJVC) ⁽³⁾	E	30,00	n.k.	n.k.	1.122	(17)
Alpiq ⁽⁴⁾	E, V, S, Ü	25,04	622	(41)	602	25
Sonstige Beteiligungen an assoziierten Unternehmen und Joint Ventures			n.k.	n.k.	2.790	94
GESAMT			8.287	569	7.249	35

n.k. = nicht kommuniziert

⁽¹⁾ E = Erzeugung, V = Verteilung, Ü = Übertragung, S = Sonstiges.
⁽²⁾ Dies entspricht zum 31. Dezember 2018 einem Anteil von 50,1% an CTE (dem Joint Venture, das die Anteile von RTE hält - siehe Anmerkung 3.11.3).Der Anteil des ausgewiesenen Nettoertrags setzt sich nach der Vereinbarung im Jahr 2017 zu 100% aus dem Nettoertrag der RTE für das erste Quartal 2017 und zu 50,1% aus dem Nettoertrag des CTE-Teilkonzerns für den Rest des Jahres 2017 zusammen.
⁽³⁾ Die Finanzdaten für Taishan zum 31. Dezember 2018 sind in dieser Tabelle nicht enthalten, da CGN (Mutterunternehmen von Taishan) den Konzernabschluss später als der Konzern veröffentlicht.
⁽⁴⁾ Da Alpiq seinen Konzernabschluss nach dem Konzern veröffentlicht, beinhalten die obigen Zahlen eine Schätzung des Konzernergebnisses zum 31. Dezember 2018 (inklusive der von Alpiq im August 2018 veröffentlichten Endergebnisse).

Weitere Beteiligungen an assoziierten Unternehmen und Joint Ventures betreffen im Wesentlichen die Nam Theun Power Company (NTPC), die Compagnie Energetique de Sinop (CES), die Jiangxi Datang International Fuzhou Power Generation Company Ltd. und bestimmte Unternehmen, die sich im Besitz von EDF Renewables und EDF SA befinden.

Im Jahr 2018 wurden Wertminderungen in Höhe von (39) Mio. EUR für Anteile an assoziierten Unternehmen und Joint Ventures sowie für eine Reihe spezifischer Vermögenswerte vorgenommen. Diese Wertminderung wird im Folgenden aufgrund der geringen Wesentlichkeit für den Konzernabschluss nicht näher erläutert.

Im Jahr 2017 wurden Wertminderungen auf Beteiligungen an assoziierten Unternehmen und Joint Ventures in Höhe von (618) Mio. EUR verbucht, die hauptsächlich die Vermögenswerte der CENG betreffen (siehe Anmerkung 23.2.2).

23.1 COENTREPRISE DE TRANSPORT D'ELECTRICITE (CTE)

23.1.1 CTE - Finanzkennzahlen

Die wichtigsten Finanzkennzahlen für den CTE-Teilkonzern (auf 100%-Basis) lauten wie folgt:

(in Mio. EUR)	31.12.2018	31.12.2017 ⁽¹⁾
Langfristige Vermögenswerte	17.740	17.163
Umlaufvermögen	2.854	2.793
SUMME VERMÖGENSWERTE	20.593	19.956
Eigenkapital	2.807	2.476
Langfristige Verbindlichkeiten	13.225	12.870
Kurzfristige Verbindlichkeiten	4.561	4.610
SUMME EIGENKAPITAL UND VERBINDLICHKEITEN	20.593	19.956
Umsätze	4.817	3.143
Betriebsergebnis vor Abschreibungen	2.058	1.285
Nettoertrag	566	337
Nettoverschuldung	11.799	11.633
Direkt im Eigenkapital erfasste Gewinne und Verluste	78	-
Ausgeschüttete Dividenden	313	159

⁽¹⁾ Bei den Zahlen zum 30. Juni 2017 handelt es sich um die Zahlen des CTE-Teilkonzerns (CTE ist das Joint Venture, das die Anteile an RTE hält), die 100% des Nettoergebnisses von RTE für das erste Quartal 2017 und 50,1% des Nettoergebnisses des CTE-Teilkonzerns für das zweite Quartal 2017, aufgrund des Verkaufs von CTE, ausmachen (siehe Anmerkung 3.11.3).

Die Tochtergesellschaft von CTE, RTE (Reseau de Transport d'Electricite), ist für das Management des öffentlichen Hochspannungs- und Höchstspannungs-Stromübertragungsnetzes verantwortlich. Enedis nutzt das RTE-Netzwerk, um Energie an das Verteilungsnetz zu übertragen.

23.2 CENG

23.2.1 CENG - Finanzkennzahlen

Die wichtigsten Finanzkennzahlen für CENG (auf 100%-Basis) lauten wie folgt:

(in Mio. EUR)	31.12.2018	31.12.2017
Langfristige Vermögenswerte	7.689	7.370
Umlaufvermögen	1.142	965
SUMME VERMÖGENSWERTE	8.831	8.335
Eigenkapital	3.334	2.989
Langfristige Verbindlichkeiten	4.912	5.030
Kurzfristige Verbindlichkeiten	585	316
SUMME EIGENKAPITAL UND VERBINDLICHKEITEN	8.831	8.335
Umsätze	1.335	1.156
Betriebsergebnis vor Abschreibungen	579	396
Nettoertrag ⁽¹⁾	205	(633)
Direkt im Eigenkapital erfasste Gewinne und Verluste	(123)	107
Ausgeschüttete Dividenden	-	-

⁽¹⁾ Einschließlich 100% der Wertminderung zum 31. Dezember 2017 in Höhe von (982) Mio. EUR.

23.2.2 Wertminderung

Im Jahr 2017 wurde aufgrund niedrigerer Terminpreise und langfristiger Strompreise eine Wertminderung der Beteiligung des Konzerns an CENG in Höhe von (491) Mio. EUR vorgenommen.

Zum 31. Dezember 2018 ergab die Aktualisierung des Werthaltigkeitstests für CENG-Vermögenswerte, dass der erzielbare Wert der Beteiligung höher war als der Buchwert, was hauptsächlich auf die neuen langfristigen Preiskurven zurückzuführen ist, die von externen Organisationen im zweiten Halbjahr veröffentlicht wurden, sowie auf die Auswirkungen der Steuerreform. In Anbetracht des spezifischen Kontexts des nachstehend erläuterten Vermögenswerts kam es jedoch zu keiner teilweisen Aufholung der zuvor gebuchten Wertminderung.

Die Berechnung des Nutzungswerts hängt von mehreren Annahmen ab, insbesondere vom langfristigen Bestehen des Zero Emission Credit (ZEC) -Programms des Staates New York für Subventionen für Kernkraftwerke, das zusätzliche Einnahmen für die Kraftwerke Ginna und Nine Mile Point bietet. Dieses Programm ist derzeit Gegenstand von Gerichtsverfahren und seine Fortführung könnte in Frage gestellt werden.

Dazu kommen Unsicherheiten in Bezug auf mehrere Schlüsselannahmen für die Bewertung der Beteiligung an CENG (z.B. Marktumfeld, rechtlicher Rahmen, Änderungen der Energiepolitik und mangelnde Kontrolle des Konzerns hinsichtlich der Strategiefindung). Die Berechnung des erzielbaren Werts für den CENG-Vermögenswert beinhaltet daher eine spezifische Risikoprämie.

Gemäß den Bedingungen der Vereinbarung mit Exelon hat EDF die Option, seinen Anteil an CENG zum beizulegenden Zeitwert an Exelon zu verkaufen, die zwischen Januar 2016 und Juni 2022 ausgeübt werden kann.

23.3 TAISHAN

23.3.1 Taishan - Finanzkennzahlen

Die wichtigsten Finanzkennzahlen für Taishan (auf 100%-Basis) lauten wie folgt:

(in Mio. EUR)	31.12.2017	31.12.2016
Langfristige Vermögenswerte	11.030	10.936
Umlaufvermögen	350	66
SUMME VERMÖGENSWERTE	11.380	11.002
Eigenkapital	3.316	3.594
Langfristige Verbindlichkeiten	6.864	6.563
Kurzfristige Verbindlichkeiten	1.200	845
SUMME EIGENKAPITAL UND VERBINDLICHKEITEN	11.380	11.002
Umsätze	-	-
Nettoertrag	(56)	(39)
Ausgeschüttete Dividenden	-	-

23.3.2 Transaktionen zwischen dem EDF Konzern und Taishan

EDF besitzt 30% der Anteile an der Taishan Nuclear Power Joint Venture Company Limited (TNPJVC), die für den Bau und Betrieb von zwei EPR-Kernreaktoren in Taishan in der chinesischen Provinz Guangdong errichtet wurde. CGN hält 51% und Yudean 19% der Anteile.

Framatome hat zwei Verträge mit TNPJVC:

―	Lieferung von zwei nuklearen Kernkraftwerkteilen in einem Konsortium mit CNPDC und CNPEC;
―	Lieferung von Brennstoffen (Erstbefüllung und Erstbetankung für jede Einheit).

Der erste Reaktor nahm am 13. Dezember 2018 den kommerziellen Betrieb auf (siehe Anmerkung 3.1), und der zweite Reaktor soll 2019 den kommerziellen Betrieb aufnehmen.

Da die Tarifvorbereitung derzeit in Bearbeitung ist, wird ein Werthaltigkeitstest durchgeführt, sobald der Tarif und das Indexierungssystem bekannt sind.

23.4 ALPIQ

Da Alpiq seinen Konzernabschluss nach dem Konzern veröffentlicht, beinhalten die hier dargestellten Zahlen eine Schätzung des Konzernergebnisses zum 31. Dezember 2018 (siehe Anmerkung 4 zur Tabelle in Anmerkung 23).

23.4.1 Veröffentlichte Finanzkennzahlen

Die wichtigsten veröffentlichten Kennzahlen des Alpiq Konzerns lauten wie folgt:

(in Mio. EUR)	31.12.2017	31.12.2016 Angepasst ⁽²⁾
Langfristige Vermögenswerte	4.833	5.394
Umlaufvermögen	2.858	3.921
Zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte	1.022	5
SUMME VERMÖGENSWERTE	8.713	9.320
Eigenkapital ⁽¹⁾	3.388	3.619
Langfristige Verbindlichkeiten	2.554	3.235
Kurzfristige Verbindlichkeiten	2.154	2.465
Verbindlichkeiten in Verbindung mit zur Veräußerung klassifizierten gehaltenen Vermögenswerten	617	1
SUMME EIGENKAPITAL UND VERBINDLICHKEITEN	8.713	9.320
Umsätze	6.444	5.576
Betriebsergebnis vor Abschreibungen	250	714
Nettoertrag	(80)	270
Direkt im Eigenkapital erfasste Gewinne und Verluste	176	(24)
An den Konzern gezahlte Dividenden	-	-

⁽¹⁾ Einschließlich 869 Mio. EUR Hybridanleihen.
⁽²⁾ Die Bilanz des Alpiq Konzerns zum 31. Dezember 2016 wurde angepasst, um Auswirkungen auf die Darstellung und Auswirkungen der Änderung der Klassifizierung bestimmter Unternehmen zu berücksichtigen, die zuvor als zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte klassifiziert wurden und nun in der Bilanz dargestellt werden.

Am 25. April 2013 haben die Schweizer Hauptaktionäre von Alpiq ein Hybriddarlehen in Höhe von 366,5 Mio. CHF gezeichnet. Nach diesem ersten Schritt hat Alpiq am 2. Mai 2013 eine öffentliche Hybridanleihe im Umfang von 650 Mio. CHF mit 5% Coupon und einer Rückzahlungsoption frühestens nach fünfeinhalb Jahren platziert.

Aufgrund ihrer Eigenschaften wurden diese Hybriddarlehen und Anleihen gemäss IAS 32 im Alpiq-Konzernabschluss im Eigenkapital erfasst. Da der EDF Konzern nicht an der Transaktion teilgenommen hat, ergaben sich keine Auswirkungen auf den Wert der unter "Beteiligungen an assoziierten Unternehmen und Joint Ventures" ausgewiesenen Beteiligung an Alpiq.

Die Differenz zwischen den von Alpiq veröffentlichten und im Konzernabschluss ausgewiesenen Eigenkapitalanteilen resultiert im Wesentlichen aus diesem Hybriddarlehen.

Der Wert der Beteiligung des EDF Konzerns an Alpiq, bewertet auf der Grundlage des Börsenkurses zum 31. Dezember 2018, beträgt 475 Mio. EUR.

23.4.2 Wertminderung

Der Alpiq Konzern befindet sich in einem schwierigen Marktumfeld mit besonders niedrigen Grosshandelspreisen. Zudem hat Alpiq auf dem nicht liberalisierten Schweizer Markt keinen Zugang zu Endkunden. Dieses ungünstige Umfeld hat die Rentabilität der Erzeugungskapazitäten in der Schweiz beeinträchtigt und Alpiq kann darüber hinaus aufgrund von Preisdeckungsstrategien kurzfristig von Marktpreissteigerungen keinen Vorteil ziehen.

Im März 2016 kündigte Alpiq an, strukturelle Maßnahmen für die traditionelle Energieerzeugung einzuführen, um das Exposure gegenüber Großhandelspreisen im Hinblick auf den Verkauf eines Teils seiner Erzeugungsflotte zu verringern. Diese Maßnahmen führten nicht zu den erwarteten Ergebnissen und der Konzern konzentrierte sich daraufhin wieder auf die Veräußerung seines Energiedienstleistungsvermögens.

Bei der Veröffentlichung des Halbjahresabschlusses 2018 am 24. August 2018 wies Alpiq erneut auf die Schwierigkeiten hin, die durch die asymmetrischen schweizerischen Elektrizitätsmarktvorschriften verursacht werden. Da diese Risiken bereits berücksichtigt wurden, wurde von Alpiq im vorliegenden Halbjahresabschluss keine zusätzliche Wertminderung gebucht.

Auf strategischer Ebene hat Alpiq Ende Juli 2018 den Verkauf seiner Energiedienstleistungsaktivitäten an das französische Unternehmen Bouygues Construction erfolgreich abgeschlossen. Mit dieser Operation kann sich Alpiq wieder auf das Kerngeschäft konzentrieren und die Liquidität verbessern.

Ende August 2018 kündigte EDF die Kündigung der Konsortialvereinbarung an, die zwischen den Gründungsaktionären des Unternehmens seit 2005 besteht. Das Abkommen läuft im September 2020 aus.

Dem Konzern ist derzeit kein Faktor bekannt, der seit der Veröffentlichung der Halbjahresergebnisse von Alpiq aufgetreten ist und auf ein Risiko einer weiteren Wertminderung der Beteiligung zum 31. Dezember 2018 hindeutet. Der Konzern wird die effektive Umsetzung der Aktionspläne von Alpiq sowie die Veränderungen im Marktumfeld und im regulatorischen Umfeld in der Schweiz weiterhin genau beobachten. Sollte der Alpiq Konzern in seinem am 4. März 2019 zu veröffentlichenden Konzernabschluss 2018 eine Wertminderung vornehmen, würde der EDF Konzern diesen in seinem Halbjahresbericht 2019 berücksichtigen.

ANMERKUNG 24 VORRÄTE

Der Buchwert der Vorräte stellt sich nach Art der Vorräte wie folgt dar:

	31.12.2018			31.12.2017
(in Mio. EUR)	Bruttowert	Rückstellung	Nettobetrag	Bruttowert	Rückstellung	Nettobetrag
Kernbrennstoff	10.671	(6)	10.665	10.831	(15)	10.816
Sonstiger Brennstoff	957	(14)	943	906	(7)	899
Sonstige Rohstoffe	1.613	(302)	1.311	1.526	(283)	1.243
Unfertige Erzeugnisse zur Herstellung von Waren und Dienstleistungen	538	(30)	508	494	(48)	446
Sonstige Vorräte	840	(40)	800	768	(34)	734
GESAMTVORRÄTE	14.619	(392)	14.227	14.525	(387)	14.138

Der langjährige Anteil von mehr als einem Jahr betrifft im Wesentlichen Vorräte an Kernbrennstoffen in Höhe von 7.810 Mio. EUR zum 31. Dezember 2018 (7.932 Mio. EUR zum 31. Dezember 2017).

Der zum Marktwert angesetzte Wert der Vorräte von EDF Trading belief sich zum 31. Dezember 2018 auf 142 Mio. EUR (179 Mio. EUR zum 31. Dezember 2017).

ANMERKUNG 25 FORDERUNGEN AUS LIEFERUNGEN UND LEISTUNGEN

Die Nettoforderungen aus Lieferungen und Leistungen stellen sich wie folgt dar:

(in Mio. EUR)	31.12.2018	31.12.2017 Angepasst
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen, Bruttowert - ohne EDF Trading	14.468	14.359
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen, Bruttowert - EDF Trading	2.446	3.530
Wertminderung	(1.004)	(1.046)
FORDERUNGEN AUS LIEFERUNGEN UND LEISTUNGEN, NETTOWERT	15.910	16.843

Die meisten Forderungen aus Lieferungen und Leistungen haben eine Restlaufzeit von bis zu einem Jahr.

Erhaltene Anzahlungen von Kunden in Frankreich, die in regelmäßigen monatlichen Raten zahlen, in Höhe von 6.827 Mio. EUR zum 31. Dezember 2018 (6.568 Mio. EUR zum 31. Dezember 2017), werden von den Forderungen aus Lieferungen und Leistungen abgezogen (siehe Anmerkung 2.1.3.2).

25.1 FÄLLIGE UND NOCH NICHT FÄLLIGE FORDERUNGEN AUS LIEFERUNGEN UND LEISTUNGEN

	31.12.2018			31.12.2017
(in Mio. EUR)	Bruttowert	Rückstellung	Nettobetrag	Bruttowert	Rückstellung	Nettobetrag
FORDERUNGEN AUS LIEFERUNGEN UND LEISTUNGEN	16.914	(1.004)	15.910	17.889	(1.046)	16.843
bis zu 6 Monate überfällig	1.318	(214)	1.104	1.172	(260)	912
6-12 Monate überfällig	393	(152)	241	435	(137)	298
seit über 12 Monaten überfällig	877	(511)	366	890	(532)	358
Fällige Forderungen aus Lieferungen und Leistungen	2.588	(877)	1.711	2.497	(929)	1.568
Noch nicht fällige Forderungen aus Lieferungen und Leistungen	14.326	(127)	14.199	15.392	(117)	15.275

25.2 ABTRETUNG VON FORDERUNGEN

(in Mio. EUR)	31.12.2018	31.12.2017
Abgetretene und vollständig in der Bilanz zurückbehaltene Forderungen aus Lieferungen und Leistungen	-	-
Abgetretene und teilweise in der Bilanz zurückbehaltene Forderungen aus Lieferungen und Leistungen	38	41
Abgetretene und vollständig ausgebuchte Forderungen aus Lieferungen und Leistungen	1.095	903

Der Konzern hat zum 31. Dezember 2018 Forderungen aus Lieferungen und Leistungen in Höhe von 1.095 Mio. EUR abgetreten, die im Wesentlichen EDF SA, Edison und Dalkia betrafen (903 Mio. EUR im Dezember 2017).

Da die meisten Abtretungsvorgänge auf einer wiederkehrenden, regresslosen Basis durchgeführt werden, werden die entsprechenden Forderungen nicht mehr in der Konzernbilanz ausgewiesen.

25.3 VERTRAGSVERMÖGENSWERTE

Vertragsvermögen umfassen Rechte eines Unternehmens auf eine Gegenleistung für Waren oder Dienstleistungen, die an Kunden geliefert oder diesen gegenüber erbracht werden, wenn diese Rechte von etwas anderem als dem Zeitablauf abhängig sind.

Das in den Forderungen enthaltene Vertragsvermögen belief sich zum 31. Dezember 2017 auf 225 Mio. EUR und zum 31. Dezember 2018 auf 439 Mio. EUR und betrifft hauptsächlich die Geschäftssegmente Framatome, Dalkia und EDF Renewables.

ANMERKUNG 26 SONSTIGE FORDERUNGEN

Die sonstigen Forderungen setzen sich wie folgt zusammen:

(in Mio. EUR)	31.12.2018	31.12.2017 Angepasst ⁽¹⁾
Aktive Rechnungsabgrenzungsposten	1.719	1.592
Entschädigung für öffentliche Energiedienstleistungsentgelte (CSPE)	799	1.147
Umsatzsteuerforderungen	2.133	2.043
Sonstige Steuerforderungen	342	368
Sonstige operative Forderungen	4.149	4.237
SONSTIGE FORDERUNGEN	9.142	9.387
Langfristiger Anteil	1.796	2.168
Kurzfristiger Anteil	7.346	7.219
Bruttowert	9.197	9.462
Wertminderung	(55)	(75)

⁽¹⁾ Die zum 31. Dezember 2017 veröffentlichten Zahlen wurden gemäß IFRS 15 (Anmerkung 2.1.3.2) angepasst.

Zum 31. Dezember 2018 beinhalten die sonstigen Forderungen einen Betrag von 799 Mio. EUR, welcher der CSPE-Forderung entspricht (1.147 Mio. EUR zum 31. Dezember 2017).

Der Rest der CSPE-Forderung wird unter "Darlehen und Finanzforderungen" ausgewiesen (siehe Anmerkung 36.3).

ANMERKUNG 27 EIGENKAPITAL

27.1 GRUNDKAPITAL

Zum 31. Dezember 2018 beträgt das Grundkapital von EDF 1.505.133.838 EUR, bestehend aus 3.010.267.676 voll gezeichneten und eingezahlten Aktien mit einem Nennwert von 0,50 EUR, die sich zu 83,67% im Besitz des französischen Staates, zu 15,06% im Besitz der Öffentlichkeit (institutionelle und private Investoren) und zu 1,15% im Besitz von aktuellen und pensionierten Konzernmitarbeitern befinden, wobei 0,12% von EDF als eigene Aktien gehalten werden.

Im Juni 2018 führte die Zahlung eines Teils der Dividende für 2017 in Form einer Aktiendividende zu einer Erhöhung des Grundkapitals um 41 Mio. EUR und einem Ausgabeaufschlag von 806 Mio. EUR nach Ausgabe von 82.828.872 neuen Aktien. Die rechtlichen Formalitäten für diesen Vorgang wurden im Juni 2018 abgeschlossen.

Gemäß Artikel L. 111-67 des französischen Energiegesetzes muss der französische Staat jederzeit mehr als 70% des Kapitals von EDF halten.

27.2 EIGENE AKTIEN

Der Vorstand hat ein von der Hauptversammlung vom 9. Juni 2006 genehmigtes Aktienrückkaufprogramm bis zu einer Höhe von 10% der Gesamtzahl der Aktien des Grundkapitals der Gesellschaft durchgeführt. Die anfängliche Laufzeit des Programms betrug 18 Monate, die dann jedes Jahr durch stillschweigende Vereinbarung um 12 Monate verlängert wurde.

Für dieses Programm besteht ein Liquiditätsvertrag, wie von der französischen Marktregulierung AMF (Autorité des Marchés Financiers) gefordert.

Zum 31. Dezember 2018 entsprechen die vom Konzerneigenkapital abgezogenen eigenen Aktien 3.728.019 Aktien im Gesamtwert von 56 Mio. EUR.

27.3 DIVIDENDEN

Die Hauptversammlung vom 15. Mai 2018 beschloss die Ausschüttung einer ordentlichen Dividende von 0,46 EUR je Aktie für das Geschäftsjahr 2017 und bot den Aktionären die Wahl zwischen einer Bar- oder Aktienzahlung (Scrip-Option).

In Anwendung von Artikel 24 der Satzung der Gesellschaft erhalten Aktionäre, die ihre Aktien am Jahresende mindestens 2 Jahre lang kontinuierlich gehalten haben und sie zum Zeitpunkt der Dividendenausschüttung noch hielten, einen Bonus von 10% auf ihre Dividenden. Die Anzahl der Aktien, die Anspruch auf die Bonusdividende haben, darf 0,5% des Grundkapitals der Gesellschaft je Aktionär nicht übersteigen. Die Bonusdividende beträgt 0,506 EUR je Aktie.

Da am 11. Dezember 2017 eine Zwischendividende von 0,15 EUR je Aktie in Form von neuen Aktien oder Bargeld gezahlt wurde, betrug der für 2017 zu zahlende Saldo 0,31 EUR je Aktie, die von der Stammdividende profitiert, und 0,356 EUR je Aktie, die von der Bonusdividende profitiert. Der Saldo der Dividende wurde am 19. Juni 2018 ausgezahlt.

Die französische Regierung entschied sich für den Betrag der 2017 auszuschüttenden Dividenden für die Scrip-Dividende.

Der Betrag der Bardividende an Aktionäre, die sich nicht für die Scrip-Dividende für 2017 entschieden haben, beläuft sich auf 60 Mio. EUR.

Am 6. November 2018 beschloss der Vorstand von EDF, für 2018 eine Zwischendividende von 0,15 EUR je Aktie auszuschütten. Diese Zwischendividende in Höhe von insgesamt 451 Mio. EUR wurde am 10. Dezember 2018 vollständig in bar ausgezahlt.

27.4 EIGENKAPITALINSTRUMENTE

Per 31. Dezember 2018 belaufen sich die im Eigenkapital ausgewiesenen unbefristeten Nachranganleihen auf 10.101 Mio. EUR (abzüglich Transaktionskosten nach Steuern).

Am 25. September 2018 emittierte EDF neue nachrangige Anleihen in Höhe von insgesamt 1,25 Mrd. EUR mit einem Kupon von 4%. Sie können auf Initiative von EDF ab dem 4. Juli 2024 eingelöst werden.

Darüber hinaus hat EDF am 3. Oktober 2018 einen Teil von zwei ausstehenden Serien von Hybridanleihen in Höhe von 1,25 Mrd. EUR in bar zurückgezahlt.

Die von EDF an die Inhaber von im Januar 2013 und im Januar 2014 begebenen nachrangigen Anleihen gezahlten Zinsen beliefen sich im Jahr 2018 auf 584 Mio. EUR und im Jahr 2017 auf 565 Mio. EUR. Die daraus resultierende Barauszahlung spiegelt sich in einer entsprechenden Reduzierung des Konzerneigenkapitals wider.

Im Januar 2019 zahlte EDF an die Inhaber von unbefristeten Nachranganleihen Zinsen in Höhe von rund 334 Mio. EUR.

Unbefristete Nachranganleihen in den Büchern von EDF

(in Mio. der entsprechenden Währungen)

Unternehmen	Emission	Nominalbetrag	Währung	Einlöseoption	Kupon
EDF	01/2013	338	EUR	7 Jahre	4,25%
EDF	01/2013	1.250	EUR	12 Jahre	5,38%
EDF	01/2013	1.250	GBP	13 Jahre	6,00%
EDF	01/2013	3.000	USD	10 Jahre	5,25%
EDF	01/2014	1.500	USD	10 Jahre	5,63%
EDF	01/2014	662	EUR	8 Jahre	4,13%
EDF	01/2014	1.000	EUR	12 Jahre	5,00%
EDF	01/2014	750	GBP	15 Jahre	5,88%
EDF	10/2018	1.250	EUR	6 Jahre	4,00%

27.5 MINDERHEITSANTEILE

27.5.1 Einzelheiten der Minderheitsanteile

	31.12.2018			31.12.2017
(in Mio. EUR)	Eigentum %	Eigenkapital (Minderheitsanteile)	Nettoertrag entfallend auf Minderheitsanteile	Eigenkapital (Minderheitsanteile)	Nettoertrag entfallend auf Minderheitsanteile
Wichtigste Minderheitsanteile:
EDF Energy Nuclear Generation Ltd.	20,0%	2.612	(21)	2.687	23
NNB Holding Ltd.	33,5%	2.849	(3)	2.138	-
EDF Investissements Groupe SA	6,1%	516	11	516	11
EDF Luminus SA	31,4%	380	(21)	388	2
Framatome	24,5%	258	40	209	-
Sonstige Minderheitsanteile	-	1.562	8	1.403	80
GESAMT	-	8.177	14	7.341	116

Die Minderheitsanteile an der EDF Energy Nuclear Generation Ltd. (ehemals British Energy), die zu 80% über EDF Energy im Konzernbesitz ist, entsprechen dem Anteil von Centrica.

Die Minderheitsanteile an der NNB Holding Limited, der Holdinggesellschaft für das Projekt Hinkley Point C, die zu 66,5% über EDF Energy im Konzernbesitz ist, entsprechen dem Anteil der CGN.

Die am 31. Dezember 2017 erworbenen Minderheitsanteile an Framatome (siehe Anmerkung 3.11.2), die sich zu 75,5% über EDF SA im Konzernbesitz befinden, entsprechen dem 19,5 gen Anteil von Mitsubishi Heavy Industries und dem 5 gen Anteil von Assystem.

Die Minderheitsanteile an EDF Luminus entsprechen den Beteiligungen der belgischen Gemeinden.

Die Minderheitsanteile an der EDF Investissements Groupe entsprechen der Beteiligung von Natixis Belgique Investissements.

Weitere Minderheitsanteile im Jahr 2017 betrafen im Wesentlichen die von Total und Fluxys gehaltenen Anteile an Dunkerque LNG sowie Minderheitsanteile an Sizewell C Holding Co und Tochtergesellschaften der Teilkonzerne Edison und EDF Renewables. 2018 umfassen sie hauptsächlich Minderheitsanteile an der Sizewell C Holding Co und Tochterunternehmen der Teilkonzerne Edison und EDF Renewables.

In den sonstigen Minderheitsanteilen sind auch von der Dalkia-Gruppe ausgegebene und von Minderheitsgesellschaftern gezeichnete Instrumente in Form von in Aktien umwandelbaren Schuldverschreibungen in Höhe von insgesamt 260 Mio. EUR zum 31. Dezember 2018 (124 Mio. EUR in 2017) enthalten. Die Veränderungen im Jahresverlauf sind im Wesentlichen auf die Emission von Wandelschuldverschreibungen in Höhe von 157 Mio. EUR zurückzuführen. Diese Anleihen qualifizieren sich als Eigenkapitalinstrumente gemäß IAS 32, und die Analyse der Stimmrechte und der Corporate Governance bestätigt die Fortsetzung der ausschließlichen Kontrolle durch Dalkia. In der Kapitalflussrechnung wird diese Operation im Cashflow aus Finanzierungstätigkeit dargestellt.

27.5.2 Minderheitsanteile an EDF Energy

Die wichtigsten Finanzkennzahlen (100% Basis) der EDF Energy Nuclear Generation Ltd. lauten wie folgt:

(in Mio. EUR)	31.12.2018	31.12.2017
Langfristige Vermögenswerte	21.304	21.149
Umlaufvermögen	3.289	3.228
SUMME VERMÖGENSWERTE	24.593	24.377
Eigenkapital	13.061	13.433
Langfristige Verbindlichkeiten	10.805	10.252
Kurzfristige Verbindlichkeiten	727	692
SUMME EIGENKAPITAL UND VERBINDLICHKEITEN	24.593	24.377
Umsätze	2.765	3.070
Nettoertrag	(106)	135
Direkt im Eigenkapital erfasste Gewinne und Verluste	(100)	(220)
Nettomittelzufluss aus laufenden Geschäftstätigkeiten	649	867
Nettomittelzufluss aus Investitionstätigkeit	(555)	(514)
Nettomittelzufluss aus Finanzierungstätigkeiten	(113)	(328)
BARMITTEL UND BARMITTELÄQUIVALENTE - ERÖFFNUNGSSALDO	483	468
Nettozunahme/(-abnahme) der Barmittel und Barmitteläquivalente	(19)	25
Auswirkungen von Währungsschwankungen	1	(10)
Sonstige	7	-
BARMITTEL UND BARMITTELÄQUIVALENTE - ENDSALDO	472	483
Dividendenzahlungen an Aktien von Minderheitsanteilen	23	70

ANMERKUNG 28 RÜCKSTELLUNGEN

Die Aufteilung in kurz- und langfristige Rückstellungen stellt sich wie folgt dar:

		31.12.2018			31.12.2017
(in Mio. EUR)	Anmerkungen	Kurzfristig	Langfristig	Summe	Kurzfristig	Langfristig
Rückstellungen für das Ende des Nuklearkreislaufs		1.515	22.362	23.877	1.479	21.378
Rückstellungen für die Stilllegung und die letzten Kerne		302	26.842	27.144	290	25.032
Rückstellungen im Zusammenhang mit der Kernenergieerzeugung	29	1.817	49.204	51.021	1.769	46.410
Sonstige Rückstellungen für die Stilllegung	30	91	2.033	2.124	80	1.977
Rückstellungen für Mitarbeiterleistungen	31	998	17.627	18.625	1.106	20.630
Sonstige Rückstellungen	32	3.104	2.908	6.012	2.529	2.356
SUMME RÜCKSTELLUNGEN		6.010	71.772	77.782	5.484	71.373

	31.12.2017
(in Mio. EUR)	Summe
Rückstellungen für das Ende des Nuklearkreislaufs	22.857
Rückstellungen für die Stilllegung und die letzten Kerne	25.322
Rückstellungen im Zusammenhang mit der Kernenergieerzeugung	48.179
Sonstige Rückstellungen für die Stilllegung	2.057
Rückstellungen für Mitarbeiterleistungen	21.736
Sonstige Rückstellungen	4.885
SUMME RÜCKSTELLUNGEN	76.857

ANMERKUNG 29 RÜCKSTELLUNGEN IN VERBINDUNG MIT DER KERNENERGIEERZEUGUNG - ENDE DES NUKLEARKREISLAUFS, STILLLEGUNG VON ANLAGEN UND LETZTE KERNE

Die Rückstellungen im Zusammenhang mit der Kernenergieerzeugung umfassen Rückstellungen für die Kosten am Ende des Nuklearkreislaufs (Entsorgung abgebrannter Brennelemente und radioaktiver Abfälle), Rückstellungen für die Stilllegung von Anlagen und Rückstellungen für letzte Kerne.

Die Rückstellungen werden nach den in Anmerkung 1.3.2.2 dargestellten Grundsätzen geschätzt.

Die Verpflichtungen können je nach den Gesetzen und Vorschriften der einzelnen Länder sowie den in den einzelnen Unternehmen verwendeten Technologien und Industriepraktiken deutlich variieren.

Die Entwicklung der Rückstellungen für das Ende des Nuklearkreislaufs, der Rückstellungen für die Stilllegung und der Rückstellungen für die letzten Kerne stellt sich wie folgt dar:

(in Mio. EUR)	31.12.2017	Zunahmen	Abnahmen	Abzinsungseffekt	Umrechnungsdifferenzen	Sonstige Bewegungen
Rückstellungen für die Behandlung abgebrannter Brennelemente	12.353	500	(1.204)	748	(12)	(223)
Rückstellungen für die Beseitigung und Aufbereitung von Abfällen	1.041	12	(29)	59	(3)	40
Rückstellungen für die langfristige Entsorgung radioaktiver Abfälle	9.463	42	(231)	859	(6)	468
Rückstellungen für das Ende des Nuklearkreislaufs	22.857	554	(1.464)	1.666	(21)	285
Rückstellungen für die Stilllegung von Kernkraftwerken	21.431	52	(162)	1.083	(57)	693
Rückstellungen für letzte Kerne	3.891	-	-	166	(13)	60
Rückstellungen für die Stilllegung und die letzten Kerne	25.322	52	(162)	1.249	(70)	753
RÜCKSTELLUNGEN FÜR DIE KERNENERGIEERZEUGUNG	48.179	606	(1.626)	2.915	(91)	1.038

(in Mio. EUR)	31.12.2018
Rückstellungen für die Behandlung abgebrannter Brennelemente	12.162
Rückstellungen für die Beseitigung und Aufbereitung von Abfällen	1.120
Rückstellungen für die langfristige Entsorgung radioaktiver Abfälle	10.595
Rückstellungen für das Ende des Nuklearkreislaufs	23.877
Rückstellungen für die Stilllegung von Kernkraftwerken	23.040
Rückstellungen für letzte Kerne	4.104
Rückstellungen für die Stilllegung und die letzten Kerne	27.144
RÜCKSTELLUNGEN FÜR DIE KERNENERGIEERZEUGUNG	51.021

Die Veränderung der Rückstellungen im Zusammenhang mit der Kernenergieerzeugung im Jahr 2018 ist hauptsächlich auf einen niedrigeren Abzinsungssatz in Frankreich und in Großbritannien zurückzuführen. Die entsprechenden Effekte sind in der Position "Abzinsungseffekt" (835 Mio. EUR) für Rückstellungen mit entsprechenden Posten in der Gewinn- und Verlustrechnung und in der Position "Sonstige Bewegungen" (1.169 Mio. EUR) für Veränderungen von Rückstellungen mit zugehörigen Vermögenswerten (mit Rückstellungen verbundene Vermögenswerte und zugrunde liegende Vermögenswerte in Frankreich, die NLF-Forderung in Großbritannien) enthalten.

Die Aufgliederung der Rückstellungen nach Unternehmen stellt sich wie folgt dar:

(in Mio. EUR)	EDF Anmerkung 29.1	EDF Energy Anmerkung 29.1	Belgien	Summe
Rückstellungen für die Behandlung abgebrannter Brennelemente	10.698	1.464	-	12.162
Rückstellungen für die Beseitigung und Aufbereitung von Abfällen	751	369	-	1.120
Rückstellungen für die langfristige Entsorgung radioaktiver Abfälle	9.846	743	6	10.595
RÜCKSTELLUNGEN FÜR DAS ENDE DES NUKLEARKREISLAUFES ZUM 31.12.2018	21.295	2.576	6	23.877
Rückstellungen für das Ende des Nuklearkreislaufs zum 31.12.2017	20.326	2.527	4	22.857
Rückstellungen für die Stilllegung von Kernkraftwerken	15.985	6.754	301	23.040
Rückstellungen für letzte Kerne	2.526	1.578	-	4.104
RÜCKSTELLUNGEN FÜR DIE STILLLEGUNG UND DIE LETZTEN KERNE ZUM 31.12.2018	18.511	8.332	301	27.144
Rückstellungen für die Stilllegung und die letzten Kerne zum 31.12.2017	17.307	7.737	278	25.322

29.1 NUKLEARRÜCKSTELLUNGEN IN FRANKREICH

In Frankreich ergeben sich die von der EDF SA für die Kernkraftwerksflotte gebildeten Rückstellungen aus dem Gesetz vom 28. Juni 2006 über die langfristige Entsorgung radioaktiver Stoffe und Abfälle und den damit verbundenen Durchführungsbestimmungen zur sicheren Finanzierung der Nuklearausgaben.

In Übereinstimmung mit den in Anmerkung 1.3.2.2 beschriebenen Rechnungslegungsgrundsätzen:

―	bildet EDF Rückstellungen für alle Verpflichtungen in Verbindung mit den betriebenen kerntechnischen Anlagen;
―	hält EDF zweckgebundene Vermögenswerte für die sichere Finanzierung langfristiger Verbindlichkeiten (siehe Anmerkung 45).

Die Berechnung der Rückstellungen berücksichtigt ein dem jeweiligen Geschäftsbetrieb angemessenes Maß an Risiken und Unsicherheiten. Die Bewertung der Kosten ist mit Unsicherheitsfaktoren belegt wie:

―	Änderungen der Vorschriften, insbesondere in den Bereichen Sicherheit, Gefahrenabwehr und Umweltschutz sowie Finanzierung der Nuklearausgaben;
―	Änderungen des regulatorischen Stilllegungsprozesses und der für die Erteilung der behördlichen Genehmigung erforderlichen Zeit;
―	künftige Verfahren zur Lagerung langlebiger radioaktiver Abfälle und Bereitstellung von Lagereinrichtungen durch die französische Agentur für die Entsorgung radioaktiver Abfälle ANDRA (Agence Nationale pour la Gestion des Déchets Radioactifs);
―	Änderungen bestimmter finanzieller Parameter wie Diskontierungssätze, insbesondere in Bezug auf den regulatorischen Grenzwert, Inflationsraten oder Änderungen der Vertragsbedingungen für die Behandlung abgebrannter Brennelemente.

Die Entwicklung der Rückstellungen für das Ende des Nuklearkreislaufs, die Stilllegung und die letzten Kerne stellt sich wie folgt dar:

(In Mio. EUR)	Anmerkungen	31.12.2017	Zunahmen	Abnahmen	Abzinsungseffekt ⁽¹⁾	Sonstige Bewegungen ⁽²⁾
Rückstellungen für die Behandlung abgebrannter Brennelemente	29.1.1	10.786	488	(986)	651	(241)
Rückstellungen für die Beseitigung und Aufbereitung von Abfällen	29.1.2	726	10	(29)	43	1
Rückstellungen für die langfristige Entsorgung radioaktiver Abfälle	29.1.2	8.814	38	(231)	826	399
Rückstellungen für das Ende des Nuklearkreislaufs		20.326	536	(1.246)	1.520	159
Rückstellungen für die Stilllegung von Kernkraftwerken	29.1.3	14.920	52	(138)	752	399
Rückstellungen für letzte Kerne	29.1.4	2.387	-	-	97	42
Rückstellungen für die Stilllegung und die letzten Kerne		17.307	52	(138)	849	441
RÜCKSTELLUNGEN FÜR DIE KERNENERGIEERZEUGUNG		37.633	588	(1.384)	2.369	600

(In Mio. EUR)	31.12.2018
Rückstellungen für die Behandlung abgebrannter Brennelemente	10.698
Rückstellungen für die Beseitigung und Aufbereitung von Abfällen	751
Rückstellungen für die langfristige Entsorgung radioaktiver Abfälle	9.846
Rückstellungen für das Ende des Nuklearkreislaufs	21.295
Rückstellungen für die Stilllegung von Kernkraftwerken	15.985
Rückstellungen für letzte Kerne	2.526
Rückstellungen für die Stilllegung und die letzten Kerne	18.511
RÜCKSTELLUNGEN FÜR DIE KERNENERGIEERZEUGUNG	39.806

⁽¹⁾ Der Abzinsungseffekt umfasst die Kosten in Höhe von 1.534 Mio. EUR für die Aufzinsung und die Auswirkungen in Höhe von 835 Mio. EUR aus der Änderung des realen Diskontierungssatzes im Jahr 2018, die in der Gewinn- und Verlustrechnung für Rückstellungen ohne entsprechende Vermögenswerte erfasst wurden (Kosten für die Aufzinsung).
⁽²⁾ Die sonstigen Bewegungen umfassen im Wesentlichen: - die Umgliederung der Rückstellung für die langfristige Entsorgung radioaktiver Abfälle, die zuvor in der Rückstellung für die Entsorgung abgebrannter Brennelemente enthalten war ((298) Mio. EUR); - den Effekt von 718 Mio. EUR aus der Änderung des realen Abzinsungssatzes zum 31. Dezember 2018 für Rückstellungen mit zugehörigen Vermögenswerten.

Für Anlagen, die nicht EDF betreffen:

―

EDF, COGEMA (jetzt Orano Cycle) und die französische Atomenergiekommission (Commissariat a l'Energie Atomique oder CEA) haben im Dezember 2004 eine Vereinbarung unterzeichnet, laut der die Verwaltung und Finanzierung der endgültigen Abschaltung, Stilllegung und Abfallverwertung sowie die Aufbereitung für die UP1-Aufbereitungsanlage in Marcoule an die CEA übertragen wurde. Im Gegenzug zahlte EDF der CEA einen einmaligen finanziellen Beitrag zur Deckung ihres vollen Anteils an den Kosten ausstehender Vorgänge, blieb jedoch Eigentümer der eigenen endgültigen Abfälle und trug nur die Transport- und Lagerkosten;

―

EDF, AREVA und AREVA NC (jetzt Orano Cycle) haben im Dezember 2008 und Juli 2010 zwei Verträge unterzeichnet, in denen die rechtlichen und finanziellen Bedingungen für die Übertragung der vertraglichen Verpflichtungen von EDF in Bezug auf ihren finanziellen Beitrag zum Abbau der Anlagen in La Hague und zur Rückgewinnung und Konditionierung von Abfällen an AREVA NC festgelegt sind. In Anwendung dieser Vereinbarungen zahlte EDF AREVA NC einen einmaligen finanziellen Beitrag zur Deckung ihres vollen Anteils an den Kosten ausstehender Vorgänge, blieb jedoch Eigentümer der eigenen endgültigen Abfälle und trug nur die Transport- und Lagerkosten.

29.1.1 Rückstellungen für die Behandlung abgebrannter Brennelemente

Die derzeit im Einvernehmen mit dem französischen Staat verabschiedete Strategie von EDF für den Brennstoffkreislauf besteht darin, abgebrannte Brennstoffe zu verarbeiten und das abgetrennte Plutonium in Form von MOX-Brennelementen (Mischoxid aus Plutonium und Uran) zu recyceln.

Die von Orano auf Antrag von EDF verarbeiteten Mengen von insgesamt ca. 1.100 Tonnen pro Jahr werden auf der Grundlage der Menge an recycelbarem Plutonium in den Reaktoren, die zum Laden von MOX-Brennelementen berechtigt sind, bestimmt.

Folglich umfassen die Rückstellungen für abgebrannte Brennelemente Dienstleistungen im Zusammenhang mit den folgenden Punkten:

―	Beseitigung abgebrannter Brennelemente aus den Erzeugungsanlagen von EDF sowie Aufnahme und Zwischenlagerung;
―	Verarbeitung, einschließlich Konditionierung und Lagerung von Wertstoffen.

Die in diesen Rückstellungen enthaltenen Verarbeitungskosten betreffen ausschließlich abgebrannte Brennelemente, die in bestehenden Anlagen recycelt werden können, einschließlich des Anteils in Reaktoren, der noch nicht bestrahlt ist.

Die Bewertung der Aufwendungen erfolgt auf der Grundlage der am Jahresende prognostizierten physischen Ströme unter Bezugnahme auf die Verträge mit Orano, die die Bedingungen für die Umsetzung der Rahmenvereinbarung für den Zeitraum 2008-2040 festlegen. Die letzte dieser Vereinbarungen, die am 5. Februar 2016 unterzeichnet wurde, betrifft den Zeitraum 2016-2023.

2018 genehmigte der Vorstand die Wiederaufnahme des Recyclings von Uran aus der Wiederaufbereitung (die 2013 ausgesetzt wurde, bis ein neues Industrieschema zur Verfügung stand), wobei die Verladung der ersten Brennelemente für 2023 geplant war, vorbehaltlich technischer Anpassungen und der erforderlichen Genehmigungen der Nuklearsicherheitsbehörde. Die entsprechenden Verträge wurden im zweiten Quartal 2018 mit den jeweiligen Lieferanten abgeschlossen.

Der Teil der Rückstellung für die Entsorgung abgebrannter Brennelemente in Bezug auf Uran aus der Wiederaufbereitung wird wieder aufgeholt, sobald alle industriellen, behördlichen und wirtschaftlichen Bedingungen für die Wiederaufnahme des Uranrecyclings erfüllt sind. EDF hat jedoch keine Kontrolle über die Erfüllung einiger dieser Bedingungen (derzeit wurde kein Zeitplan festgelegt).

Diese Rückstellungen decken auch die langfristige Lagerung von abgebrannten Brennelementen ab, die derzeit nicht in bestehenden Anlagen recycelt werden können: Plutoniumbrennstoffe (MOX) oder Uranbrennstoffe aus der angereicherten Verarbeitung und Brennstoffe aus Creys-Malville und Brennilis, bis Reaktoren der vierten Generation verfügbar sind.

Nach der Veröffentlichung der Ministerialverordnung vom 28. Dezember 2018 zur Änderung der Verordnung vom 21. März 2007 über die sichere Finanzierung von Kernkraftwerkskosten, wurde die Rückstellung für die Zwischenlagerung von Abfällen aus der Aufbereitung abgebrannter Brennelemente im Jahr 2018 als Teil der Rückstellung für die langfristige Entsorgung radioaktiver Abfälle umgegliedert (dies betrifft einen Betrag von 298 Mio. EUR).

29.1.2 Rückstellungen für die Beseitigung und Aufbereitung von Abfällen - Rückstellungen für die langfristige Entsorgung radioaktiver Abfälle

29.1.2.1 Rückstellungen für die Beseitigung und Aufbereitung von Abfällen

Die Rückstellungen für die Beseitigung und Aufbereitung von Abfällen werden ab dem 1. Januar 2017 separat ausgewiesen.

Sie decken die folgenden zukünftigen Ausgaben für radioaktive Abfälle aus dem Betrieb oder der Stilllegung (mit Ausnahme von abgebrannten Brennelementen) ab:

―	Charakterisierung und Aufbereitung von Abfällen;
―	Zwischenlagerung der Abfälle.

Die Montage der Ausrüstung für das Aufbereitungs- und Zwischenlager für radioaktive Abfälle (Installation de conditionnement et d'entreposage des dechets actives - ICEDA) wurde im Dezember 2018 abgeschlossen. Derzeit werden Tests vor der Inbetriebnahme durchgeführt. Informationen zur Identifizierung von EIP-Geräten (Geräte, die für den Schutz von Interessen wichtig sind) wurden in den Antrag auf Erteilung einer Inbetriebnahmegenehmigung (DAMS) aufgenommen, der jetzt an die ASN gesendet wurde. Ziel ist die Eröffnung des Lagers im September 2019.

29.1.2.2 Rückstellungen für die langfristige Entsorgung radioaktiver Abfälle

Diese Rückstellungen betreffen zukünftige Aufwendungen für:

―	Beseitigung und Lagerung radioaktiver Abfälle, die bei der Stilllegung von Kernkraftwerken entstehen, die von EDF betrieben werden;
―	Zwischenlagerung (Umgliederung im Jahr 2018 von 298 Mio. EUR aus der Rückstellung für die Entsorgung abgebrannter Brennelemente (siehe Anmerkung 29.1.1), Beseitigung und Lagerung von Abfallgebinden radioaktiver Abfälle aus der Aufbereitung abgebrannter Brennelemente;
―	gegebenenfalls direkte Lagerung von abgebrannten Brennelementen, die in bestehenden Anlagen nicht recycelt werden können: insbesondere Plutoniumbrennstoffe (MOX) oder Uranbrennstoffe aus der angereicherten Verarbeitung sowie Brennstoffe aus Creys-Malville und Brennilis;
―	EDF beteiligt sich an den Kosten für Studien, Bau, Betrieb und Wartung, Stilllegung und Überwachung bestehender und zukünftiger Lagerzentren.

Die von den Rückstellungen betroffenen Abfallmengen umfassen bestehende Abfallverpackungen und alle aufzubereitenden Abfälle, die bei der Stilllegung von Anlagen oder der Verarbeitung abgebrannter Brennelemente in La Hague anfallen (einschließlich aller Brennstoffe in Reaktoren zum 31. Dezember, bestrahlt oder anderweitig belastet). Diese Mengen werden regelmäßig überprüft, in Übereinstimmung mit den Daten, die für die Zwecke des von ANDRA durchgeführten nationalen Abfallbestands angegeben wurden.

Die Rückstellungen für die langfristige Entsorgung radioaktiver Abfälle setzen sich wie folgt zusammen:

Die Rückstellungen für die langfristige Entsorgung radioaktiver Abfälle setzen sich wie folgt zusammen:

(in Mio. EUR)	31.12.2018	31.12.2017
Sehr schwachaktive, schwachaktive und mittelaktive Abfälle	1.278	1.161
Langlebige, schwachaktive Abfälle	292	265
Langlebige mittel- und hochaktive Abfälle	8.276	7.388
RÜCKSTELLUNGEN FÜR DIE LANGFRISTIGE ENTSORGUNG RADIOAKTIVER ABFÄLLE	9.846	8.814

Sehr schwachaktive, schwachaktive und mittelaktive Abfälle

Sehr schwachaktive Abfälle stammen hauptsächlich aus der Stilllegung von Kernkraftwerken und werden in der Regel in Form von Bauschutt (Beton, Schrott, Dämmstoffe und Rohre) entsorgt. Diese Art von Abfall wird oberirdisch im von ANDRA verwalteten Lagerzentrum Morvilliers gelagert.

Schwach- und mittelaktive Abfälle stammen aus kerntechnischen Anlagen (Handschuhe, Filter, Harze). Diese Art von Abfall wird oberflächennah im von ANDRA verwalteten Soulaines-Lagerzentrum gelagert.

Die Kosten für die Beseitigung und Lagerung kurzlebiger Abfälle (sehr schwachaktiv, schwachaktiv und mittelaktiv) werden auf der Grundlage laufender Verträge mit Spediteuren und Verträgen mit der ANDRA über den Betrieb der bestehenden Lagerzentren bewertet.

Langlebige, schwachaktive Abfälle

Langlebige schwachaktive Abfälle von EDF bestehen im Wesentlichen aus Graphitabfällen aus der laufenden Stilllegung der ehemaligen UNGG-Reaktoren (natürliche Urangraphit-gasmoderierte Reaktoren).

Da diese Abfälle eine lange Lebensdauer haben, aber weniger aktiv sind als langlebige mittel- und hochaktive Abfälle, gelten nach dem französischen Gesetz vom 28. Juni 2006 spezifische Anforderungen an die Lagerung unter Tage.

Nach ersten geologischen Untersuchungen hat ANDRA im Juli 2015 einen Bericht über das geplante Lagerzentrum für langlebige schwachaktive Abfälle auf einem Gelände in der Region Soulaines (Aube) in Frankreich vorgelegt. Dieser Bericht wurde der ASN zur Stellungnahme vorgelegt. Es bestehen noch Unsicherheiten hinsichtlich der Kapazität des Standorts, alle Abfälle aufzunehmen, die im Grundbestand des Lagers für langlebigen, schwach radioaktiven Abfall enthalten sind. Weitere Studien sind im Rahmen des Nationalen Plans für die Entsorgung radioaktiver Stoffe und Abfälle 2016-2018 geplant, die sowohl die Machbarkeit dieses Lagers als auch die Suche nach zusätzlichen Entsorgungslösungen betreffen. Bis Ende 2019 soll auch ein allgemeiner Industrieplan für die Entsorgung aller langlebigen schwachaktiven Abfälle verabschiedet werden.

Langlebige mittel- und hochaktive Abfälle

Langlebige mittel- und hochaktive Abfälle stammen im Wesentlichen aus der Verarbeitung abgebrannter Brennelemente und in geringerem Maße aus der Stilllegung von Kernkraftwerken (metallische Komponenten, die sich im Reaktor befanden).

Das französische Gesetz vom 28. Juni 2006 schreibt für diese Art von Abfällen eine reversible Lagerung in tiefen geologischen Schichten vor.

Die für langlebige mittel- und hochaktive Abfälle gebildete Rückstellung stellt den größten Bestandteil der Rückstellungen für die langfristige Entsorgung radioaktiver Abfälle dar.

Bis Juni 2015 basierten der Bruttowert und die Auszahlungspläne für die veranschlagten Ausgaben auf einem Szenario der industriegeologischen Lagerung von geologischen Abfällen, nachdem eine unter Aufsicht des Staates gebildete Arbeitsgruppe, an der Vertreter der betroffenen Verwaltungen, ANDRA und der Abfallerzeuger (EDF, Orano, CEA) beteiligt waren, im ersten Halbjahr 2005 Schlussfolgerungen gezogen hatte. EDF hat einen vernünftigen Ansatz für die von dieser Arbeitsgruppe gelieferten Informationen gewählt, was zu Benchmark-Kosten für die Lagerung von Abfällen aller Hersteller von 14,1 Mrd. EUR unter den wirtschaftlichen Bedingungen des Jahres 2003 (20,8 Mrd. EUR unter den wirtschaftlichen Bedingungen des Jahres 2011) führte.

Im Jahr 2012 führte ANDRA konzeptionelle Vorstudien für das geologische Speicherprojekt Cigeo durch, nachdem sie die von den Abfallerzeugern vorgeschlagenen technischen Optimierungen diskutiert hatte.

Auf dieser Grundlage erstellte ANDRA Zahlen, die in Übereinstimmung mit dem Gesetz vom 28. Juni 2006 einem Ende 2014 vom französischen Ministerium für Energie und Klima (Direction générale de l'énergie et du climat oder DGEC) eingeleiteten Konsultationsprozess mit den Abfallerzeugern unterzogen wurden. Im April 2015 übermittelten EDF und die anderen Hersteller der DGEC ihre Kommentare zum ANDRA-Bericht und eine gemeinsame Schätzung der angestrebten Cigeo-Lagerkosten aufgrund unterschiedlicher Ansätze. Alle diese Informationen wurden zusammen mit der Stellungnahme der ASN in einen Bericht aufgenommen, der dem Minister für Ökologie, nachhaltige Entwicklung und Energie vorgelegt wurde.

Am 15. Januar 2016 erließ das Ministerium für Ökologie, nachhaltige Entwicklung und Energie eine Ministerialverordnung, in der die Zielkosten für das Cigeo-Speicherprojekt auf 25 Mrd. EUR, unter Annahme der wirtschaftlichen Bedingungen von 2011, festgelegt wurden. Die definierten Kosten stellen ein Ziel dar, das die ANDRA in Übereinstimmung mit den von der ASN festgelegten Sicherheitsstandards und in enger Zusammenarbeit mit den Betreibern von Kernanlagen erreichen will.

Die Veröffentlichung dieses Auftrags führte zu einer Anpassung der im Konzernabschluss zum 31. Dezember 2015 ausgewiesenen Rückstellung um 820 Mio. EUR. Die im Auftrag definierten Kosten für das Cigeo-Projekt haben die geschätzten Benchmark-Kosten von 20,8 Mrd. EUR ersetzt, die EDF zuvor für den Konzernabschluss verwendet hatte.

In Anwendung dieser Ministerialverordnung werden die Kosten des Cigeo-Projekts regelmäßig aktualisiert, mindestens zu jedem wichtigen Meilenstein im Laufe der Projektentwicklung (Genehmigung zur Errichtung der Anlage, Inbetriebnahme, Ende der "industriellen Pilotphase", Sicherheitsüberprüfungen) gemäß der Stellungnahme der ASN.

Derzeit werden mit ANDRA und den Interessengruppen Designstudien für zukünftige Anlagen durchgeführt. Dazu gehören technische und wirtschaftliche Optimierungen sowie die Antworten auf den Bericht von ANDRA über Sicherheitsoptionen, der im April 2016 an die ASN geschickt wurde. Mit dem Gesetz vom 11. Juli 2016 wurde auch der Begriff der Reversibilität klargestellt. Im Jahr 2017 entschied sich ANDRA für eine neue Konfiguration, um die Grundlage für das Vorprojekt zu schaffen.

Nach dem von der ANDRA erstellten Zeitplan sollte der Antrag auf den Bau von Cigeo (klassifiziert als nukleare Basisanlage) im Laufe des Jahres 2019 gestellt werden, und die Genehmigung würde voraussichtlich 2022 erteilt. Nach einer industriellen Pilotphase, die 2026 beginnt, sollen die ersten Abfallgebinde im Jahr 2031 entgegengenommen werden.

Am 11. Januar 2018 gab die ASN ihre Stellungnahme zum Bericht über die Sicherheitsoption Cigeo (DOS Cigeo) ab. Sie ist der Auffassung, dass das Projekt in diesem Stadium insgesamt eine zufriedenstellende technologische Reife erreicht hat, und fordert die Prüfung von Alternativen zu den derzeitigen Vorschlägen für die Lagerung bituminöser Abfälle bei Cigeo. Bevor im September 2018 ein Antrag auf Genehmigung der Gründung von Cigeo im Jahr 2019 gestellt wurde, wurde von der DGEC eine Expertengruppe beauftragt, einen Bericht über die derzeitigen Entsorgungsverfahren von Bitumenabfällen zu erstellen, der sich auf drei Themen konzentriert: Kenntnisse über Bitumenabfälle und deren Eigenschaften, Neutralisationsprozesse und Lagerungsmodalitäten.

29.1.3 Rückstellungen für Stilllegungen von Kernkraftwerken

EDF trägt die volle technische und finanzielle Verantwortung für die Stilllegung der betriebenen Kernkraftwerke. Der Stilllegungsprozess unterliegt dem französischen Gesetz vom 13. Juni 2006, dem Dekret 2007-1557 vom 2. November 2007 und dem französischen Umweltgesetzbuch (Artikel L. 593-25 ff.). Er beinhaltet die folgenden Schritte für jeden Standort:

―

eine Stillstandserklärung, die mindestens zwei Jahre vor dem geplanten Stilllegungsdatum abzugeben ist:

―

seit dem Energieumwandlungsgesetz vom 17. August 2015 wird die endgültige Abschaltung, die während der Betriebsphase der nuklearen Basisanlage erfolgt, getrennt vom Rückbau als eine nennenswerte Änderung von untergeordneter Bedeutung angesehen (die lediglich eine Erklärung des Betreibers gegenüber dem Minister und der ASN erfordert);

―	ein Antrag auf Stilllegung, der nach Prüfung durch die Behörden und einer öffentlichen Untersuchung zu einem einzigen Dekret führt, der die Stilllegung genehmigt;
―	wichtige Fortschrittsüberprüfungen mit der ASN, die in ein formales Sicherheitsverfahren speziell für Demontagearbeiten aufgenommen wurden;
―	ein internes Genehmigungsverfahren für den Betreiber, unabhängig vom Betriebspersonal und von der ASN überprüft, das es ermöglicht, einige spezifische Arbeiten vor dem genehmigten Sicherheitsverfahren einzuleiten;
―	schließlich, sobald diese Vorgänge abgeschlossen sind, die Deklassierung der Anlage, um sie aus dem Rechtssystem für nukleare Basisanlagen zu entfernen.

Das von EDF angenommene Stilllegungsszenario entspricht dem französischen Umweltgesetz, das einen möglichst kurzen Zeitraum zwischen der endgültigen Stilllegung und der Demontage unter wirtschaftlich akzeptablen Bedingungen und in Übereinstimmung mit den Grundsätzen des Artikels L. 1333-1 des Gesundheitsgesetzbuches (Strahlenschutz) und des Artikels L. 110-1 Abschnitt II des Umweltgesetzes (Umweltschutz) vorsieht. Der beabsichtigte Endzustand ist die industrielle Nutzung: Die Standorte werden in ihren ursprünglichen Zustand versetzt und können für Industrieanlagen wiederverwendet werden.

Der laufende Betrieb betrifft Anlagen, die vor der aktuellen Kernflotte gebaut und betrieben wurden ("Anlagen der ersten Generation"), sowie die Superphenix-Anlage und die Werkstatt für bestrahlte Materialien in Chinon. Diese Vorgänge umfassen vier verschiedene Technologien: einen Schwerwasserreaktor (Brennilis), einen natriumgekühlten Schnellneutronenreaktor (Superphenix in Creys-Malville), gasgekühlte Natururan-Graphit-Reaktoren (UNGG) (in Chinon, Saint Laurent und Bugey) und einen Druckwasserreaktor (DWR in Chooz). Jeder von ihnen stellt einen Erstfall für EDF dar, und abgesehen vom DWR betreffen sie Reaktortechnologien, für die es wenig oder gar keine internationale Erfahrung gibt. Sie erfordern daher die Entwicklung neuer Methoden und Technologien, die riskanter sind als Technologien, für die bereits Feedback vorhanden ist. Die Stilllegung des DWR in Chooz profitiert von den Erfahrungen der Vergangenheit (hauptsächlich aus den USA, jedoch in begrenztem Umfang), aber der Reaktor hat die Besonderheit, dass er sich in einer Höhle befindet, was ihn zu einem einzigartigen Betrieb macht, der Erfahrungen mit sich bringt, die nicht sofort umsetzbar sind und spezifische Risiken mit sich bringen.

Die Erfahrungen aus dem Rückbau des DWR in Chooz werden die Studien und Schätzungen für die zukünftige Stilllegung der derzeit in Betrieb befindlichen Kernflotte ("Anlagen der zweiten Generation") so stabil wie möglich machen. Bisher hat jedoch weder EDF noch ein anderer Betreiber ein Stilllegungsprogramm in einem Umfang begonnen, der mit der derzeitigen DWR-Flotte vergleichbar ist, so dass die Schätzungen sowohl Chancen als auch Risiken, insbesondere die mit dem Skaleneffekt verbundenen Risiken, berücksichtigen.

Die Stilllegungsrückstellungen decken die oben beschriebenen zukünftigen Stilllegungskosten ab (ohne die Kosten für die Beseitigung und Lagerung von Abfällen, die durch die Rückstellungen für die langfristige Abfallentsorgung abgedeckt sind).

Der vorläufige Demontageplan und die Prioritätsbereiche für die vierte regelmäßige Überprüfung von Fessenheim (RP4) wurden im Juli 2018 an die ASN gesendet, mit dem Ziel, die Demontage- und RP4-Dokumente Mitte 2020 einzureichen.

Der konsolidierte vorläufige Plan (Avant-Projet Consolide oder APC) wird derzeit fertiggestellt, wobei die Studien den zusammenfassenden vorläufigen Plan (Avant-Projet Sommaire oder APS), die Risikoreduzierung usw. miteinbeziehen.

Die Entwicklung der Rückstellungen für die Stilllegung von Kernkraftwerken stellt sich wie folgt dar:

(in Mio. EUR)	31.12.2017	Zunahmen	Abnahmen	Abzinsungseffekt	Sonstige Bewegungen	31.12.2018
Rückstellungen für die Stilllegung von in Betrieb befindlichen Kernanlagen	11.616	-	(17)	482	399	12.480
Rückstellungen für die Stilllegung von Kernkraftwerken mit endgültiger Stilllegung	3.304	52	(121)	270	-	3.505
RÜCKSTELLUNGEN FÜR DIE STILLLEGUNG VON KERNKRAFTWERKEN	14.920	52	(138)	752	399	15.985

Für die derzeit in Betrieb befindlichen Kernkraftwerke (DWR-Druckwasserreaktoranlagen mit 900 MW-, 1.300 MW- und N4-Reaktoren)

Bis 2013 wurden die Rückstellungen auf der Grundlage einer Studie des französischen Handels- und Industrieministeriums aus dem Jahr 1991 geschätzt, in der die geschätzten Benchmark-Kosten für die Stilllegung in EUR/MW angegeben wurden, was die 1979 von der PEON-Kommission definierten Annahmen bestätigt. Diese Schätzungen wurden 2009 durch eine detaillierte Studie von EDF über die Stilllegungskosten am repräsentativen Standort Dampierre (vier 900-MW-Blöcke) bestätigt, deren Ergebnisse durch einen Vergleich mit der Studie der Berater von La Guardia untermauert wurden, die hauptsächlich auf dem Maine Yankee Reaktor in den USA basiert.

Im Jahr 2014 wurde die Dampierre-Studie von EDF überprüft, um sicherzustellen, dass die bisherigen Berechnungen angesichts der jüngsten Entwicklungen und Erfahrungen sowohl international als auch intern noch gültig waren. Für diese Überarbeitung basierten die Stilllegungsrückstellungen für in Betrieb befindliche Anlagen auf den Kosten der Dampierre-Studie, um bestmögliche Schätzungen und Rückmeldungen aus dem In- und Ausland zu berücksichtigen. Diese Schätzungsänderung hatte keinen wesentlichen Einfluss auf die Höhe der Rückstellungen zum 31. Dezember 2014.

Zwischen Juni 2014 und Juli 2015 wurde auf Antrag des französischen Ministeriums für Energie und Klima (Direction Générale de l'Énergie et du Climat oder DGEC) von spezialisierten Beratungsunternehmen eine Prüfung der Demontagekosten für die derzeit in Betrieb befindliche Kernflotte von EDF durchgeführt. Am 15. Januar 2016 veröffentlichte das DGEC eine Zusammenfassung des Auditberichts. Dieser stellte fest, dass die Schätzung der Kosten für die Stilllegung von Kernreaktoren zwar aufgrund der relativ begrenzten Erfahrungen in der Vergangenheit, der Aussichten auf Änderungen der Techniken und des weit entfernten Zeitpunkts der Ausgaben insgesamt eine anspruchsvolle Aufgabe ist, wobei jedoch die Prüfung die Schätzung der Stilllegungskosten von EDF für seine derzeit in Betrieb befindliche Kernflotte bestätigt. Das DGEC hat EDF im Anschluss an diese Prüfung auch eine Reihe von Empfehlungen ausgesprochen.

Im Jahr 2016 überarbeitete EDF die Stilllegungsvorausschätzung, um die Prüfempfehlungen und die bisherigen Erfahrungen aus dem Rückbau von Reaktoren der ersten Generation (insbesondere Chooz A) zu berücksichtigen.

Zur Überarbeitung dieser Schätzung wurde ein detaillierter analytischer Ansatz verwendet, der alle Kosten für Engineering, Bauarbeiten, Betrieb und Abfallverarbeitung im Zusammenhang mit der zukünftigen Stilllegung von derzeit in Betrieb befindlichen Reaktoren aufzeigt. Dies führte zu Zahlen, die auf detaillierten Zeitplänen für die Stilllegung von Anlagen basieren. Der gewählte Ansatz ermöglichte es, die Bewertung der spezifischen Kosten für die Anfangsblöcke jeder Baureihe, die für jede Baureihe auf der Grundlage von Umsetzungskoeffizienten geschätzt wurden, die auf die Basiskosten für den ersten 900-MW-Block angewandt wurden, und der Auswirkungen dank der Baureihe und gemeinsamen Nutzung gründlicher zu untersuchen, da diese Kosten und Auswirkungen der Größe und Konfiguration der Flotte entsprechen.

Die Art der wichtigsten Auswirkungen aus der Baureihe und gemeinsamen Nutzung, die zur Ermittlung der Schätzung herangezogen wurden, werden im Folgenden erläutert.

Es gibt mehrere Arten von Auswirkungen aus der gemeinsamen Nutzung:

―	Einige von ihnen beziehen sich auf die Tatsache, dass sich mehrere Reaktoren gemeinsame Gebäude und Anlagen auf demselben Gelände teilen können, und dass diese Gebäude und Anlagen nicht zweimal außer Betrieb genommen werden müssen. Strukturell gesehen kostet die Stilllegung eines Reaktorpaares am gleichen Standort weniger als die Stilllegung von zwei eigenständigen Reaktoren an zwei verschiedenen Standorten. In Frankreich gibt es im Gegensatz zu anderen Ländern keine einzelnen Reaktoren, sondern Standorte mit zwei oder vier, in einem Fall sechs Reaktoren;
―	bestimmte Kosten sind nicht höher, wenn 2 oder 4 Reaktoren am gleichen Standort außer Betrieb genommen werden. dies ist in der Regel bei den Überwachungskosten und den Kosten für die Aufrechterhaltung sicherer Betriebsbedingungen am Standort der Fall;
―	die Abfallverarbeitung in zentralen Anlagen (z.B. für die Demontage von Großkomponenten) ist kostengünstiger als die Errichtung mehrerer Abfallverarbeitungsanlagen am Stilllegungsstandort.

Auswirkungen dank der Baureihe bestehen hauptsächlich aus zwei Arten:

―	zum einen müssen für eine Flotte, die die gleiche Technologie verwendet, die Studien nicht jedes Mal wiederholt werden;
―	zum anderen können in einer Flotte mit der gleichen Technologie Roboter und Werkzeuge weitgehend von einem Standort zum anderen verschoben werden.

Solche Auswirkungen dank der Baureihe sind von Natur aus vergleichbar mit den Auswirkungen, die beim Bau der Flotte, bei Studien oder bei der Herstellung von Komponenten beobachtet werden.

So wird beispielsweise für die 900-MW-Flotte eine positive Auswirkung dank der Baureihe von etwa 20% zwischen dem ersten Reaktor seiner Art mit 2 Blöcken und einem durchschnittlichen 2-Block-Reaktor erwartet.

Insbesondere Auswirkungen dank der Baureihe und gemeinsamen Nutzung erklären, warum es nicht angebracht ist, die durchschnittlichen Stilllegungskosten pro Reaktor zwischen der französischen Flotte und den Kernflotten anderer Länder zu vergleichen.

Die Zahlen spiegeln die Veränderungen der Produktivität und des Lerneffekts nur am Rande wider. Die externe Prüfung der Stilllegungskosten für die derzeit in Betrieb befindliche Flotte im Auftrag der DGEC kam zu dem Schluss, dass der in die Schätzung einbezogene Lerneffekt konservativ ausgelegt worden war.

Aus Vorsichtsgründen beinhaltet die Schätzung auch eine Einschätzung der Risiken, Eventualitäten und Unsicherheiten.

Der Konzern ist der Ansicht, dass die Arbeiten zur Überarbeitung der Schätzung den Empfehlungen entsprechen, die nach der Prüfung ausgesprochen wurden. Der gewählte Ansatz und seine Ergebnisse wurden der Verwaltungsbehörde vorgelegt und führten zu weiteren Fragen und Erörterungen.

EDF unterstützt die internen Analysen auch weiterhin durch einen internationalen Vergleich und berücksichtigt dabei eine Reihe von Faktoren, die direkte Vergleiche verzerren könnten, wie beispielsweise Unterschiede im Umfang der von der Kostenschätzung betroffenen Bereiche oder nationale und regulatorische Rahmenbedingungen.

Die Ergebnisse dieses detaillierten Ansatzes führten zu begrenzten Änderungen der Kostenschätzung und der damit verbundenen Rückstellungen zum 31. Dezember 2016, abgesehen von den Folgen der Änderung der Abschreibungsdauer für 900-MW-Anlagen der Baureihe (ohne Fessenheim) zum 1. Januar 2016 und dem Effekt von Änderungen der Diskontierungssätze zum 31. Dezember 2016, d.h:

―	eine Erhöhung der geschätzten Stilllegungskosten um 321 Mio. EUR und eine Erhöhung der geschätzten Kosten für die langfristige Verwaltung langlebiger mittelaktiver Abfälle um 334 Mio. EUR;
―	einen Rückgang der Rückstellung für die Stilllegung von Anlagen um (451) Mio. EUR und einen Anstieg der Rückstellung für die langfristige Verwaltung langlebiger mittelaktiver Abfälle um 162 Mio. EUR, mit entsprechenden Veränderungen bei den zugrunde liegenden Vermögenswerten.

Nach der Überarbeitung im Jahr 2016 wurde beschlossen, dass die Schätzung jährlich überprüft wird. Die Überprüfungen 2017 und 2018 führten zu unwesentlichen Anpassungen.

Dauerhaft stillgelegte Kernkraftwerke

Im Gegensatz zu der derzeit in Betrieb befindlichen DWR-Flotte verwendeten die jetzt abgeschalteten Reaktoren der ersten Generation eine Reihe verschiedener Technologien: einen DWR-Reaktor für Chooz A, UNGG-Reaktoren (natürliche Urangraphit-gasmoderierte Reaktoren) für Bugey, St-Laurent und Chinon, einen Schwerwasserreaktor für Brennilis und einen natriumgekühlten schnellen Neutronenreaktor für Creys-Malville.

Die Stilllegungskosten basieren auf Angeboten von Auftragnehmern, die die gesammelten industriellen Erfahrungen, unvorhergesehene und regulatorische Entwicklungen sowie die neuesten verfügbaren Zahlen berücksichtigen.

Im Jahr 2015 wurde die Strategie zur industriellen Stilllegung von UNGG-Anlagen komplett überarbeitet. Die zuvor gewählte Strategie basierte auf einem Szenario des "Unterwasser"-Abbaus der Senkkästen (UNGG-Reaktorgebäude) für vier der Reaktoren mit direkter Graphitlagerung in einem von der ANDRA derzeit untersuchten Zentrum (siehe Langlebige schwachaktive Abfälle, Anmerkung 29.1.2). Mehrere neue technische Entwicklungen zeigten, dass die alternative "In-Air"-Demontagelösung für die Senkkästen die industrielle Kontrolle des Betriebs verbessern würde und in Bezug auf Sicherheit, Strahlenschutz und Umweltauswirkungen offenbar günstiger war. Die Gesellschaft wählte daher ein neues "In-Air"-Demontageszenario als Benchmark-Strategie für alle sechs Senkkästen. Dieses Szenario beinhaltet eine Konsolidierungsphase, die auf den Erfahrungen aus dem Abbau des ersten Senkkastens vor Beginn der Arbeiten an den anderen fünf Senkkästen aufbaut. Die Stilllegungsphase wird letztlich länger dauern als bisher geplant, was aufgrund der bedingten Betriebskosten zu höheren Kostenvoranschlägen der Auftragnehmer führt.

Die Aktualisierung des Szenarios für die industrielle Stilllegung von Kraftwerken der ersten Generation, insbesondere von UNGG, führte zum 31. Dezember 2015 zu einer Erhöhung der Rückstellung um 590 Mio. EUR.

Das geänderte Industrieszenario wurde den Beauftragten der ASN am 29. März 2016 vorgestellt.

Auf Antrag der ASN wurde im ersten Quartal 2017 eine unabhängige Expertenbewertung in Auftrag gegeben, um die von EDF gewählten Lösungen für die Stilllegung der 6 UNGGG-Reaktoren zu analysieren. Die Schlussfolgerungen stützten die wichtigsten gewählten Optionen. Im Juni 2017 fand ein Treffen mit den Beauftragten der ASN auf der Grundlage dieser Schlussfolgerungen und einer von EDF im März übermittelten Begründungsakte statt.

Das Strategiepapier, der Sicherheitsoptionsbericht zur Einrichtung einer sicheren Konfiguration und der detaillierte Zeitplan für den Betrieb im Zeitraum 2017-2032 wurden Ende Dezember 2017 an die ASN gesendet. 2018 veröffentlichte die ASN ihre wichtigsten Fragen und Schlussfolgerungen zur UNGG-Strategiedatei. "In-Air"-Demontage für alle Reaktoren, die Nützlichkeit eines industriellen Demonstrators und der Zeitplan für die Demontage des ersten Reaktors (Chinon A2) scheinen geklärt zu sein, aber die Gespräche über den Zeitplan für die Demontage für die anderen 5 Reaktoren sind noch nicht abgeschlossen. Der von EDF vorgeschlagene Zeitplan ermöglicht erhebliche erfahrungsbedingte Anpassungen (nach Demontage des ersten Reaktors) vor Beginn der größeren Phasen. Die ASN hat zwar die Notwendigkeit anerkannt, die Erfahrungen aus dem ersten Reaktor dieser Art einzubeziehen, jedoch noch keine Stellungnahme zum Zeitplan insgesamt abgegeben. Bei einer Sitzung am 12. Februar 2019 präsentierte EDF dem ASN-Kommissionsausschuss alle Informationen, die den vorgeschlagenen Zeitplan rechtfertigten. Es wird erwartet, dass die ASN 2019 Entscheidungsentwürfe herausgibt, die zur öffentlichen Konsultation vorgelegt werden.

Aufgrund der Unsicherheiten in Bezug auf die durchzuführenden komplexen Operationen (insbesondere die Entwicklung neuer Methoden und Technologien) sind die Bestimmungen sehr empfindlich in Bezug auf die Reihenfolge der Operationen und den Gesamtzeitplan für den Abbau aller sechs Reaktoren. Wenn EDF letztendlich den Zeitplan für Stilllegungsmaßnahmen ändern würde (Verkürzung der Reihenfolge), würde dies eine Erhöhung der Rückstellungen zur Folge haben.

Nach der Überarbeitung der geschätzten Kosten im Jahr 2015 wurde beschlossen, diese jährlich zu überprüfen. Die Überprüfung 2016 führte zu nicht signifikanten Anpassungen, abgesehen von einer Erhöhung um 125 Mio. EUR für eine bestimmte Anlage (die Werkstatt für bestrahlte Materialien in Chinon). Die Überprüfung 2018 führte wie die Überprüfung 2017 zu unwesentlichen Anpassungen.

29.1.4 Rückstellungen für letzte Kerne

Diese Rückstellungen decken die zukünftigen Aufwendungen aus der Verschrottung von Brennstoffen ab, die bei Stilllegung des Reaktors nur teilweise bestrahlt werden. Sie werden gemessen anhand von:

―	Kosten für den Verlust von Brennstoff im Reaktor, der zum Zeitpunkt der endgültigen Abschaltung des Reaktors nicht vollständig verbraucht wird und aufgrund technischer und regulatorischer Beschränkungen nicht wiederverwendet werden kann;
―	Kosten für die Brennstoffverarbeitung sowie für die Entsorgung und Lagerung von Abfällen. Diese Kosten werden in ähnlicher Weise bewertet wie Rückstellungen für die Behandlung abgebrannter Brennelemente und die langfristige Entsorgung radioaktiver Abfälle.

Diese unvermeidbaren Kosten sind Bestandteile der Kosten für die Abschaltung und Stilllegung des Kernreaktors. Somit sind sie ab dem Zeitpunkt der Inbetriebnahme vollständig durch Rückstellungen abgedeckt und es wird ein mit der Rückstellung verbundener Vermögenswert aktiviert.

29.1.5 Abzinsung von Rückstellungen im Zusammenhang mit der Kernenergieerzeugung und Sensitivitätsanalysen

29.1.5.1 Diskontierungssatz

Berechnung des Diskontierungssatzes

Der Diskontierungssatz wird auf der Grundlage von Daten für langfristige Baureihen für eine Stichprobe von Anleihen mit einer Laufzeit, die derjenigen der Verbindlichkeit möglichst nahe kommt, ermittelt. Einige der durch diese Rückstellungen abgedeckten Ausgaben werden jedoch über einen Zeitraum ausgezahlt, der deutlich länger ist als die Laufzeit von Instrumenten, die im Allgemeinen an den Finanzmärkten gehandelt werden.

Als Maßstab für die Bestimmung des Diskontierungssatzes dient der gleitende 10-Jahres-Durchschnitt der Rendite von französischen Staatsanleihen OAT 2055, die eine ähnliche Laufzeit wie die Verpflichtungen haben, zuzüglich des Spreads von Unternehmensanleihen mit dem Rating A bis AA, zu denen auch EDF gehört.

Die zur Bestimmung des Diskontierungssatzes angewandte Methodik, insbesondere der Bezug auf gleitende 10-Jahres-Durchschnitte, ist in der Lage, langfristige Entwicklungstendenzen der Zinssätze entsprechend dem langfristigen Horizont für Auszahlungen zu priorisieren. Der Diskontierungssatz wird daher als Reaktion auf strukturelle Entwicklungen in der Wirtschaft, die zu mittel- und langfristigen Veränderungen führen, angepasst.

Die angenommene Inflationsrate wird in Übereinstimmung mit den Prognosen laut Konsens und der erwarteten Inflation auf der Grundlage der Renditen inflationsgeschützter Anleihen ermittelt.

Der auf diese Weise ermittelte Abzinsungssatz beträgt zum 31. Dezember 2018 3,9%, unter der Annahme einer Inflation von 1,5% (4,1% bzw. 1,5% zum 31. Dezember 2017), was einen realen Abzinsungssatz von 2,4% zum 31. Dezember 2018 (2,6% zum 31. Dezember 2017) ergibt.

Regulatorische Grenze für den Diskontierungssatz

Der angewandte Diskontierungssatz muss auch zwei regulatorische Grenzen einhalten. Nach dem geänderten Dekret vom 23. Februar 2007 und der Ministerialverordnung vom 21. März 2007, die ihrerseits durch die Verordnung vom 29. Dezember 2017 geändert wurde, muss der Diskontierungssatz niedriger sein als:

―

ein regulatorischer Höchstbetrag, der bis zum 31. Dezember 2026 als gewichteter Durchschnitt von zwei Laufzeiten festgelegt wurde, wobei der erste auf 4,3% und der zweite auf den arithmetischen Durchschnitt der letzten 48 Monate des 30-jährigen TEC-Satzes plus 100 Punkte bezogen ist; die Gewichtung der ersten konstanten Laufzeit von 4,3% reduziert sich linear von 100% zum 31. Dezember 2016 auf 0% zum 31. Dezember 2026;

―

und die erwartete Verzinsung der Vermögenswerte, die die Verbindlichkeit abdecken (zweckgebundene Vermögenswerte).

Der Höchstsatz auf Basis des TEC-30-Jahres-Satzes beträgt zum 31. Dezember 2018 4,0% (3,97%, aufgerundet auf 4,0%) (4,1% zum 31. Dezember 2017).

Der zum 31. Dezember 2018 verwendete Abzinsungssatz beträgt 3,9%.

29.1.5.2 Analysen der Sensitivität gegenüber makroökonomischen Annahmen

Die Sensitivität gegenüber Annahmen hinsichtlich Kosten, Inflationsrate, langfristigen Diskontierungssatz und Auszahlungspläne kann durch Vergleich des unter wirtschaftlichen Bedingungen am Jahresende geschätzten Bruttobetrags mit dem Barwert des Betrags geschätzt werden.

	31.12.2018		31.12.2017
(in Mio. EUR)	Kosten basieren auf wirtschaftlichen Bedingungen am Jahresende	Beträge in Rückstellungen zum Barwert	Kosten basieren auf wirtschaftlichen Bedingungen am Jahresende	Beträge in den Rückstellungen zum Barwert
Behandlung abgebrannter Brennelemente	18.737	10.698	19.058	10.786
Abfallentsorgung und -aufbereitung	1.194	751	1.203	726
Langfristige Entsorgung radioaktiver Abfälle	30.970	9.846	29.396	8.814
KOSTEN AM ENDE DES NUKLEARKREISLAUFS	50.901	21.295	49.657	20.326
Stilllegungsrücklagen für in Betrieb befindliche Kernkraftwerke	20.755	12.480	20.563	11.616
Stilllegungsrücklagen für stillgelegte Kernkraftwerke	6.576	3.505	6.472	3.304
Rückstellungen für letzte Kerne	4.346	2.526	4.332	2.387
AUFWAND FÜR STILLLEGUNG UND LETZTE KERNE	31.677	18.511	31.367	17.307

Dieser Ansatz kann durch die Schätzung der Auswirkungen einer Änderung des Diskontierungssatzes auf den Barwert ergänzt werden.

In Anwendung von Artikel 11 des Dekrets vom 23. Februar 2007 zeigt die folgende Tabelle diese Details für die Hauptkomponenten der Rückstellungen für das Ende des Nuklearkreislaufs, die Stilllegung von Kernkraftwerken und die letzten Kerne:

ZUM 31. DEZEMBER 2018:

		Sensitivität gegenüber dem Diskontierungssatz
	Beträge in Rückstellungen zum Barwert	Bilanz-Rückstellungen		Vorsteuer Nettoertrag
(in Mio. EUR)	Wert	+ 0,20%	- 0,20%	+ 0,20%	- 0,20%
Kosten am Ende des Nuklearkreislaufs:
- Behandlung abgebrannter Brennelemente	10.698	(218)	237	185	(202)
- Abfallentsorgung und -aufbereitung	751	(23)	25	14	(15)
- langfristige Entsorgung radioaktiver Abfälle	9.846	(597)	780	498	(673)
Aufwand für Stilllegung und letzte Kerne:
- Stilllegung von in Betrieb befindlichen Kernanlagen	12.480	(496)	520	7	(7)
- Stilllegungsrücklagen für stillgelegte Kernkraftwerke	3.505	(138)	149	138	(149)
- letzte Kerne	2.526	(88)	94	-	-
GESAMT	39.806	(1.560)	1.805	842	(1.046)

ZUM 31. DEZEMBER 2017:

		Sensitivität gegenüber dem Diskontierungssatz
	Beträge in den Rückstellungen zum Barwert	Bilanz-Rückstellungen		Vorsteuer Nettoertrag
(in Mio. EUR)	wert	+0,20%	-0,20%	+0,20%	-0,20%
Kosten am Ende des Nuklearkreislaufs:
- Behandlung abgebrannter Brennelemente	10.786	(221)	238	190	(206)
- Abfallentsorgung und -aufbereitung	726	(22)	24	13	(14)
- langfristige Entsorgung radioaktiver Abfälle	8.814	(497)	562	407	(464)
Aufwand für Stilllegung und letzte Kerne:
- Stilllegung von in Betrieb befindlichen Kernanlagen	11.616	(477)	501	7	(7)
- Stilllegungsrücklagen für stillgelegte Kernkraftwerke	3.304	(125)	135	125	(135)
- letzte Kerne	2.387	(85)	90	-	-
GESAMT	37.633	(1.427)	1.550	742	(826)

29.2 NUKLEARRÜCKSTELLUNGEN VON EDF ENERGY

Die spezifischen Finanzierungsbedingungen für langfristige nukleare Verpflichtungen im Zusammenhang mit EDF Energy sind im Jahresabschluss des EDF Konzerns wie folgt dargestellt:

―	die Verpflichtungen werden zum 31. Dezember 2018 in Form von Rückstellungen in Höhe von 10.908 Mio. EUR passiviert;
―	unter den Vermögenswerten weist EDF Energy Forderungen aus, die den Beträgen entsprechen, die im Rahmen der Restrukturierungsvereinbarungen vom NLF für nicht vertragliche Verpflichtungen oder Stilllegungsverpflichtungen und von der britischen Regierung für vertragliche Verpflichtungen (oder historische Verbindlichkeiten) zu zahlen sind.

Diese Forderungen werden zum gleichen realen Zinssatz abgezinst wie die Verpflichtungen, die sie finanzieren sollen. Sie sind in Höhe von 9.220 Mio. EUR zum 31. Dezember 2018 (8.650 Mio. EUR zum 31. Dezember 2017) in der Konzernbilanz unter "Finanzanlagen" (siehe Anmerkung 36.3) enthalten.

Die Entwicklung der Rückstellungen für das Ende des Nuklearkreislaufs, die Stilllegung und die letzten Kerne stellt sich wie folgt dar:

(in Mio. EUR)	31.12.2017	Zunahmen	Abnahmen	Abzinsungseffekt	Umrechnungsdifferenzen	Sonstige Bewegungen ⁽¹⁾
Rückstellungen für die Behandlung abgebrannter Brennelemente	1.567	12	(218)	97	(12)	18
Rückstellungen für die Beseitigung und Aufbereitung von Abfällen	315	2	-	16	(3)	39
Rückstellungen für die langfristige Entsorgung radioaktiver Abfälle	645	2	-	33	(6)	69
Rückstellungen für das Ende des Nuklearkreislaufs	2.527	16	(218)	146	(21)	126
Rückstellungen für die Stilllegung von Kernkraftwerken	6.233	-	(24)	322	(57)	280
Rückstellungen für letzte Kerne	1.504	-	-	69	(13)	18
Rückstellungen für die Stilllegung und die letzten Kerne	7.737	-	(24)	391	(70)	298
RÜCKSTELLUNGEN FÜR DIE KERNENERGIEERZEUGUNG	10.264	16	(242)	537	(91)	424

(in Mio. EUR)	31.12.2018
Rückstellungen für die Behandlung abgebrannter Brennelemente	1.464
Rückstellungen für die Beseitigung und Aufbereitung von Abfällen	369
Rückstellungen für die langfristige Entsorgung radioaktiver Abfälle	743
Rückstellungen für das Ende des Nuklearkreislaufs	2.576
Rückstellungen für die Stilllegung von Kernkraftwerken	6.754
Rückstellungen für letzte Kerne	1.578
Rückstellungen für die Stilllegung und die letzten Kerne	8.332
RÜCKSTELLUNGEN FÜR DIE KERNENERGIEERZEUGUNG	10.908

⁽¹⁾ In den sonstigen Bewegungen sind 404 Mio. EUR für die Veränderung der Nuklearverbindlichkeiten aufgrund des niedrigeren Abzinsungssatzes enthalten, wobei die Veränderung der Forderung den vom NLF (Nuclear Liabilities Fund) und der britischen Regierung erstattungsfähigen Beträgen entspricht.

29.2.1 Regulatorische und vertragliche Rahmenbedingungen

Die mit dem Nuclear Liabilities Fund (NLF - ein unabhängiger Trust, der von der britischen Regierung im Rahmen der Umstrukturierung von British Energy gegründet wurde) nach dem Erwerb von British Energy durch den EDF Konzern unterzeichneten Änderungen hatten nur begrenzte Auswirkungen auf die vertraglichen Finanzierungszusagen, die der britische Staatssekretär und der NLF im Rahmen der "Restrukturierungsvereinbarungen" an British Energy gemacht haben. Diese Vereinbarungen wurden von British Energy am 14. Januar 2005 im Rahmen der von der britischen Regierung ab 2005 geleiteten Umstrukturierung zur Stabilisierung der Finanzlage von British Energy getroffen. British Energy Generation Limited änderte am 1. Juli 2011 seinen Namen in EDF Energy Nuclear Generation Limited und ersetzte British Energy in diesen Vereinbarungen und Änderungen.

Gemäß den Bedingungen der Restrukturierungsvereinbarungen:

―	erklärte sich der NLF bereit, im Rahmen seines Vermögens folgendes zu finanzieren: (i) bestehende Eventual- und/oder latente nukleare Verbindlichkeiten (einschließlich Verbindlichkeiten für die Behandlung abgebrannter Brennelemente aus dem Kraftwerk Sizewell B); und (ii) bestehende Stilllegungskosten für die laufenden Kernkraftwerke von EDF Energy;
―	der Außenminister stimmte der Finanzierung von folgenden zu: (i) bestehende Eventual- und/oder latente nukleare Verbindlichkeiten (einschließlich Verbindlichkeiten für die Behandlung von abgebrannten Brennelementen aus dem Kraftwerk Sizewell B) und bestehende Stilllegungskosten im Zusammenhang mit den laufenden Kernkraftwerken von EDF Energy, soweit sie die Vermögenswerte des NLF übersteigen; und (ii) vorbehaltlich einer Obergrenze von 2.185 Mio. GBP (mit monetären Werten mit Stand Dezember 2002, entsprechend angepasst), die bekannten bestehenden Verbindlichkeiten für abgebrannte Brennelemente von EDF Energy (einschließlich Verbindlichkeiten für die Behandlung von abgebrannten Brennelementen aus anderen Anlagen als Sizewell B, die vor dem 15. Januar 2005 in Reaktoren verladen wurden);
―	EDF Energy ist für die Finanzierung bestimmter ausgeschlossener oder sich nicht qualifizierenden Verbindlichkeiten (z.B. solche, die als Verbindlichkeiten von EDF Energy definiert werden) und zusätzlicher Verbindlichkeiten verantwortlich, die entstehen könnten, wenn EDF Energy die Mindestleistungsstandards nach geltendem Recht nicht erfüllt. Die Verpflichtungen von EDF Energy gegenüber dem NLF und dem Staatssekretär werden durch die Vermögenswerte der Hauptmitglieder von EDF Energy garantiert.

EDF Energy ist außerdem folgende Zahlungsverpflichtungen eingegangen:

―	jährliche Stilllegungsbeiträge für einen Zeitraum, der auf die Nutzungsdauer der Anlagen zum Zeitpunkt der "Restrukturierungsvereinbarungen" begrenzt ist; die entsprechende Rückstellung beträgt zum 31. Dezember 2018 117 Mio. EUR;
―	150.000 GBP (inflationsindexiert) pro Tonne Uran, das nach dem Datum der "Restrukturierungsvereinbarungen" in den Reaktor Sizewell B eingebracht wurde.

Darüber hinaus hat EDF Energy mit der britischen Behörde für die Stilllegung kerntechnischer Anlagen (Nuclear Decommissioning Authority, NDA) einen separaten Vertrag über die Behandlung von abgebrannten Brennelementen aus AGR-Reaktoren und damit verbundenen radioaktiven Abfällen abgeschlossen, die aus dem Betrieb anderer Kraftwerke als Sizewell B nach dem 15. Januar 2005 stammen, und trägt keine Verantwortung für diese Brennstoffe und Abfälle, sobald sie in den Verarbeitungsbetrieb nach Sellafield verbracht wurden. Die entsprechenden Kosten von 150.000 GBP (inflationsindexiert) pro Tonne geladenem Uran - zuzüglich eines Rabatts oder Zuschlags in Abhängigkeit vom Marktstrompreis und der im Jahr erzeugten Elektrizität - sind in den Vorräten enthalten (siehe Anmerkung 1.3.17.1).

29.2.2 Rückstellungen für das Ende des Nuklearkreislaufs

Der abgebrannte Brennstoff aus der DWR-Anlage Sizewell B (Druckwasserreaktoranlage) wird vor Ort gelagert. Abgebrannter Brennstoff aus anderen Werken wird zur Lagerung und Wiederaufbereitung nach Sellafield transportiert.

Die Rücklagen von EDF Energy für das Ende des Nuklearkreislaufs betreffen Verpflichtungen für die Wiederaufarbeitung und Lagerung abgebrannter Brennelemente und die langfristige Lagerung radioaktiver Abfälle, die in den bestehenden, von der britischen Behörde für die Stilllegung kerntechnischer Anlagen (NDA) genehmigten Vorschriften in Großbritannien vorgesehen sind. Ihre Höhe basiert auf vertraglichen Vereinbarungen oder, wenn dies nicht möglich ist, auf den neuesten technischen Schätzungen.

	31.12.2018		31.12.2017
(in Mio. EUR)	Kostenbasiert Jahresende Wirtschaftsbedingungen	Beträge in den Rückstellungen zum Barwert	Kosten basieren auf auf Jahresend-Wirtschaftsbedingungen	Beträge in den Rückstellungen zum Barwert
Behandlung abgebrannter Brennelemente	2.665	1.464	2.829	1.567
Abfallentsorgung und -aufbereitung	1.856	369	1.827	315
Langfristige Entsorgung radioaktiver Abfälle	3.645	743	3.589	645
KOSTEN AM ENDE DES NUKLEARKREISLAUFS	8.166	2.576	8.245	2.527

29.2.3 Rückstellungen für die Stilllegung von Kernkraftwerken

Die Rückstellungen für die Stilllegung von Kernkraftwerken resultieren aus den bestmöglichen Schätzungen der Geschäftsleitung. Sie decken die gesamten Kosten der Stilllegung ab und werden auf der Grundlage der vorhandenen Techniken und Methoden gemessen, die höchstwahrscheinlich zur Anwendung der geltenden Vorschriften verwendet werden. Die aktuellen Kosten basieren auf den im Jahr 2016 erstellten (3-Jahres-Überarbeitung) und 2013 genehmigten Stilllegungsplänen und gehen davon aus, dass Anlagen stillgelegt und das Land letztendlich wiederverwendet wird.

	31.12.2018		31.12.2017
(in Mio. EUR)	Kosten auf Jahresendbasis Wirtschaftsbedingungen	Beträge in den Rückstellungen zum Barwert	Kosten basieren auf auf Jahresend-Wirtschaftsbedingungen	Beträge in den Rückstellungen zum Barwert
KOSTEN FÜR DIE STILLLEGUNG VON ANLAGEN	15.741	6.637	15.520	6.111

Die vorstehende Tabelle betrifft Stilllegungsverpflichtungen ohne den Barwert der an den NLF zu zahlenden Stilllegungsbeiträge, der sich zum 31. Dezember 2018 auf 117 Mio. EUR beläuft (siehe Anmerkung 29.2.1).

29.2.4 Abzinsung von Rückstellungen für die Kernenergieerzeugung

Der Diskontierungssatz wurde unter Verwendung einer durchschnittlichen Datenreihe für eine Stichprobe von britischen Staatsanleihen über die längste verfügbare Laufzeit zuzüglich des Spreads von britischen Unternehmensanleihen mit einem Rating von A bis AA berechnet, ebenfalls über die längste Laufzeit. Die implizite Inflationsrate, die zur Bestimmung eines Diskontierungssatzes verwendet wird, basiert auf einer langfristigen Prognose der angepassten Einzelhandelspreise (CPIH-Index von Großbritannien).

Zum 31. Dezember 2018 wendete EDF Energy einen realen Diskontierungssatz von 2,5% für Nuklearverbindlichkeiten in Großbritannien an (2,7% zum 31. Dezember 2017).

ANMERKUNG 30 SONSTIGE RÜCKSTELLUNGEN FÜR DIE STILLLEGUNG

Die Aufteilung nach Unternehmen stellt sich wie folgt dar:

(in Mio. EUR)	EDF	EDF Energy	Edison	Framatome ⁽¹⁾	Sonstige Unternehmen ⁽²⁾	Summe
SONSTIGE RÜCKSTELLUNGEN FÜR DIE STILLLEGUNG ZUM 31.12.2018 ⁽²⁾	658	132	716	350	268	2.124
Sonstige Rückstellungen für die Stilllegung zum 31.12.2017	626	130	692	347	262	2.057

⁽¹⁾ Einschließlich 78 Mio. EUR an Rückstellungen für nukleare Basisanlagen in Frankreich.
⁽²⁾ Einschließlich 46 Mio. EUR an Rückstellungen für nukleare Basisanlagen von SOCODEI in Frankreich.

Die sonstigen Rückstellungen für die Stilllegung betreffen im Wesentlichen fossil befeuerte Kraftwerke, Anlagen zur Kohlenwasserstoffproduktion und Anlagen zur Herstellung von Kernbrennstoffbündeln.

Die Kosten für die Stilllegung fossil befeuerter Kraftwerke werden anhand von regelmäßig aktualisierten Studien berechnet, die auf geschätzten zukünftigen Kosten basieren, gemessen anhand der in der Vergangenheit erfassten Kosten und der jüngsten Schätzungen für noch in Betrieb befindliche Anlagen.

Die zum 31. Dezember 2018 gebildete Rückstellung spiegelt die neuesten bekannten Kostenvoranschläge von Auftragnehmern und die Inbetriebnahme von Anlagen der neuen Generation wider.

ANMERKUNG 31 RÜCKSTELLUNGEN FÜR LEISTUNGEN AN ARBEITNEHMER

31.1 EDF KONZERN

(in Mio. EUR)	31.12.2018	31.12.2017
Rückstellungen für Leistungen an Arbeitnehmer - kurzfristiger Anteil	998	1.106
Rückstellungen für Leistungen an Arbeitnehmer - langfristiger Anteil	17.627	20.630
RÜCKSTELLUNGEN FÜR LEISTUNGEN AN ARBEITNEHMER	18.625	21.736

31.1.1 Aufteilung der Veränderung der Nettoverbindlichkeit

(in Mio. EUR)	Verpflichtungen	Fondsvermögen	Nettoverbindlichkeit
Saldo zum 31.12.2017 ⁽¹⁾	42.721	(21.895)	20.826
Nettoaufwand für 2018	1.892	(475)	1.417
Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	(3.898)	746	(3.152)
Arbeitgeberbeiträge an Fonds	-	(331)	(331)
Mitarbeiterbeiträge an Fonds	15	(15)	-
Gezahlte Leistungen	(2.194)	1.131	(1.063)
Währungsumrechnungsdifferenz	(53)	61	8
Veränderungen im Konsolidierungskreis	-	-	-
Sonstige Veränderungen	(4)	(13)	(17)
SALDO ZUM 31.12.2018	38.479	(20.791)	17.688
Einschließlich:
Rückstellungen für Mitarbeiterleistungen			18.625
Langfristiges Finanzanlagevermögen			(937)

⁽¹⁾ Die Nettoverbindlichkeit zum 31. Dezember 2017 umfasste 21.736 Mio. EUR für die Rückstellungen für Leistungen an Arbeitnehmer und (910) Mio. EUR für langfristige Finanzanlagen, so dass sich ein Betrag für die Nettoverbindlichkeit von 20.826 Mio. EUR ergab.

Die versicherungsmathematischen Gewinne und Verluste aus Verpflichtungen betragen 2018 (3.898) Mio. EUR, einschließlich (3.323) Mio. EUR in Frankreich als Folge der Änderung des Abzinsungssatzes in Höhe von (2.174) Mio. EUR und (462) Mio. EUR für die Aktualisierung der Sterbetafel sowie (491) Mio. EUR für die Aktualisierung des Lohngesetzes; außerdem (518) Mio. EUR in Großbritannien, im Wesentlichen im Zusammenhang mit Änderungen der Diskontierungs- und Inflationsraten (siehe Anmerkung 31.3.6).

Die versicherungsmathematischen Gewinne und Verluste aus dem Fondsvermögen betragen für 2018 746 Mio. EUR. Sie resultieren hauptsächlich aus einer Veränderung von 463 Mio. EUR in Großbritannien und einer Veränderung von 259 Mio. EUR in Frankreich aufgrund der schlechten Entwicklung an den Aktienmärkten.

Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste aus Verpflichtungen belaufen sich für 2017 auf (400) Mio. EUR, davon 194 Mio. EUR in Großbritannien im Zusammenhang mit Änderungen der Diskontierungs- und Inflationsraten und (598) Mio. EUR in Frankreich, die hauptsächlich auf erfahrungsgemäße Anpassungen zurückzuführen sind.

31.1.2 Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstige langfristige Leistungen an Arbeitnehmer

(in Mio. EUR)	2018	2017
Laufender Dienstzeitaufwand	(1.018)	(1.010)
Nachzuverrechnender Dienstzeitaufwand	(19)	-
Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste - langfristige Leistungen	20	(67)
Als Betriebsaufwand erfasster Nettoaufwand	(1.017)	(1.077)
Zinsaufwand (Abzinsungseffekt)	(875)	(884)
Rendite des Fondvermögens	475	470
Im Finanzergebnis enthaltener Nettozinsaufwand	(400)	(414)
ERFOLGSWIRKSAM ERFASSTER PERSONALAUFWAND	(1.417)	(1.491)
Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste - Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses	3.898	400
Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste aus Fondsvermögen	(746)	721
Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	3.152	1.121
Umrechnungsdifferenzen	(8)	(17)
DIREKT IM EIGENKAPITAL ERFASSTE GEWINNE UND VERLUSTE AUS LEISTUNGEN AN ARBEITNEHMER	3.144	1.104

31.1.3 Nettoverbindlichkeit für Leistungen an Arbeitnehmer nach geografischen Gebieten

(in Mio. EUR)	Frankreich ⁽¹⁾	Großbritannien	Sonstige	Summe
Verpflichtungen zum 31.12.2017	32.701	8.956	1.064	42.721
Nettoaufwand für 2018	1.342	505	45	1.892
Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	(3.323)	(518)	(57)	(3.898)
Mitarbeiterbeiträge an Fonds	-	15	-	15
Gezahlte Leistungen	(1.519)	(644)	(31)	(2.194)
Währungsumrechnungsdifferenz	-	(66)	13	(53)
Veränderungen im Konsolidierungskreis	-	-	-	-
Sonstige Veränderungen	-	-	(4)	(4)
VERPFLICHTUNGEN ZUM 31.12.2018	29.201	8.248	1.030	38.479
Zeitwert des Fondsvermögens	(11.165)	(9.039)	(587)	(20.791)
NETTOVERBINDLICHKEIT FÜR LEISTUNGEN AN ARBEITNEHMER ZUM 31.12.2018	18.036	(791)	443	17.688
Einschließlich:
Rückstellungen für Mitarbeiterleistungen	18.036	146	443	18.625
Langfristiges Finanzanlagevermögen ⁽²⁾		(937)		(937)

⁽¹⁾ "Frankreich" umfasst die beiden Geschäftssegmente "Frankreich - Erzeugung und Versorgung" und "Frankreich - Regulierte Aktivitäten" (siehe Anmerkung 31.2).
⁽²⁾ Zum 31. Dezember 2018 wies EDF Energy im Rahmen seiner Pensionspläne EEGSG und BEGG Überschussfinanzierungen aus (siehe Anmerkung 31.3.1).

(in Mio. EUR)	Frankreich ⁽¹⁾	Großbritannien	Sonstige	Summe
Verpflichtungen zum 31.12.2017	32.701	8.956	1.064	42.721
Zeitwert des Fondsvermögens	(11.621)	(9.684)	(588)	(21.895)
Rückstellungen für Leistungen an Arbeitnehmer zum 31.12.2017	21.080	(728)	474	20.826
Einschließlich:
Rückstellungen für Mitarbeiterleistungen	21.080	182	474	21.736
Langfristiges Finanzanlagevermögen	-	(910)	-	(910)

⁽¹⁾ "Frankreich" umfasst die beiden Geschäftssegmente "Frankreich - Erzeugung und Versorgung" und "Frankreich - Regulierte Aktivitäten" (siehe Anmerkung 31.2).

31.2 FRANKREICH (REGULIERTE AKTIVITÄTEN SOWIE ERZEUGUNG UND VERSORGUNG)

Aufgrund der starken Ähnlichkeit ihrer Pensionspläne werden die beiden Geschäftssegmente "Frankreich - Erzeugung und Versorgung" und "Frankreich - Regulierte Aktivitäten" (siehe Anmerkung 6.1) hier zu einer einzigen Zwischensumme "Frankreich" zusammengefasst, die vor allem EDF und Enedis umfasst. Fast alle Mitarbeiter dieser Unternehmen haben den IEG-Status, einschließlich der IEG-Sonderrente und sonstiger IEG-Leistungen.

Diese Leistungen sind in Anmerkung 1.3.22 beschrieben.

31.2.1 Details zu Veränderungen in den Rückstellungen

(in Mio. EUR)	Verpflichtungen	Fondsvermögen	Rückstellungen in Bilanz
Salden zum 31.12.2017	32.701	(11.621)	21.080
Nettoaufwand für 2018	1.342	(221)	1.121
Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	(3.323)	259	(3.064)
Fondsbeiträge	-	(44)	(44)
Gezahlte Leistungen	(1.519)	462	(1.057)
SALDEN ZUM 31.12.2018	29.201	(11.165)	18.036

31.2.2 Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstige langfristige Leistungen an Arbeitnehmer

(in Mio. EUR)	2018	2017
Laufender Dienstzeitaufwand	(732)	(725)
Nachzuverrechnender Dienstzeitaufwand	-	-
Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste - sonstige langfristige Leistungen	17	(68)
Als Betriebsaufwand erfasster Nettoaufwand	(715)	(793)
Zinsaufwand (Abzinsungseffekt)	(627)	(634)
Rendite des Fondvermögens	221	220
Im Finanzergebnis enthaltener Nettozinsaufwand	(406)	(414)
ERFOLGSWIRKSAM ERFASSTER PERSONALAUFWAND	(1.121)	(1.207)
Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste - Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses	3.323	598
Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste aus Fondsvermögen	(259)	161
Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	3.064	759
DIREKT IM EIGENKAPITAL ERFASSTE GEWINNE UND VERLUSTE AUS LEISTUNGEN AN ARBEITNEHMER	3.064	759

Die versicherungsmathematischen Gewinne und Verluste aus Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses stellen sich wie folgt dar:

(in Mio. EUR)	2018	2017
Erfahrungsbedingte Anpassungen	(90)	462
Veränderungen der demografischen Annahmen	462	-
Veränderungen der finanziellen Annahmen ⁽¹⁾	2.968	68
VERSICHERUNGSMATHEMATISCHE GEWINNE UND VERLUSTE AUS VERPFLICHTUNGEN	3.340	530
Einschließlich:
Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste aus Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses	3.323	598
Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste aus sonstigen langfristigen Leistungen	17	(68)

⁽¹⁾ Finanzielle Annahmen betreffen hauptsächlich den Abzinsungssatz, die Inflationsrate und die Lohnsteigerungsrate.

Die versicherungsmathematischen Gewinne und Verluste aus Verpflichtungen, die über 2018 generiert wurden, betragen 3.340 Mio. EUR und stehen im Wesentlichen im Zusammenhang mit Änderungen des Abzinsungssatzes, der Lohnsteigerungsrate und der Aktualisierung der Sterbetafel (siehe Anmerkung 31.2.7).

Die versicherungsmathematischen Gewinne und Verluste aus den über 2017 hinausgehenden Verpflichtungen betragen 530 Mio. EUR und sind im Wesentlichen auf erfahrungsbedingte Anpassungen zurückzuführen.

31.2.3 Rückstellungen für Leistungen an Arbeitnehmer nach Art und Umfang

ZUM 31. DEZEMBER 2018:

(in Mio. EUR)	Verpflichtungen	Fondsvermögen	Rückstellungen in Bilanz
Rückstellungen für Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses zum 31.12.2018	27.798	(11.165)	16.633
Bestehend aus:
Pensionen	21.514	(10.416)	11.098
Sachbezüge (Strom/Gas)	4.233	-	4.233
Altersversorgungsleistungen	822	(734)	88
Sonstige	1.229	(15)	1.214
Rückstellungen für sonstige langfristige Leistungen an Arbeitnehmer zum 31.12.2018	1.403	-	1.403
Bestehend aus:
Renten nach Arbeitsunfällen und -krankheiten sowie Invalidität	1.177	-	1.177
Dienstjubiläen	197	-	197
Sonstige	29	-	29
RÜCKSTELLUNGEN FÜR LEISTUNGEN AN ARBEITNEHMER ZUM 31.12.2018	29.201	(11.165)	18.036

ZUM 31. DEZEMBER 2017:

(in Mio. EUR)	Verpflichtungen	Fondsvermögen	Rückstellungen in Bilanz
Rückstellungen für Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses zum 31.12.2017	31.214	(11.621)	19.593
Bestehend aus:
Pensionen	24.266	(10.859)	13.407
Sachbezüge (Strom/Gas)	4.758	-	4.758
Altersversorgungsleistungen	873	(747)	126
Sonstige	1.317	(15)	1.302
Rückstellungen für sonstige langfristige Leistungen an Arbeitnehmer zum 31.12.2017	1.487	-	1.487
Bestehend aus:
Renten nach Arbeitsunfällen und -krankheiten sowie Invalidität	1.250	-	1.250
Dienstjubiläen	208	-	208
Sonstige	29	-	29
RÜCKSTELLUNGEN FÜR LEISTUNGEN AN ARBEITNEHMER ZUM 31.12.2017	32.701	(11.621)	21.080

31.2.4 Aufteilung der Verpflichtungen nach Art des Begünstigten

(in Mio. EUR)	31.12.2018	31.12.2017
Aktuelle Mitarbeiter	16.009	18.577
Rentner	13.192	14.124
VERPFLICHTUNGEN	29.201	32.701

31.2.5 Fondsvermögen

Für Frankreich beläuft sich das Fondsvermögen, das nach einem Aktiv-Passiv-Modell verwaltet wird, zum 31. Dezember 2018 auf 11.165 Mio. EUR (31. Dezember 2017: 11.621 Mio. EUR) und betrifft die Deckung von Altersversorgungsleistungen und die spezifischen Leistungen des Sonderrentensystems.

Sie bestehen aus Versicherungsverträgen mit folgendem Risikoprofil:

―	73% in einem Sicherungsbündel aus Anleihen, das dazu bestimmt ist, Schwankungen der Verpflichtung aufgrund von Zinsänderungen zu replizieren;
―	27% für einen Umfang wachsender Vermögenswerte aus internationalen Beteiligungspapieren.

Das Fondsvermögen setzt sich wie folgt zusammen:

(in Mio. EUR)	31.12.2018	31.12.2017
FONDSVERMÖGEN	11.165	11.621
Vermögenswerte zur Finanzierung von speziellen Pensionsleistungen	10.416	10.859
Einschließlich (%)
Börsennotierte Eigenkapitalinstrumente (Aktien)	27%	31%
Börsennotierte Schuldtitel (Anleihen)	73%	69%
Vermögenswerte zur Finanzierung von Altersversorgungsleistungen	734	747
Einschließlich (%)
Börsennotierte Eigenkapitalinstrumente (Aktien)	27%	32%
Börsennotierte Schuldtitel (Anleihen)	73%	68%
Sonstiges Fondsvermögen	15	15

Zum 31. Dezember 2018 verteilen sich die im Fondsvermögen gehaltenen Beteiligungspapiere wie folgt:

―	ca. 58% der Gesamtzahl sind Anteile an nordamerikanischen Unternehmen;
―	ca. 18% der Gesamtzahl sind Anteile an europäischen Unternehmen;
―	rund 24% der Gesamtzahl sind Anteile an Unternehmen aus dem asiatisch-pazifischen Raum und den Schwellenländern.

Diese Verteilung ist im Vergleich zur Verteilung zum 31. Dezember 2017 relativ stabil.

Zum 31. Dezember 2018 verteilen sich die im Fondsvermögen gehaltenen Anleihen wie folgt:

―	ca. 93% der Gesamtzahl sind AAA- und AA-bewertete Anleihen;
―	ca. 7% der Gesamtzahl sind Anleihen mit A-, BBB- und anderen Ratings.

Rund 89% der Anleihen sind Staatsanleihen, die von Ländern der Eurozone begeben werden, und der Saldo besteht hauptsächlich aus Anleihen von Finanz- und Nicht-Finanzunternehmen.

Diese Verteilung ist im Vergleich zur Verteilung zum 31. Dezember 2017 relativ stabil.

Die Wertentwicklung des Pensionsfondsvermögens in Frankreich betrug 2018 -0,4%.

31.2.6 Zukünftige Cashflows

Die Cashflows aus zukünftigen Leistungen an Arbeitnehmer stellen sich wie folgt dar:

(in Mio. EUR)	Cashflow zu Jahresend-Wirtschaftsbedingungen	Deckung der Summe durch Rückstellungen (Barwert)
Weniger als ein Jahr	1.446	1.430
Ein bis fünf Jahre	5.202	4.850
Fünf bis zehn Jahre	5.175	4.316
Mehr als zehn Jahre	39.379	18.605
CASHFLOWS IN VERBINDUNG MIT DEN LEISTUNGEN AN ARBEITNEHMER	51.202	29.201

Zum 31. Dezember 2018 betrug die durchschnittliche Laufzeit der Verpflichtungen aus den Leistungen an Arbeitnehmer in Frankreich 17,8 Jahre.

31.2.7 Versicherungsmathematische Annahmen

(in %)	31.12.2018	31.12.2017
Diskontierungssatz/Gesamtkapitalrendite ⁽¹⁾	2,3%	1,90%
Inflationsrate	1,50%	1,50%
Lohnsteigerungsrate ⁽²⁾	2,60%	2,70%

⁽¹⁾ Die Zinserträge der Vermögenswerte werden unter Verwendung des Diskontierungssatzes berechnet. Die Differenz zwischen diesen Zinserträgen und der Gesamtkapitalrendite wird im Eigenkapital erfasst.
⁽²⁾ Durchschnittliche Lohnsteiegerungsrate, einschließlich Inflation und prognostiziert über eine volle Karriere.

In Frankreich wird der Diskontierungssatz für die Pensionsverpflichtungen durch Anwendung des Zinssatzes für hochwertige Unternehmensanleihen auf der Grundlage ihrer Laufzeit für die Fälligkeiten ermittelt, die den zukünftigen Auszahlungen aus diesen Verpflichtungen entsprechen. Bei längeren Laufzeiten berücksichtigt die Berechnung auch Daten aus einer größeren Auswahl von Unternehmensanleihen, die für Vergleichszwecke mit qualitativ hochwertigen Anleihen angepasst wird, da seit 2017 weniger Anleihen mit diesen Laufzeiten im Umlauf sind.

Änderungen der verwendeten Wirtschafts- und Marktparameter zum 31. Dezember 2018 haben den Konzern veranlasst, den Abzinsungssatz zum 31. Dezember 2018 auf 2,30% (1,90% zum 31. Dezember 2017) festzusetzen.

Die zur Berechnung der Rückstellungen für Leistungen an Arbeitnehmer verwendete Inflationsrate ergibt sich aus einer intern festgelegten Inflationskurve nach Fälligkeit, die im Konzern als Maßstab für die Länder der Eurozone herangezogen wird. Die so ermittelte Inflationsrate beträgt zum 31. Dezember 2018 durchschnittlich 1,50% (identisch mit der Quote zum 31. Dezember 2017).

Die Sterbetafel für die Berechnung der Verpflichtungen wird an die Besonderheiten des IEG-Systems (Gas- und Elektrizitätssektor) angepasst. Im Jahr 2018 wurde sie mithilfe der Generierungstabelle INSEE 2013-2070 (erstellt vom französischen Statistikamt) anstelle der Generierungstabelle INSEE 2007-2060 aktualisiert.

31.2.8 Sensitivitätsanalyse

Die Sensitivitätsanalysen zur Höhe der Verpflichtung stellen sich wie folgt dar:

(in %)	31.12.2018
Auswirkungen einer Erhöhung oder Verringerung des Diskontierungssatzes um 25 Basispunkte	-4,3% / +4,7%
Auswirkungen einer Erhöhung oder Verringerung der Inflationsrate um 25 Basispunkte	+4,4% / -4,1%
Auswirkungen einer Erhöhung oder Verringerung der Lohnsteigerungsrate um 25 Basispunkte	+3,8% / -3,5%

31.3 GROSSBRITANNIEN

Das Segment Grossbritannien umfasst hauptsächlich EDF Energy, deren wesentliche Leistungen an Arbeitnehmer in Anmerkung 1.3.22 beschrieben sind.

31.3.1 Einzelheiten zur Veränderung der Nettoverbindlichkeit

(in Mio. EUR)	Verpflichtungen	Fondsvermögen	Nettoverbindlichkeit
Salden zum 31.12.2017	8.956	(9.684)	(728)
Nettoaufwand für 2018	505	(248)	257
Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	(518)	463	(55)
Arbeitgeberbeiträge an Fonds	-	(271)	(271)
Mitarbeiterbeiträge an Fonds	15	(15)	-
Gezahlte Leistungen	(644)	644	-
Währungsumrechnungsdifferenz	(66)	72	6
SALDEN ZUM 31.12.2018	8.248	(9.039)	(791)
Einschließlich:	-	-	-
Rückstellungen für Mitarbeiterleistungen	-	-	146
Langfristiges Finanzanlagevermögen	-	-	(937)

Zum 31. Dezember 2018 waren die Pensionspläne EEGSG und BEGG von EDF Energy (siehe Anmerkung 1.3.22.2.2) mit 937 Mio. EUR gegenüber 910 Mio. EUR zum 31. Dezember 2017 überfinanziert.

Dieser Überschuss, der sich aufgrund der guten Performance des Fondsvermögens erhöht hat, wird in der Bilanz als "Langfristige Finanzanlagen" ausgewiesen.

Am 26. Oktober 2018 entschied der High Court of Justice im Rechtsstreit zwischen Lloyds Banking Group Pensions Trustees Limited und Lloyds Bank plc, dass die garantierte Mindestrente in Bezug auf die zwischen Mai 1990 und April 1997 ausgeübten Rechte für Männer und Frauen ausgeglichen werden muss. Die Anwendung dieses Beschlusses auf die Pensionspläne von EDF Energy (BEGG und EEGSG) führte im Jahr 2018 zu einer Erhöhung der Rückstellungen für Leistungen an Arbeitnehmer um 15 Mio. EUR, wobei die sonstigen Erträge und Aufwendungen entsprechend erfasst wurden.

31.3.2 Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstige langfristige Leistungen an Arbeitnehmer

(in Mio. EUR)	2018	2017
Laufender Dienstzeitaufwand	(258)	(267)
Nachzuverrechnender Dienstzeitaufwand	(15)	-
Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste - sonstige langfristige Leistungen	-	-
Als Betriebsaufwand erfasster Nettoaufwand	(273)	(267)
Zinsaufwand (Abzinsungseffekt)	(232)	(244)
Rendite des Fondvermögens	248	249
Im Finanzergebnis enthaltener Nettozinsaufwand	16	5
ERFOLGSWIRKSAM ERFASSTER PERSONALAUFWAND	(257)	(262)
Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste - Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses	518	(194)
Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste aus Fondsvermögen	(463)	558
Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	55	364
Umrechnungsdifferenzen	(6)	(17)
DIREKT IM EIGENKAPITAL ERFASSTE GEWINNE UND VERLUSTE AUS LEISTUNGEN AN ARBEITNEHMER	49	347

31.3.3 Aufteilung der Verpflichtungen nach Art des Begünstigten

(in Mio. EUR)	31.12.2018	31.12.2017
Aktuelle Mitarbeiter	4.948	5.412
Rentner	3.300	3.544
VERPFLICHTUNGEN	8.248	8.956

31.3.4 Fondsvermögen

Die Pensionsverpflichtungen in Großbritannien sind zum 31. Dezember 2018 teilweise durch externe Fonds mit einem Barwert von 9.039 Mio. EUR (9.684 Mio. EUR zum 31. Dezember 2017) gedeckt.

Die in diesen Fonds angewandte Anlagestrategie ist eine an Verbindlichkeiten orientierte Anlagestrategie. Die Aufteilung zwischen Wachstum und Back-to-Back wird von den Treuhändern regelmäßig, zumindest nach jeder versicherungsmathematischen Bewertung, überprüft, um sicherzustellen, dass die Gesamtanlagestrategie der Fonds kohärent bleibt, um das erforderliche Zielvolumen zu erreichen.

Diese Vermögenswerte gliedern sich wie folgt auf:

(in Mio. EUR)	31.12.2018	31.12.2017
BEGG-Pensionsfonds	6.963	7.597
EEGSG-Pensionsfonds	1.267	1.283
EEPS-Pensionsfonds	809	804
FONDSVERMÖGEN	9.039	9.684
Einschließlich (%)
Börsennotierte Eigenkapitalinstrumente (Aktien)	9%	27%
Börsennotierte Schuldtitel (Anleihen)	61%	50%
Immobilien	8%	7%
Barmittel und Barmitteläquivalente	3%	1%
Sonstige	19%	15%

Zum 31. Dezember 2018 verteilen sich die im Fondsvermögen gehaltenen Beteiligungspapiere wie folgt:

―	ca. 40% der Gesamtzahl sind Anteile an nordamerikanischen Unternehmen;
―	ca. 37% der Gesamtzahl sind Anteile an europäischen Unternehmen;
―	rund 23% der Gesamtzahl sind Anteile an Unternehmen aus dem asiatisch-pazifischen Raum und den Schwellenländern.

Zum 31. Dezember 2018 verteilen sich die im Fondsvermögen gehaltenen Anleihen wie folgt:

―	etwa 64% der Gesamtsumme sind Anleihen mit AAA- und AA-Rating;
―	ca. 36% der Gesamtzahl sind Anleihen mit A-, BBB- und anderen Ratings.

Rund 61% aller dieser Anleihen sind Staatsanleihen, die hauptsächlich von Großbritannien begeben werden. Der Saldo besteht hauptsächlich aus Anleihen von Finanz- und Nicht-Finanzunternehmen.

Der Anteil der von Großbritannien begebenen Staatsanleihen lag um 2 Prozentpunkte unter dem Stand vom 31. Dezember 2017.

31.3.5 Zukünftige Cashflows

Die Cashflows aus zukünftigen Leistungen an Arbeitnehmer stellen sich wie folgt dar:

(in Mio. EUR)	Cashflow zu Jahresend-Wirtschaftsbedingungen	Deckung der Summe durch Rückstellungen (Barwert)
Weniger als ein Jahr	253	250
Ein bis fünf Jahre	1.030	975
Fünf bis zehn Jahre	1.460	1.241
Mehr als zehn Jahre	13.179	5.782
CASHFLOWS IN VERBINDUNG MIT DEN LEISTUNGEN AN ARBEITNEHMER	15.922	8.248

Der Beitrag zu den Fonds für 2019 wird auf rund 282 Mio. EUR geschätzt (267 Mio. EUR vom Arbeitgeber und 15 Mio. EUR von den Mitarbeitern).

Die durchschnittliche gewichtete Laufzeit der Fonds in Großbritannien beträgt zum 31. Dezember 2018 19,6 Jahre.

31.3.6 Versicherungsmathematische Annahmen

(in %)	31.12.2018	31.12.2017
Diskontierungssatz/Gesamtkapitalrendite ⁽¹⁾	2,86%	2,56%
Inflationsrate	2,99%	3,00%
Lohnsteigerungsrate	2,39%	2,40%

⁽¹⁾ Die Zinserträge der Vermögenswerte werden unter Verwendung des Diskontierungssatzes berechnet. Die Differenz zwischen diesen Zinserträgen und der Gesamtkapitalrendite wird erfasst unter

In Großbritannien wird der Diskontierungssatz für die Pensionsverpflichtungen durch Anwendung des Zinssatzes für hochwertige nicht finanzielle Unternehmensanleihen auf der Grundlage ihrer Laufzeit für die Fälligkeiten ermittelt, die den zukünftigen Auszahlungen aus diesen Verpflichtungen entsprechen.

31.3.7 Sensitivitätsanalysen

Die Sensitivitätsanalysen zur Höhe der Verpflichtung stellen sich wie folgt dar:

(in %)	31.12.2018
Auswirkungen einer Erhöhung oder Verringerung des Diskontierungssatzes um 25 Basispunkte	-4,7% / +4,9%
Auswirkungen einer Erhöhung oder Verringerung der Inflationsrate um 25 Basispunkte	+3,5% / -3,3%
Auswirkungen einer Erhöhung oder Verringerung der Lohnsteigerungsrate um 25 Basispunkte	+0,5%/-0,5%

ANMERKUNG 32 SONSTIGE RÜCKSTELLUNGEN

Die Entwicklung der sonstigen Rückstellungen stellt sich wie folgt dar:

			Abnahmen
(in Mio. EUR)	31.12.2017	Zunahmen	Verwendungen	Auflösungen	Änderungen des Umfangs	Sonstige Veränderungen
Rückstellungen für Eventualverbindlichkeiten in Verbindung mit Tochtergesellschaften und Beteiligungen	913	184	(38)	(1)	-	(124)
Rückstellungen für Steuerverbindlichkeiten	573	36	(126)	(43)	-	8
Rückstellungen für Rechtsstreitigkeiten	589	43	(34)	(40)	-	4
Rückstellungen für belastende Verträge und Verluste bei Fertigstellung ⁽¹⁾	273	923	(94)	(47)	-	153
Rückstellungen für Umweltschutzvorkehrungen ⁽²⁾	901	1.448	(1.200)	(3)	-	(9)
Sonstige Rückstellungen für Risiken und Verbindlichkeiten ⁽³⁾	1.636	730	(459)	(183)	4	(5)
GESAMT	4.885	3.364	(1.951)	(317)	4	27

(in Mio. EUR)	31.12.2018
Rückstellungen für Eventualverbindlichkeiten in Verbindung mit Tochtergesellschaften und Beteiligungen	934
Rückstellungen für Steuerverbindlichkeiten	448
Rückstellungen für Rechtsstreitigkeiten	562
Rückstellungen für belastende Verträge und Verluste bei Fertigstellung ⁽¹⁾	1.208
Rückstellungen für Umweltschutzvorkehrungen ⁽²⁾	1.137
Sonstige Rückstellungen für Risiken und Verbindlichkeiten ⁽³⁾	1.723
GESAMT	6.012

⁽¹⁾ Der Anstieg der Rückstellungen für belastende Verträge ist hauptsächlich auf den langfristigen Vertrag mit Dunkerque LNG zurückzuführen (siehe Anmerkung 3.3).
⁽²⁾ Zu den Rückstellungen für Umweltschutzvorkehrungen gehören Rückstellungen für Treibhausgasemissionsrechte und Zertifikate für erneuerbare Energien (siehe Anmerkung 49).
⁽³⁾ Diese Rückstellungen decken verschiedene Eventualverbindlichkeiten und betriebsbedingte Aufwendungen ab (Arbeitgeberbeiträge in gleicher Höhe zur Gewinnbeteiligung der Mitarbeiter, vertragliche Nebenpflichten usw.). Keine dieser Rückstellungen ist im Einzelnen von Bedeutung.

ANMERKUNG 33 SPEZIELLE VERBINDLICHKEITEN FÜR ÖFFENTLICHE STROMVERTEILUNGSKONZESSIONEN IN FRANKREICH

Die Entwicklung der Verbindlichkeiten aus Sonderkonzessionen für bestehende und zu ersetzende Vermögenswerte stellt sich wie folgt dar:

(in Mio. EUR)	31.12.2018	31.12.2017
Wert in Form von Sachwerten ⁽¹⁾	49.327	47.813
Nicht abgeschriebene Finanzierung durch den Betreiber	(25.669)	(24.172)
Rechte an bestehenden Vermögenswerten - Nettowert	23.658	23.641
Abschreibung der Finanzierung durch den Konzessionsgeber	13.792	13.149
Rückstellungen für die Verlängerung	9.474	9.533
Rechte an zu ersetzenden Vermögenswerten	23.266	22.682
SPEZIELLE VERBINDLICHKEITEN FÜR ÖFFENTLICHE STROMVERTEILUNGSKONZESSIONEN IN FRANKREICH	46.924	46.323

⁽¹⁾ Einschließlich erhaltener Beiträge zur Finanzierung des Konzessionsvermögens in Höhe von 131 Mio. EUR (144 Mio. EUR in 2017).

ANMERKUNG 34 VERBINDLICHKEITEN AUS LIEFERUNGEN UND LEISTUNGEN

(in Mio. EUR)	31.12.2018	31.12.2017
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen - ohne EDF Trading	11.177	10.738
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen - EDF Trading	2.244	3.256
VERBINDLICHKEITEN AUS LIEFERUNGEN UND LEISTUNGEN	13.421	13.994

Der Konzern verfügt über ein Supply-Chain-Finanzierungsprogramm, das es den Lieferanten ermöglicht, ihre Forderungen gegenüber EDF auf eigene Initiative an eine Factoring-Gesellschaft zu übertragen.

Für den Konzern führt dieses Programm zu keiner Änderung in Bezug auf Inhalt und Merkmale der Lieferantenforderungen gegenüber EDF. Es hat insbesondere keinen Einfluss auf die Abfolge der operativen Cashflows. Die damit verbundenen Verbindlichkeiten sind daher im Konzernabschluss unter den "Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen" enthalten.

ANMERKUNG 35 SONSTIGE VERBINDLICHKEITEN

Die sonstigen Verbindlichkeiten stellen sich wie folgt dar:

(in Mio. EUR)	31.12.2018	31.12.2017 angepasst ⁽¹⁾
Erhaltene Anzahlungen und Abschlagszahlungen	1.920	1.819
Verbindlichkeiten in Verbindung mit dem Sachanlagevermögen	3.757	3.711
Steuerverbindlichkeiten	4.624	4.672
Sozialabgaben	4.388	4.171
Passive Rechnungsabgrenzungsposten für langfristige Aufträge	3.413	3.606
Sonstige passive Rechnungsabgrenzungsposten	609	499
Sonstige	2.198	2.436
SONSTIGE VERBINDLICHKEITEN	20.908	20.914
Langfristiger Anteil	4.896	4.864
Kurzfristiger Anteil	16.012	16.050

⁽¹⁾ Die zum 31. Dezember 2017 veröffentlichten Zahlen wurden gemäß IFRS 15 (Anmerkung 2.1.3.2) angepasst.

35.1 ERHALTENE ANZAHLUNGEN UND ABSCHLAGSZAHLUNGEN

Die erhaltenen Anzahlungen und Abschlagszahlungen beinhalten Zahlungen von 679 Mio. EUR, die von Kunden im Rahmen von langfristigen Verträgen von Framatome geleistet wurden (738 Mio. EUR zum 31. Dezember 2017).

35.2 STEUERVERBINDLICHKEITEN

Zum 31. Dezember 2018 enthielten die Steuerverbindlichkeiten hauptsächlich einen Betrag von 659 Mio. EUR für die von EDF zu erhebende, aber noch nicht in Rechnung gestellte CSPE abzüglich der CSPE, die auf Vorschüsse von Kunden erhoben wurde, die in regelmäßigen monatlichen Raten zahlen (711 Mio. EUR zum 31. Dezember 2017).

35.3 PASSIVE RECHNUNGSABGRENZUNGSPOSTEN FÜR LANGFRISTIGE AUFTRÄGE

Die passiven Rechnungsabgrenzungsposten von EDF für langfristige Verträge zum 31. Dezember 2018 umfassen 1.663 Mio. EUR (1.711 Mio. EUR zum 31. Dezember 2017) für Vorschüsse von Partnern an EDF im Rahmen der Finanzierungspläne für Kernkraftwerke.

Der passive Rechnungsabgrenzungsposten für langfristige Verträge beinhaltet auch eine Vorauszahlung an den EDF Konzern im Jahr 2010 in Höhe von 1,7 Mrd. EUR im Rahmen der Vereinbarung mit dem Exeltium-Konsortium. Dieser Vorschuss wird schrittweise über die Laufzeit des Vertrags (24 Jahre) in die Gewinn- und Verlustrechnung übertragen.

35.4 SONSTIGE POSTEN

In der Zeile "Sonstiges" sind die im Jahr 2018 erhaltenen Investitionszuschüsse in Höhe von 351 Mio. EUR (348 Mio. EUR im Jahr 2017) enthalten.

35.5 VERTRAGSVERBINDLICHKEITEN

Verbindlichkeiten aus Verträgen stellen die Verpflichtung eines Unternehmens dar, Kunden Waren oder Dienstleistungen zur Verfügung zu stellen, für die es bereits Zahlungen erhalten hat oder für die eine Zahlung fällig ist.

Diese Verbindlichkeiten umfassen praktisch alle erhaltenen Anzahlungen und Abschlagszahlungen in Höhe von 1.858 Mio. EUR (hauptsächlich für die Segmente Framatome, Großbritannien und Frankreich - Regulierte Aktivitäten) sowie praktisch alle passiven Rechnungsabgrenzungsposten (aus langfristigen und sonstigen Verträgen) in Höhe von 3.990 Mio. EUR (hauptsächlich für das Segment Frankreich - Erzeugung und Versorgung). Sie belaufen sich somit zum 31. Dezember 2018 auf 5.848 Mio. EUR (5.876 Mio. EUR zum 31. Dezember 2017).

Verträge mit einer Laufzeit von mehr als einem Jahr, bei denen die Verpflichtungen zum Bilanzstichtag nicht oder nur teilweise erfüllt sind, sollten noch nicht erfasste Umsatzerlöse in Höhe von rund 12.852 Mio. EUR generieren. 1.400 Mio. EUR dieser Umsatzerlöse werden schrittweise bis 2034 im Rahmen des Exeltium-Vertrags erfasst und der Saldo wird über die Betriebsdauer von Verträgen über gemeinsam betriebene Kraftwerke und über die Vertragslaufzeit für sonstige feste Verkaufsverträge angesetzt (ohne Energieverkäufe).

FINANZIELLE VERMÖGENSWERTE UND VERBINDLICHKEITEN

ANMERKUNG 36 KURZ- UND LANGFRISTIGE FINANZIELLE VERMÖGENSWERTE

36.1 AUFTEILUNG NACH KURZ- UND LANGFRISTIGEN FINANZIELLEN VERMÖGENSWERTEN

Die kurz- und langfristigen finanziellen Vermögenswerte setzen sich wie folgt zusammen:

	31.12.2018			31.12.2017
(in Mio. EUR)	Kurzfristig	Langfristig	Summe	Kurzfristig	Langfristig	Summe
Instrumente mit Zeitwerterfassung im OCI mit Recycling	17.659	5.279	22.938	-	-	-
Instrumente mit Zeitwerterfassung im OCI ohne Recycling	6	407	413	-	-	-
Instrumente mit erfolgswirksamer Zeitwerterfassung	3.175	16.985	20.160	-	-	-
Zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte	-	-	-	19.312	21.612	40.924
Schuld- und Beteiligungstitel	20.840	22.671	43.511	19.312	21.612	40.924
Handelsderivate - Erfolgswirksam erfasster positiver beizulegender Zeitwert	6.404	-	6.404	2.614	-	2.614
Absicherungsderivate - Erfolgswirksam erfasster positiver beizulegender Zeitwert	1.646	2.737	4.383	837	2.743	3.580
Darlehen und Finanzforderungen ⁽¹⁾	2.253	11.696	13.949	2.190	12.432	14.622
KURZ- UND LANGFRISTIGE FINANZIELLE VERMÖGENSWERTE	31.143	37.104	68.247	24.953	36.787	61.740

⁽¹⁾ Einschließlich einer Wertminderung in Höhe von (281) Mio. EUR zum 31. Dezember 2018 ((189) Mio. EUR zum 31. Dezember 2017).

36.2 SCHULD- UND BETEILIGUNGSTITEL

Einzelheiten zu Schuld- und Beteiligungstiteln sind in der nachstehenden Tabelle aufgeführt.

	31.12.2018				31.12.2017
	Zeitwert-Bewertung im OCI mit Recycling	Ergebnisneutrale Zeitwert-Erfassung (OCI) ohne Recycling	Zeitwert-Bewertung in der GuV	Summe	Zeitwert-Bewertung im OCI mit Recycling
(in Mio. EUR)	(IFRS 9)				(IAS 39)
Schuld- und Beteiligungstitel
Zweckgebundene Vermögenswerte von EDF	5.292	-	16.528	21.820	20.848
Liquide Mittel	17.575	-	2.963	20.538	18.963
Sonstige Wertpapiere ⁽¹⁾	71	413	669	1.153	1.113
GESAMT	22.938	413	20.160	43.511	40.924

⁽¹⁾ Anteile an nicht konsolidierten Unternehmen, im Wesentlichen EDF Invest.

Informationen zu den zweckgebundenen Vermögenswerten von EDF sind in Anmerkung 45 enthalten.

Änderungen des beizulegenden Zeitwerts von Schuld- und Beteiligungstiteln wurden wie folgt im Eigenkapital (EDF-Anteil) erfasst:

	2018 (IFRS 9)
(in Mio. EUR)	Bruttoveränderungen des Zeitwerts im OCI ohne Recycling ⁽¹⁾	Bruttoveränderungen des Zeitwerts im OCI mit Recycling ⁽¹⁾	Bruttoveränderungen zum Zeitwert recycelt in der GuV ⁽²⁾
Zweckgebundene Vermögenswerte von EDF	-	(72)	(12)
Liquide Mittel	-	(43)	12
Sonstige Vermögenswerte	(37)	-	-
SCHULD- UND BETEILIGUNGSTITEL ⁽³⁾	(37)	(115)	-

	2017 (IAS 39)
(in Mio. EUR)	Bruttoveränderungen des Zeitwerts im Eigenkapital ⁽¹⁾	Bruttoveränderungen des Zeitwerts recycelt in der GuV ⁽²⁾
Zweckgebundene Vermögenswerte von EDF	807	673
Liquide Mittel	22	34
Sonstige Vermögenswerte	(5)	10
SCHULD- UND BETEILIGUNGSTITEL ⁽³⁾	824	717

⁽¹⁾ + / (): Zunahme/(Abnahme) des Eigenkapitals (EDF-Anteil).
⁽²⁾ + / (): Zunahme/(Abnahme) des Ertrags (EDF-Anteil).
⁽³⁾ Ohne assoziierte Unternehmen und Joint Ventures.

Im Jahr 2018 betrafen die im OCI mit Recycling erfassten Bruttoveränderungen des beizulegenden Zeitwerts hauptsächlich EDF ((115) Mio. EUR, davon (60) Mio. EUR für zweckgebundene Vermögenswerte).

Im Jahr 2017 betrafen die Bruttoveränderungen des beizulegenden Zeitwerts hauptsächlich EDF (107 Mio. EUR, davon 134 Mio. EUR für zweckgebundene Vermögenswerte).

Im Jahr 2018 wurden keine wesentlichen Wertminderungen erfasst.

36.2.1 Zweckgebundene Vermögenswerte

Diversifizierte Anleiheninvestitionen und Aktien, die in den zweckgebundenen Vermögenswerten von EDF enthalten sind, werden als "Schuld- und Beteiligungstitel" ausgewiesen. Die allgemeine Verwaltungsrichtlinie für zweckgebundene Vermögenswerte ist in Anmerkung 45 dargestellt.

36.2.2 Liquide Mittel

Liquide Mittel sind finanzielle Vermögenswerte, die aus Fonds oder Zinsinstrumenten mit einer anfänglichen Laufzeit von mehr als drei Monaten bestehen, die leicht in Barmittel umgewandelt werden können und nach einer liquiditätsorientierten Politik verwaltet werden.

Der monetäre OGAW von EDF, der in den liquiden Mitteln enthalten ist, belief sich zum 31. Dezember 2018 auf 2.863 Mio. EUR (2.646 Mio. EUR zum 31. Dezember 2017).

36.3 DARLEHEN UND FINANZFORDERUNGEN

Darlehen und Finanzforderungen setzen sich wie folgt zusammen:

(in Mio. EUR)	31.12.2018	31.12.2017
Darlehen und Finanzforderungen - Forderungen gegenüber NLF	9.220	8.650
Darlehen und Finanzforderungen - CSPE ⁽¹⁾	2.060	3.294
Darlehen und Finanzforderungen - Sonstiges	2.669	2.678
DARLEHEN UND FINANZFORDERUNGEN	13.949	14.622

⁽¹⁾ Einschließlich 2.060 Mio. EUR für zweckgebundene Vermögenswerte zum 31. Dezember 2018 (3.294 Mio. EUR zum 31. Dezember 2017).

Zum 31. Dezember 2018 enthielten Darlehen und Finanzforderungen hauptsächlich:

―

Beträge, die Erstattungsforderungen an den NLF und die britische Regierung zur Deckung langfristiger nuklearer Verpflichtungen darstellen, in Höhe von 9.220 Mio. EUR zum 31. Dezember 2018 (8.650 Mio. EUR zum 31. Dezember 2017), abgezinst mit dem gleichen Zinssatz wie die von ihnen finanzierten Rückstellungen;

―

die Forderung, die dem aufgelaufenen Fehlbetrag aus dem Beitrag zum öffentlichen Stromversorgungsdienst (CSPE) zum 31. Dezember 2017 entspricht, und die Kosten für die Bewältigung dieses Fehlbetrags. Die im Jahr 2018 erhaltenen Erstattungen für Kapital und Zinsen beliefen sich auf 1.281 Mio. EUR und entsprachen dem Zeitplan, der in den Ministerialverordnungen vom 13. Mai 2016 und 2. Dezember 2016 in Anwendung von Artikel R. 121-31 des französischen Energiegesetzes veröffentlicht wurde. Diese CSPE-Forderung wird in vollem Umfang zweckgebundenen Vermögenswerten zugeordnet.

36.4 VERÄNDERUNG DER FINANZIELLEN VERMÖGENSWERTE MIT AUSNAHME VON DERIVATEN

Die Entwicklung der finanziellen Vermögenswerte stellt sich wie folgt dar:

36.4.1 Zum 31. Dezember 2018

(in Mio. EUR)	31.12.2017 angepasst	Methodenwechsel	Nettovariationen	Änderungen des beizulegenden Zeitwerts	Abzinsungseffekt	Änderungen im Konsolidierungskreis
Zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte	40.924	(40.924)	-	-	-	-
Instrumente mit Zeitwerterfassung im OCI mit Recycling	-	20.828	2.060	(102)	-	-
Instrumente mit Zeitwerterfassung im OCI ohne Recycling	-	444	(9)	(37)	-	7
Instrumente mit erfolgswirksamer Zeitwerterfassung	-	19.652	1.489	(847)	-	(6)
Darlehen und Finanz-Forderungen	14.622	-	(1.362)	-	460	(34)

(in Mio. EUR)	Umrechnungsdifferenzen	Sonstige	31.12.2018
Zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte	-	-	-
Instrumente mit Zeitwerterfassung im OCI mit Recycling	112	40	22.938
Instrumente mit Zeitwerterfassung im OCI ohne Recycling	-	8	413
Instrumente mit erfolgswirksamer Zeitwerterfassung	-	(128)	20.160
Darlehen und Finanz-Forderungen	(96)	359	13.949

Die Nettominderung der Darlehen und Finanzforderungen beinhaltet die Veränderung der CSPE-Forderung in Höhe von (1.234) Mio. EUR.

Die sonstigen Veränderungen der Darlehen und Finanzforderungen setzen sich aus der Veränderung der Forderung um 404 Mio. EUR zusammen, die den von der NLF und der britischen Regierung erstattungsfähigen Beträgen für die Deckung langfristiger Nuklearverpflichtungen sowie der Veränderung des finanziellen Vermögenswerts aufgrund der Überdeckung der EEGSG- und BEGG-Pensionspläne durch EDF Energy entspricht (937 Mio. EUR zum 31. Dezember 2018 gegenüber 916 Mio. EUR zum 31. Dezember 2017).

36.4.2 Zum 31. Dezember 2017

(in Mio. EUR)	31.12.2016	Nettovariationen	Änderungen des Zeitwerts
Zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte	40.290	344	588
Darlehen und Finanzforderungen	14.956	(979)	-

(in Mio. EUR)	Abzinsungseffekt	Veränderungen im Konsolidierungskreis	Umrechnungsdifferenzen
Zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte	-	144	(137)
Darlehen und Finanzforderungen	442	174	(377)

(in Mio. EUR)	Sonstige	31.12.2017
Zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte	(305)	40.924
Darlehen und Finanzforderungen	406	14.622

ANMERKUNG 37 BARMITTEL UND BARMITTELÄQUIVALENTE

Die Barmittel und Barmitteläquivalente umfassen Kassenbestände und Bankguthaben sowie Anlagen in Geldmarktinstrumenten. Die in der Kapitalflussrechnung ausgewiesenen Barmittel und Barmitteläquivalente beinhalten die folgenden in der Bilanz erfassten Beträge:

(in Mio. EUR)	31.12.2018	31.12.2017
Barmittel	2.855	3.328
Barmitteläquivalente ⁽¹⁾	435	364
Finanzielle Kontokorrentkonten	-	-
BARMITTEL UND BARMITTELÄQUIVALENTE	3.290	3.692

⁽¹⁾ Die zum beizulegenden Zeitwert bewerteten Posten betragen zum 31. Dezember 2018 435 Mio. EUR (364 Mio. EUR zum 31. Dezember 2017).

Verfügungsbeschränkte Barmittel

Die Barmittel und Barmitteläquivalente beinhalten 235 Mio. EUR an liquiden Mitteln, die zum 31. Dezember 2018 Einschränkungen unterliegen (298 Mio. EUR zum 31. Dezember 2017) (siehe Anmerkung 1.3.26).

ANMERKUNG 38 KURZ- UND LANGFRISTIGE FINANZIELLE VERBINDLICHKEITEN

38.1 AUFTEILUNG NACH KURZ- UND LANGFRISTIGEN FINANZIELLEN VERBINDLICHKEITEN

Die kurz- und langfristigen finanziellen Verbindlichkeiten setzen sich wie folgt zusammen:

	31.12.2018			31.12.2017
(in Mio. EUR)	Langfristig	Kurzfristig	Summe	Langfristig	Kurzfristig	Summe
Darlehen und sonstige finanzielle Verbindlichkeiten	50.901	8.287	59.188	49.734	7.112	56.846
Negative Zeitwerte der zu Handelszwecken gehaltenen Derivate	-	7.160	7.160	-	2.787	2.787
Negative Zeitwerte der Sicherungsderivate	1.228	1.720	2.948	1.631	1.243	2.874
FINANZIELLE VERBINDLICHKEITEN	52.129	17.167	69.296	51.365	11.142	62.507

38.2 DARLEHEN UND SONSTIGE FINANZIELLE VERBINDLICHKEITEN

38.2.1 Veränderung von Darlehen und sonstigen finanziellen Verbindlichkeiten

(in Mio. EUR)	Anleihen	Kredite von Finanzinstituten	Sonstige finanzielle Verbindlichkeiten	Darlehen im Zusammenhang mit Finanzierungsleasingobjekten	Kumuliert Zinsen	Summe
Salden zum 31.12.2017	47.325	3.094	4.725	368	1.334	56.846
Zunahmen	4.259	1.269	183	-	179	5.890
Abnahmen	(1.621)	(265)	(989)	(55)	(154)	(3.084)
Umrechnungsdifferenzen	(47)	(28)	48	-	1	(26)
Veränderungen im Konsolidierungskreis	(49)	(976)	(41)	7	(11)	(1.070)
Änderungen des beizulegenden Zeitwerts	534	-	161	2	-	697
Sonstige Änderungen	-	4	(61)	2	(10)	(65)
SALDEN ZUM 31.12.2018	50.401	3.098	4.026	324	1.339	59.188

Die in der obigen Tabelle ausgewiesenen Zu-/Abnahmen der Darlehen und sonstigen finanziellen Verbindlichkeiten (ohne aufgelaufene Zinsen) enthalten keine monetären Schwankungen aus der Abwicklung von Sicherungsinstrumenten in Höhe von 86 Mio. EUR (diese Schwankungen sind in der Kapitalflussrechnung enthalten).

Darlehen und sonstige finanzielle Verbindlichkeiten der Hauptgesellschaften des Konzerns stellen sich wie folgt dar:

(in Mio. EUR)	31.12.2018	31.12.2017
EDF und sonstige verbundene Tochtergesellschaften ⁽¹⁾	48.650	44.367
EDF Energy ⁽²⁾	3.345	6.118
EDF Renewables	5.741	5.276
Edison ⁽³⁾	549	241
Sonstige	903	844
DARLEHEN UND SONSTIGE FINANZIELLE VERBINDLICHKEITEN	59.188	56.846

⁽¹⁾ Enedis, EDF PEI, EDF International, EDF Holding SAS, C3 und EDF Investissements Groupe.
⁽²⁾ Einschließlich Holdinggesellschaften.
⁽³⁾ Edison ohne TdE SpA.

Zum 31. Dezember 2018 war keines dieser Unternehmen in Verzug geraten.

Die wichtigsten Fremdkapitalaufnahmen des Konzerns stellen sich zum 31. Dezember 2018 wie folgt dar:

Art der Kreditaufnahme (in Mio. der entsprechenden Währungen)	Unternehmen	Emission ⁽¹⁾	Fälligkeit	Emissionsbetrag	Währung	Rate
Anleihe	EDF	01/2009	01/2019	2.000	USD	6,50%
Anleihe	EDF	01/2014	01/2019	1.250	USD	2,15%
Anleihe	EDF	01/2010	01/2020	1.400	USD	4,60%
Euro MTN	EDF	05/2008	05/2020	1.200	EUR	5,38%
Anleihe	EDF	10/2015	10/2020	1.500	USD	2,35%
Euro MTN	EDF	01/2009	01/2021	2.000	EUR	6,25%
Euro MTN (grüne Anleihe)	EDF	11/2013	04/2021	1.400	EUR	2,25%
Euro MTN	EDF	01/2012	01/2022	2.000	EUR	3,88%
Euro MTN	EDF	09/2012	03/2023	2.000	EUR	2,75%
Euro MTN	EDF	09/2009	09/2024	2.500	EUR	4,63%
Anleihe (grüne Anleihe)	EDF	10/2015	10/2025	1.250	USD	3,63%
Euro MTN	EDF	11/2010	11/2025	750	EUR	4,00%
Euro MTN (grüne Anleihe)	EDF	10/2016	10/2026	1.750	EUR	1,00%
Anleihe	EDF	01/2017	01/2027	107.900	JPY	1,09%
Euro MTN	EDF	03/2012	03/2027	1.000	EUR	4,13%
Anleihe	EDF	09/2018	09/2028	1.800	USD	4,50%
Euro MTN	EDF	04/2010	04/2030	1.500	EUR	4,63%
Euro MTN	EDF	10/2018	10/2030	1.000	EUR	2,00%
Euro MTN	EDF	07/2001	07/2031	650	GBP	5,88%
Euro MTN	EDF	02/2003	02/2033	850	EUR	5,63%
Euro MTN	EDF	06/2009	06/2034	1.500	GBP	6,13%
Euro MTN	EDF	10/2016	10/2036	750	EUR	1,88%
Anleihe	EDF	09/2018	09/2038	650	USD	4,88%
Anleihe	EDF	01/2009	01/2039	1.750	USD	6,95%
Euro MTN	EDF	11/2010	11/2040	750	EUR	4,50%
Euro MTN	EDF	10/2011	10/2041	1.250	GBP	5,50%
Anleihe	EDF	01/2014	01/2044	1.000	USD	4,88%
Anleihe	EDF	10/2015	10/2045	1.500	USD	4,75%
Anleihe	EDF	10/2015	10/2045	1.150	USD	4,95%
Anleihe	EDF	09/2018	09/2048	1.300	USD	5,00%
Euro MTN	EDF	09/2010	09/2050	1.000	GBP	5,13%
Euro MTN	EDF	10/2016	10/2056	2.164	USD	4,99%
Anleihe	EDF	01/2014	01/2114	1.350	GBP	6,00%

⁽¹⁾ Datum des Geldeingangs.

Am 19. und 25. September 2018 hat EDF 3,75 Mrd. USD durch eine vorrangige Anleihe in US-Dollar mit mehreren Tranchen und 1 Mrd. EUR durch eine vorrangige Anleihe aufgenommen (siehe Anmerkung 3.4).

Zum 31. Dezember 2018 beläuft sich die Gesamtobergrenze des EMTN-Programms (Euro Medium Term Notes) von EDF, das die Aufnahme von Fremdkapital im Rahmen des Programms ermöglicht, auf 45 Mrd. EUR.

38.2.2 Fälligkeit von Darlehen und sonstigen finanziellen Verbindlichkeiten

ZUM 31. DEZEMBER 2018:

(in Mio. EUR)	Anleihen	Darlehen von Finanzinstituten	Sonstige finanzielle verbindlichkeiten	Darlehen im Zusammenhang mit Finanzierungsleasingobjekten	Kumuliert Zinsen	Summe
Weniger als ein Jahr	3.316	464	3.382	45	1.080	8.287
Ein bis fünf Jahre	11.908	650	81	111	39	12.789
Mehr als fünf Jahre	35.177	1.984	563	168	220	38.112
DARLEHEN UND SONSTIGE FINANZIELLE VERBINDLICHKEITEN ZUM 31.12.2018	50.401	3.098	4.026	324	1.339	59.188

ZUM 31. DEZEMBER 2017:

(in Mio. EUR)	Anleihen	Darlehen von Finanzinstitutionen	Sonstige finanzielle Verbindlichkeiten	Darlehen im Zusammenhang mit Finanzierungsleasingobjekten	Angefallene Zinsen	Summe
Weniger als ein Jahr	1.557	549	3.881	52	1.073	7.112
Ein bis fünf Jahre	13.021	653	50	147	71	13.942
Mehr als fünf Jahre	32.747	1.892	794	169	190	35.792
DARLEHEN UND SONSTIGE FINANZIELLE VERBINDLICHKEITEN ZUM 31.12.2017	47.325	3.094	4.725	368	1.334	56.846

38.2.3 Aufgliederung der Darlehen und sonstigen finanziellen Verbindlichkeiten nach Währungen

	31.12.2018
(in Mio. EUR)	Erstverschuldungsstruktur	Auswirkungen der Sicherungsinstrumente ⁽¹⁾	Schuldenstruktur nach Absicherung
Euro (EUR)	26.783	21.438	48.221
US-Dollar (USD)	20.546	(17.564)	2.982
Pfund Sterling (GBP)	9.250	(2.414)	6.836
Sonstige	2.609	(1.460)	1.149
DARLEHEN UND SONSTIGE FINANZIELLE VERBINDLICHKEITEN	59.188	-	59.188

	31.12.2017
(in Mio. EUR)	Erstverschuldungsstruktur	Auswirkung der Sicherungsinstrumente ⁽¹⁾	Schuldenstruktur nach Absicherung
Euro (EUR)	27.609	18.454	46.063
US-Dollar (USD)	17.224	(14.752)	2.472
Pfund Sterling (GBP)	9.495	(2.331)	7.164
Sonstige	2.518	(1.371)	1.147
DARLEHEN UND SONSTIGE FINANZIELLE VERBINDLICHKEITEN	56.846	-	56.846

⁽¹⁾ Absicherung von Verbindlichkeiten und Nettovermögen ausländischer Tochtergesellschaften.

38.2.4 Aufgliederung der Darlehen und sonstigen finanziellen Verbindlichkeiten nach Zinsarten

	31.12.2018
(in Mio. EUR)	Erstverschuldungsstruktur	Auswirkungen der Derivate	Endgültige Schuldenstruktur
Feste Zinssätze	55.810	(21.949)	33.861
Variable Zinssätze	3.378	21.949	25.327
DARLEHEN UND SONSTIGE FINANZIELLE VERBINDLICHKEITEN	59.188	-	59.188

	31.12.2017
(in Mio. EUR)	Erstverschuldungsstruktur	Auswirkungen der Derivate	Endgültige Schuldenstruktur
Feste Zinssätze	52.900	(21.469)	31.431
Variable Zinssätze	3.946	21.469	25.415
DARLEHEN UND SONSTIGE FINANZIELLE VERBINDLICHKEITEN	56.846	-	56.846

Die Aufteilung der Kredite und finanziellen Verbindlichkeiten nach Zinssätzen beinhaltet die Auswirkungen aller als Sicherungsgeschäfte gemäß IFRS 9 klassifizierten Derivate.

Ein großer Teil der Festzinskredite des EDF Konzerns wird in variable Zinssätze getauscht (mittels Swap).

38.2.5 Kreditlinien

Zum 31. Dezember 2018 verfügt der Konzern über ungenutzte Kreditlinien bei verschiedenen Banken in Höhe von 11.393 Mio. EUR (11.943 Mio. EUR zum 31. Dezember 2017). In diesen Beträgen ist eine syndizierte revolvierende Kreditfazilität in Höhe von 4 Mrd. EUR enthalten, die am 14. Dezember 2018 geändert und erneuert wurde (siehe Anmerkung 3.7).

	31.12.2018				31.12.2017
		Fälligkeit
(in Mio. EUR)	Summe	< 1 Jahr	1 - 5 Jahre	>5 Jahre	Summe
BESTÄTIGTE KREDITLINIEN	11.393	3.166	8.142	85	11.943

38.2.6 Vorfälligkeitsklauseln

Projektfinanzierungsdarlehen von Nicht-Konzernmitgliedern an EDF Renewables beinhalten in der Regel Vorfälligkeitsklauseln, die vor allem dann Anwendung finden, wenn der Kreditnehmer einen Mindestwert für die Schuldendienstdeckung (Debt Service Coverage Ratio, DSCR) nicht einhält. Im Allgemeinen werden Vorfälligkeitsklauseln aktiviert, wenn dieses Verhältnis unter 1 fällt.

Für andere Konzerngesellschaften können sich bestimmte Klauseln in Verträgen hinsichtlich Finanzierungen oder sonstigen Verpflichtungen auf Konzernratings beziehen, werden aber nicht als Finanzkennzahlen klassifiziert.

Zwei Fremdkapitalaufnahmen mit einem Gesamtvolumen von 725 Mio. EUR enthalten eine Überprüfungsklausel, die vorsieht, dass bei Unterschreitung eines bestimmten Ratings des Kreditnehmers, der Kreditnehmer und der Kreditgeber die Kreditbedingungen überprüfen und gegebenenfalls neu verhandeln müssen und der Kreditnehmer freiwillig zur vorzeitigen Rückzahlung übergehen kann.

Im Jahr 2018 fand keine vorzeitige Rückzahlung statt, obwohl eine Konzerngesellschaft die Vertragsklauseln über Darlehen nicht eingehalten hat.

38.3 NETTOVERSCHULDUNG

Die Nettoverschuldung ist in den Rechnungslegungsvorschriften nicht definiert und wird nicht direkt in der Konzernbilanz ausgewiesen. Sie umfasst die gesamten Darlehen und Finanzverbindlichkeiten abzüglich der Barmittel und Barmitteläquivalente und der liquiden Mittel. Liquide Mittel sind finanzielle Vermögenswerte, die aus Fonds oder Zinsinstrumenten mit einer anfänglichen Laufzeit von mehr als drei Monaten bestehen, die leicht in Barmittel umgewandelt werden können und nach einer liquiditätsorientierten Politik verwaltet werden.

(in Mio. EUR)	Anmerkungen	31.12.2018	31.12.2017
Darlehen und sonstige finanzielle Verbindlichkeiten	38.2.1	59.188	56.846
Derivate zur Absicherung von Verbindlichkeiten	41	(1.972)	(1.176)
Barmittel und Barmitteläquivalente	37	(3.290)	(3.692)
Schuld- und Beteiligungstitel - liquide Mittel	36.2.2	(20.538)	(18.963)
Nettoverschuldung der zur Veräußerung gehaltenen Vermögenswerte		-	-
NETTOVERSCHULDUNG		33.388	33.015

ANMERKUNG 39 SONSTIGE ANGABEN ZU FINANZIELLEN VERMÖGENSWERTEN UND VERBINDLICHKEITEN

39.1 BEIZULEGENDER ZEITWERT VON FINANZINSTRUMENTEN

Die folgenden Tabellen zeigen die Aufgliederung der finanziellen Vermögenswerte und Verbindlichkeiten in der Bilanz nach Stufen.

39.1.1 Zum 31. Dezember 2018

(in Mio. EUR)	Bilanzwert	Zeitwert	Stufe 1 Nicht bereinigtes Notierte Preise	Stufe 2 Beobachtbare Daten	Stufe 3 Nicht beobachtbare Daten
Zum Zeitwert erfolgswirksam erfasste Finanzanlagen ⁽¹⁾	6.404	6.404	569	5.497	338
Schuld- und Beteiligungstitel	43.511	43.511	2.442	40.470	599
Positive Zeitwerte der Sicherungsderivate	4.383	4.383	68	4.315	-
Zum beizulegenden Zeitwert bewertete Barmitteläquivalente	435	435	181	254	-
ZUM ZEITWERT BILANZIERTE FINANZIELLE VERMÖGENSWERTE	54.733	54.733	3.260	50.536	937
Darlehen und Finanzforderungen - Forderungen gegenüber NLF	9.220	9.220	-	9.220	-
Darlehen und Finanzforderungen - CSPE	2.060	2.080	-	2.080	-
Sonstige Darlehen und Finanzforderungen	2.669	2.669	-	2.669	-
FINANZIELLE VERMÖGENSWERTE ZU FORTGEFÜHRTEN ANSCHAFFUNGSKOSTEN	13.949	13.969	-	13.969	-
Negative Zeitwerte der Sicherungsderivate	2.948	2.948	96	2.852	-
Negative Zeitwerte der Handelsderivate	7.160	7.160	554	6.274	332
ZUM BEIZULEGENDEN ZEITWERT BILANZIERTE FINANZIELLE VERMÖGENSWERTE	10.108	10.108	650	9.126	332
Darlehen und sonstige finanzielle Verbindlichkeiten ⁽²⁾	59.188	63.772	-	63.772	-
FINANZIELLE VERBINDLICHKEITEN ZU FORTGEFÜHRTEN ANSCHAFFUNGSKOSTEN	59.188	63.772	_-	63.772	_-

⁽¹⁾ Einschließlich 6.404 Mio. EUR für den positiven Zeitwert der Handelsderivate.
⁽²⁾ Darlehen und sonstige finanzielle Verbindlichkeiten werden zu fortgeführten Anschaffungskosten bilanziert, bereinigt um Zeitwertänderungen von Risiken, die durch eine Zeitwertabsicherung abgedeckt sind.

Schuld- und Beteiligungstitel der Stufe 3 sind im Wesentlichen nicht konsolidierte Beteiligungen.

Barmitteläquivalente, die im Wesentlichen in Form von handelbaren Schuldtiteln und kurzfristigen Anlagen vorliegen, werden in der Regel mit Hilfe von Zinskurven und somit beobachtbaren Marktdaten bewertet.

39.1.2 Zum 31. Dezember 2017

(in Mio. EUR)	Bilanzwert	Zeitwert	Stufe 1 Unbereinigte notierte Preise	Stufe 2 Beobachtbare Daten	Stufe 3 Nicht beobachtbare Daten
Zum beizulegenden Zeitwert bilanzierte finanzielle Vermögenswerte mit erfolgswirksam erfassten Zeitwertänderungen ⁽¹⁾	2.614	2.614	233	2.252	129
Schuld- und Beteiligungstitel	40.924	40.924	2.499	37.792	633
Positive Zeitwerte der Sicherungsderivate	3.580	3.580	21	3.559	-
Zum beizulegenden Zeitwert bewertete Barmitteläquivalente	364	364	198	166	-
ZUM ZEITWERT BILANZIERTE FINANZIELLE VERMÖGENSWERTE	47.482	47.482	2.951	43.769	762
Darlehen und Finanzforderungen - Forderungen gegenüber NLF	8.650	8.650	-	8.650	-
Darlehen und Finanzforderungen - CSPE	3.294	3.349	-	3.349	-
Sonstige Darlehen und Finanzforderungen	2.678	2.678	-	2.678	-
ZU FORTGEFÜHRTEN ANSCHAFFUNGSKOSTEN BILANZIERTE FINANZIELLE VERMÖGENSWERTE	14.622	14.677	-	14.677	-
Negative Zeitwerte der Sicherungsderivate	2.874	2.874	75	2.799	-
Negative Zeitwerte der Handelsderivate	2.787	2.787	200	2.467	120
ZUM BEIZULEGENDEN ZEITWERT BILANZIERTE FINANZIELLE VERMÖGENSWERTE	5.661	5.661	275	5.266	120
Darlehen und sonstige finanzielle Verbindlichkeiten ⁽²⁾	56.846	63.334	-	63.334	-
ZU FORTGEFÜHRTEN ANSCHAFFUNGSKOSTEN BILANZIERTE FINANZIELLE VERBINDLICHKEITEN	56.846	63.334	-	63.334	-

⁽¹⁾ Einschließlich 2.614 Mio. EUR für den positiven Zeitwert der Handelsderivate.
⁽²⁾ Darlehen und sonstige finanzielle Verbindlichkeiten werden zu fortgeführten Anschaffungskosten bilanziert, bereinigt um Zeitwertänderungen von Risiken, die durch eine Zeitwertabsicherung abgedeckt sind.

39.2 VERRECHNUNG VON FINANZIELLEN VERMÖGENSWERTEN UND VERBINDLICHKEITEN

39.2.1 Zum 31. Dezember 2018

		Saldo mit Verrechnung nach IAS 32				Beträge, die unter eine allgemeine Aufrechnungsvereinbarung fallen, aber nicht nach IAS 32 verrechnet werden
(in Mio. EUR)	Wie in der Bilanz ausgewiesen	Bilanz ohne Verrechnung	Ausgewiesener Bruttobetrag (vor Verrechnung)	Bruttobetrag verrechnet nach IAS 32	Nettobetrag bilanziert nach Verrechnung gemäß IAS 32	Finanzinstrumente
Zeitwert der Derivate - Vermögenswerte	10.787	218	16.481	(5.912)	10.569	(1.711)
Zeitwert der Derivate - Verbindlichkeiten	(10.108)	(848)	(15.172)	5.912	(9.260)	1.711

	Beträge, die unter eine allgemeine Aufrechnungsvereinbarung fallen, aber nicht nach IAS 32 verrechnet werden
(in Mio. EUR)	Zeitwert von finanziellen Sicherheiten	Nettobetrag
Zeitwert der Derivate - Vermögenswerte	(960)	7.898
Zeitwert der Derivate - Verbindlichkeiten	959	(6.590)

39.2.2 Zum 31. Dezember 2017

		Saldo mit Verrechnung nach IAS 32				Beträge, die unter eine allgemeine Aufrechnungsvereinbarung fallen, aber nicht nach IAS 32 verrechnet werden
(in Mio. EUR)	Wie in der Bilanz ausgewiesen	Bilanz ohne Verrechnung	Ausgewiesener Bruttobetrag (vor Verrechnung)	Bruttobetrag verrechnet nach IAS 32	Nettobetrag bilanziert nach Verrechnung gemäß IAS 32	Finanzinstrumente
Zeitwert der Derivate - Vermögenswerte	6.194	234	11.067	(5.107)	5.960	(1.652)
Zeitwert der Derivate - Verbindlichkeiten	(5.661)	(844)	(9.924)	5.107	(4.817)	1.652

	Beträge, die unter eine allgemeine Aufrechnungsvereinbarung fallen, aber nicht nach IAS 32 verrechnet werden
(in Mio. EUR)	Zeitwert von finanziellen Sicherheiten	Nettobetrag
Zeitwert der Derivate - Vermögenswerte	(1.073)	3.235
Zeitwert der Derivate - Verbindlichkeiten	768	(2.397)

ANMERKUNG 40 MANAGEMENT VON MARKT- UND KONTRAHENTENRISIKEN

Als weltweit tätiges Unternehmen im Energiesektor ist der EDF Konzern Finanzmarktrisiken, Energiemarktrisiken und Kontrahentenrisiken ausgesetzt. All diese Risiken können zu einer Volatilität im Jahresabschluss führen.

―	Finanzmarktrisiken

Die wichtigsten Finanzmarktrisiken, denen der Konzern ausgesetzt ist, sind das Liquiditätsrisiko, das Wechselkursrisiko, das Zinsrisiko und das Aktienrisiko.

Ziel des Liquiditätsrisikomanagements des Konzerns ist es, kostenoptimale Ressourcen zu suchen und deren ständige Verfügbarkeit zu gewährleisten.

Das Fremdwährungsrisiko bezieht sich auf die Diversifizierung der Geschäftsbereiche und geografischen Standorte des Konzerns und ergibt sich aus dem Risiko von Wechselkursschwankungen. Diese Schwankungen können sich auf die Umrechnungsdifferenzen, Bilanzpositionen, Finanzaufwendungen, das Eigenkapital und den Nettoertrag des Konzerns auswirken.

Das Zinsänderungsrisiko ergibt sich aus dem Risiko von Zinsschwankungen, die den Wert der vom Konzern angelegten Vermögenswerte, den Wert der durch Rückstellungen gedeckten Verbindlichkeiten oder die Finanzaufwendungen des Konzerns beeinflussen können.

Der Konzern ist Aktienrisiken ausgesetzt, insbesondere durch sein zweckgebundenes Anlageportfolio zur sicheren Finanzierung langfristiger nuklearer Verpflichtungen, durch externe Pensionsfonds und in geringerem Umfang durch seine liquiden Mittel und direkt gehaltenen Anlagen.

Eine detailliertere Beschreibung dieser Risiken finden Sie in Abschnitt 5.1.6.1 des Referenzdokuments "Finanzinformationen - Management und Kontrolle finanzieller Risiken".

―	Energiemarktrisiken

Mit der Öffnung des Endkundenmarkts, der Entwicklung der Großhandelsmärkte und der internationalen Geschäftsausweitung ist der EDF Konzern mit seinen Erzeugungs- und Versorgungsaktivitäten auf deregulierten Energiemärkten, hauptsächlich in Europa, tätig. Dies führt dazu, dass der Konzern Preisschwankungen auf den Großhandelsmärkten für Energie (Strom, Gas, Kohle, Erdölerzeugnisse) und auf dem CO ₂Emissionsquotenmarkt ausgesetzt ist, mit potenziell erheblichen Auswirkungen auf den Jahresabschluss.

Eine detailliertere Beschreibung dieser Risiken finden Sie in Abschnitt 5.1.6.2 des Referenzdokuments "Finanzinformationen - Management und Kontrolle von Energiemarktrisiken".

―	Kontrahentenrisiken

Das Kontrahentenrisiko wird definiert als der Gesamtverlust, den der EDF Konzern bei seinen Geschäfts- und Markttransaktionen erleiden würde, wenn ein Kontrahent ausfällt und seine vertraglichen Verpflichtungen nicht erfüllt.

Eine detailliertere Beschreibung dieser Risiken finden Sie in Abschnitt 5.1.6.1.7 des Referenzdokuments "Finanzinformationen - Management und Kontrolle von Kontrahenten-/Kreditrisiken".

Bezüglich des Kundenrisikos, das ein weiterer Bestandteil des Kontrahentenrisikos darstellt, wird eine Aufstellung der noch nicht fälligen und überfälligen Forderungen in Anhang 25 dargelegt.

Die nach IFRS 7 erforderlichen Sensitivitätsanalysen sind in Abschnitt 5.1.6.1 des Referenzdokuments "Finanzinformationen - Management und Kontrolle finanzieller Risiken" dargestellt:

―	Wechselkursrisiken: Abschnitt 5.1.6.1.3;
―	Zinsänderungsrisiken: Abschnitt 5.1.6.1.4;
―	Eigenkapitalrisiko aus finanziellen Vermögenswerten: Abschnitte 5.1.6.1.5 und 5.1.6.1.6

Die wichtigsten Informationen zu finanziellen Vermögenswerten und Verbindlichkeiten werden in den folgenden Anmerkungen und Abschnitten thematisch beschrieben:

―

Liquiditätsrisiken:

―	Fälligkeit von Darlehen und sonstigen finanziellen Verbindlichkeiten: Anmerkung 38.2.2 des Konzernabschlusses,
―	Kreditlinien: Anmerkung 38.2.5 des Konzernabschlusses,
―	vorzeitige Rückzahlungsklauseln für Darlehen: Anmerkung 38.2.6 des Konzernabschlusses,
―	außerbilanzielle Verpflichtungen: Anmerkung 46 des Konzernabschlusses;

―

Fremdwährungsrisiken:

―	Aufteilung der Darlehen nach Währung und Zinsart: Anmerkungen 38.2.3 und 38.2.4 des Konzernabschlusses;

―

Beteiligungsrisiken (Abschnitte 5.1.6.1.5 und 5.1.6.1.6 des Referenzdokuments "Finanzinformationen Management von Beteiligungsrisiken/Management von Finanzrisiken aus dem zweckgebundenen Anlageportfolio von EDF"):

―	Deckung der nuklearen Verpflichtungen: Anmerkungen 46 und 29.1.5 zum Konzernabschluss,
―	Deckung der Sozialverpflichtungen: Anmerkungen 31.2.5 und 31.3.4 des Konzernabschlusses,
―	langfristiges Cash-Management,
―	Direktinvestitionen;

―

Zinsrisiken:

―	Diskontierungssatz für Nuklearrückstellungen: Berechnungsmethode und Sensitivität: Anmerkung 29.1.5.2 des Konzernabschlusses,
―	Diskontierungssatz für Leistungen an Arbeitnehmer: Anmerkungen 31.2.7 und 31.3.6 des Konzernabschlusses,
―	Aufteilung der Darlehen nach Währung und Zinsart: Anmerkungen 38.2.3 und 38.2.4 des Konzernabschlusses;

―

bilanzielle Behandlung von Finanz- und Marktrisiken:

―	Derivate und Sicherungsbilanzierung: Anmerkung 41 des Konzernabschlusses und die Eigenkapitalveränderungsrechnung,
―	Derivate, die nicht als Sicherungsgeschäfte klassifiziert werden: Anmerkung 42 zum Konzernabschluss.

ANMERKUNG 41 DERIVATE UND SICHERUNGSBILANZIERUNG

Die Sicherungsbilanzierung wird in Übereinstimmung mit IFRS 9 angewandt und betrifft Zinsderivate zur Absicherung langfristiger Verbindlichkeiten, Währungsderivate zur Absicherung von ausländischen Nettoinvestitionen und Verbindlichkeiten in Fremdwährung sowie Währungs- und Rohstoffderivate zur Absicherung zukünftiger Zahlungsströme.

Der Zeitwert der in der Bilanz ausgewiesenen Sicherungsderivate stellt sich wie folgt dar:

(in Mio. EUR)	Anmerkungen	31.12.2018	31.12.2017
Positive Zeitwerte der Sicherungsderivate	36.1	4.383	3.580
Negative Zeitwerte der Sicherungsderivate	38.1	(2.948)	(2.874)
ZEITWERT DER SICHERUNGSDERIVATE		1.435	706
Zinssicherungsderivate	41.4.1	1.550	1.689
Derivate zur Wechselkursabsicherung	41.4.2	582	(606)
Rohstoffbezogene Cashflow-Absicherungen	41.4.3	(645)	(411)
Rohstoffbezogene Zeitwertsicherungen	41,5	(52)	34

Eine alternative Aufteilung der Sicherungsderivate ist nachfolgend dargestellt:

(in Mio. EUR)	Anmerkungen	31.12.2018	31.12.2017
Zeitwert der derivativen Sicherungsverbindlichkeiten	38.3	1.972	1.176
Zeitwert von Derivaten zur Absicherung von ausländischen Nettoinvestitionen		106	90
Zeitwert der sonstigen Sicherungsderivate (Rohstoffe)		(643)	(560)
ZEITWERT DER SICHERUNGSDERIVATE		1.435	706

41.1 ZEITWERTSICHERUNGEN

Der EDF Konzern sichert das Risiko von Zeitwertänderungen von festverzinslichen Schulden ab. Bei den Derivaten, die für diese Absicherung eingesetzt werden, handelt es sich um fest-/variabelverzinsliche Zinsswaps und Währungsswaps, wobei die Zeitwertänderungen in der Gewinn- und Verlustrechnung erfasst werden. Zeitwertsicherungen beinhalten auch Währungssicherungsinstrumente für bestimmte feste Kaufverpflichtungen.

Der ineffektive Teil der Zeitwertsicherungen weist im Jahr 2018 einen im Finanzergebnis enthaltenen Verlust von (3) Mio. EUR aus (Gewinn von 37 Mio. EUR im Jahr 2017).

41.2 CASHFLOW-ABSICHERUNGEN

Der EDF Konzern setzt Cashflow-Absicherungen hauptsächlich für die folgenden Zwecke ein:

―	zur Absicherung seiner variabel verzinslichen Verbindlichkeiten durch Zinsswaps (variabel-/festverzinst);
―	zur Absicherung des Wechselkursrisikos in Verbindung mit in Fremdwährung aufgenommenen Schulden durch den Einsatz von Währungsswaps;
―	zur Absicherung zukünftiger Cashflows im Zusammenhang mit erwarteten Verkäufen und Käufen von Strom, Gas und Kohle mittels Futures, Termingeschäften und Swaps.

Der EDF Konzern sichert auch das Währungsrisiko im Zusammenhang mit Brennstoff- und Rohstoffeinkäufen ab.

Der ineffektive Teil der Cashflow-Absicherungen im Jahr 2018 entspricht einem Gewinn von 5 Mio. EUR, der im Finanzergebnis enthalten war (null im Jahr 2017).

41.3 ABSICHERUNG VON NETTOINVESTITIONEN IN AUSLÄNDISCHE UNTERNEHMEN

Die Absicherung von ausländischen Nettoinvestitionen dient der Absicherung gegen das Wechselkursrisiko im Zusammenhang mit Nettoinvestitionen in die ausländischen Tochtergesellschaften des Konzerns.

Dieses Risiko wird auf Konzernebene entweder durch die Aufnahme von Schulden für Investitionen in derselben Währung oder über die Märkte abgesichert, wobei der Konzern Währungsswaps und Devisentermingeschäfte einsetzt.

41.4 AUSWIRKUNGEN VON SICHERUNGSDERIVATEN AUF DAS EIGENKAPITAL

Die Veränderungen des Zeitwerts der im Eigenkapital erfassten Sicherungsinstrumente (EDF-Anteil) während der Periode werden im Folgenden dargestellt:

	2018
(in Mio. EUR)	Bruttoveränderungen des Zeitwerts erfasst im Eigenkapital ⁽¹⁾	Bruttoveränderungen des Zeitwerts übertragen in die GuV - Recycling ⁽²⁾	Bruttoveränderungen des Zeitwerts übertragen in die GuV - Unwirksamkeit
Zinssicherung	(73)	-	1
Wechselkurssicherung	890	443	(5)
Absicherung von ausländischen Nettoinvestitionen	(85)	-	-
Rohstoffsicherung	(1.043)	(788)	(9)
SICHERUNGSDERIVATE ⁽³⁾	(311)	(345)	(13)

	2017
(in Mio. EUR)	Bruttoveränderungen des Zeitwerts im Eigenkapital ⁽¹⁾	Bruttoveränderungen des Zeitwerts übertragen in die GuV - Recycling ⁽²⁾	Bruttoveränderungen des Zeitwerts übertragen in die GuV - Unwirksamkeit
Zinssicherung	31	-	-
Wechselkurssicherung	(1.588)	(1.331)	(3)
Absicherung von ausländischen Nettoinvestitionen	518	(120)	-
Rohstoffsicherung	(613)	(1.714)	5
SICHERUNGSDERIVATE ⁽³⁾	(1.652)	(3.165)	2

⁽¹⁾ +/(): Zunahme/(Abnahme) des Eigenkapitals (EDF-Anteil).
⁽²⁾ +/(): Zunahme/(Abnahme) des Nettoertrags (EDF-Anteil).
⁽³⁾ Ohne assoziierte Unternehmen und Joint Ventures.

41.4.1 Zinssicherungsderivate

Die Zinssicherungsderivate setzen sich wie folgt zusammen:

	Nominalwert zum 31.12.2018				Nominalwert zum 31.12.2017	Zeitwert
(in Mio. EUR)	< 1 Jahr	1 - 5 Jahre	>5 Jahre	Summe	Summe	31.12.2018
Festzins-Zahler/Variabelzins-Empfänger	118	815	235	1.168	1.148	(75)
Variabelzins-Zahler/Festzins-Empfänger	-	5.634	17.509	23.143	22.740	1.619
Variabler Zinssatz/Variabler Zinssatz	-	1.415	1.616	3.031	1.252	56
Fester Zinssatz/Fester Zinssatz	4.901	1.654	7.498	14.053	10.062	(50)
Zinsswaps	5.019	9.518	26.858	41.395	35.202	1.550
ZINSSICHERUNGSDERIVATE	5.019	9.518	26.858	41.395	35.202	1.550

(in Mio. EUR)	Zeitwert 31.12.2017
Festzins-Zahler/Variabelzins-Empfänger	(75)
Variabelzins-Zahler/Festzins-Empfänger	1.928
Variabler Zinssatz/Variabler Zinssatz	(9)
Fester Zinssatz/Fester Zinssatz	(155)
Zinsswaps	1.689
ZINSSICHERUNGSDERIVATE	1.689

Der beizulegende Zeitwert von Zins-/Währungsswaps umfasst ausschließlich den Zinseffekt.

Der Nominalwert von Währungsswaps ist sowohl in dieser Anmerkung als auch in der Anmerkung zu den Derivaten zur Wechselkursabsicherung enthalten (41.4.2).

Ein großer Teil der Festzinskredite des EDF Konzerns wird in variable Zinssätze getauscht (mittels Swap).

41.4.2 Derivate zur Wechselkursabsicherung

Die Derivate zur Wechselkursabsicherung setzen sich wie folgt zusammen:

ZUM 31. DEZEMBER 2018:

	Nominalbetrag, der am 31.12.2018 zu erhalten ist				Nominalbetrag, der am 31.12.2018 zu zahlen ist
(in Mio. EUR)	< 1 Jahr	1 - 5 Jahre	>5 Jahre	Summe	< 1 Jahr	1 - 5 Jahre
Devisentermingeschäfte	1.550	393	-	1.943	1.540	387
Swaps	17.085	9.543	16.884	43.512	16.791	9.163
DERIVATE ZUR WECHSELKURSABSICHERUNG	18.635	9.936	16.884	45.455	18.331	9.550

	Nominalbetrag, der am 31.12.2018 zu zahlen ist		Zeitwert
(in Mio. EUR)	>5 Jahre	Summe	31.12.2018
Devisentermingeschäfte	-	1.927	17
Swaps	16.785	42.739	565
DERIVATE ZUR WECHSELKURSABSICHERUNG	16.785	44.666	582

ZUM 31. DEZEMBER 2017:

	Nominalbetrag, der am 31.12.2017 zu erhalten ist				Nominalbetrag, der am 31.12.2017 zu zahlen ist
(in Mio. EUR)	< 1 Jahr	1 - 5 Jahre	>5 Jahre	Summe	< 1 Jahr	1 - 5 Jahre
Devisentermingeschäfte	2.478	518	-	2.996	2.475	514
Swaps	12.469	10.614	12.724	35.807	12.592	10.384
Derivate zur Wechselkursabsicherung	14.947	11.132	12.724	38.803	15.067	10.898

	Nominalbetrag, der am 31.12.2017 zu zahlen ist		Zeitwert
(in Mio. EUR)	>5 Jahre	Summe	31.12.2017
Devisentermingeschäfte	-	2.989	-
Swaps	13.155	36.131	(606)
DERIVATE ZUR WECHSELKURSABSICHERUNG	13.155	39.120	(606)

Der in dieser Anmerkung dargestellte Nominalwert von Währungsswaps ist auch in der Anmerkung zu Zinssicherungsderivaten (Anmerkung 41.4.1) enthalten.

41.4.3 Rohstoffbezogene Cashflow-Absicherungen

Bei Rohstoffen erklären sich die Veränderungen des beizulegenden Zeitwerts im Wesentlichen durch:

(in Mio. EUR)	31.12.2018	31.12.2017
Stromsicherungsgeschäfte	(629)	(916)
Gassicherungsgeschäfte	(231)	69
Kohlesicherungsgeschäfte	(107)	36
Sicherungsgeschäfte für Erdölerzeugnisse	(446)	149
CO ₂Sicherungsgeschäfte für Emissionsrechte	370	49
ÄNDERUNGEN DES BEIZULEGENDEN ZEITWERTS VOR STEUERN	(1.043)	(613)

Die wesentlichen Bestandteile des erfolgswirksam erfassten Betrags aus unterjährig beendeten Rohstoffsicherungsgeschäften lauten:

(in Mio. EUR)	31.12.2018	31.12.2017
Stromsicherungsgeschäfte	(388)	(1.744)
Gassicherungsgeschäfte	(280)	50
Kohlesicherungsgeschäfte	(109)	31
Sicherungsgeschäfte für Erdölerzeugnisse	(194)	(66)
CO ₂Sicherungsgeschäfte für Emissionsrechte	183	15
ÄNDERUNGEN DES BEIZULEGENDEN ZEITWERTS VOR STEUERN	(788)	(1.714)

Die Einzelheiten der rohstoffbezogenen Cashflow-Absicherungen stellen sich wie folgt dar:

		31.12.2018
					Nettonominalwert
(in Mio. EUR)	Mengeneinheiten	< 1 Jahr	1 - 5 Jahre	>5 Jahre	Summe	Zeitwert
Swaps		(4)		-	(4)	50
Termingeschäfte/Futures		(4)	(47)	-	(51)	(859)
Strom	Terawattstunde	(8)	(47)	-	(55)	(809)
Swaps		(205)	15	-	(190)	9
Termingeschäfte/Futures		1.049	455	-	1.504	25
Gas	Mio. von Wärmeeinheiten	844	470	-	1.314	34
Swaps		4.180	6.222	-	10.402	(53)
Optionen		180	-	-	180	-
Erdölerzeugnisse	In Tausend Barrel	4.360	6.222	-	10.582	(53)
Swaps		-	-	-	-	-
Kohle	Mio. Tonnen	-	-	-	-	-
Swaps		-	-	-	-	-
Termingeschäfte/Futures		4.500	8.988	-	13.488	183
CO ₂	In Tausend Tonnen	4.500	8.988	-	13.488	183
ROHSTOFFBEZOGENE CASHFLOW-ABSICHERUNGEN						(645)

	31.12.2017
(in Mio. EUR)	Netto Nominalwert	Zeitwert
Swaps	2	58
Termingeschäfte/Futures	(72)	(688)
Strom	(70)	(630)
Swaps	(233)	(16)
Termingeschäfte/Futures	1.451	65
Gas	1.218	49
Swaps	14.175	109
Optionen	379	2
Erdölerzeugnisse	14.554	111
Swaps	-	40
Kohle	-	40
Swaps	-	-
Termingeschäfte/Futures	19.576	19
CO ₂	19.576	19
ROHSTOFFBEZOGENE CASHFLOW-ABSICHERUNGEN		(411)

41.5 ROHSTOFFBEZOGENE ZEITWERTSICHERUNGEN

Die Einzelheiten zu den rohstoffbezogenen Zeitwertsicherungen stellen sich wie folgt dar:

		31.12.2018		31.12.2017
(in Mio. EUR)	Mengeneinheiten	Nettonominalwert	Zeitwert	Nettonominalwert	Zeitwert
Kohle und Fracht	Mio. Tonnen	(3)	2	4	3
Erdölerzeugnisse	In Tausend Barrel	5.136	(23)	-	-
Gas	Mio. von Wärmeeinheiten	(93)	(31)	(583)	31
ROHSTOFFBEZOGENE ZEITWERTSICHERUNGEN			(52)		34

ANMERKUNG 42 NICHT FÜR DIE ABSICHERUNG EINGESETZTE DERIVATE

Die Zeitwerte der in der Bilanz ausgewiesenen Handelsderivate stellen sich wie folgt dar:

(in Mio. EUR)	Anmerkungen	31.12.2018	31.12.2017
Positive Zeitwerte der Handelsderivate	36.1	6.404	2.614
Negative Zeitwerte der Handelsderivate	38.1	(7.160)	(2.787)
ZEITWERT DER HANDELSDERIVATE		(756)	(173)
Zu Handelszwecken gehaltene Zinsderivate	42.1	(60)	(33)
Zu Handelszwecken gehaltene Währungsderivate	42.2	(96)	73
Nicht für die Absicherung eingesetzte Rohstoffderivate	42.3	(641)	(213)
Sonstige Verträge		41	-

42.1 ZU HANDELSZWECKEN GEHALTENE ZINSDERIVATE

Die zu Handelszwecken gehaltenen Zinsderivate setzen sich wie folgt zusammen:

	Nominalwert zum 31.12.2018				Nominalwert zum 31.12.2017	Zeitwert
(in Mio. EUR)	< 1 Jahr	1 - 5 Jahre	>5 Jahre	Summe	Summe	31.12.2018
Kauf von Optionen	-	-	516	516	519	7
Zinsgeschäfte	-	-	516	516	519	7
Festzins-Zahler/Variabelzins-Empfänger	1.517	1.247	1.121	3.885	2.978	(64)
Variabelzins-Zahler/Festzins-Empfänger	-	122	-	122	416	(4)
Variabler Zinssatz/Variabler Zinssatz	-	5	-	5	351	-
Fester Zinssatz/Fester Zinssatz	28	42	70	140	338	1
Zinsswaps	1.545	1.416	1.191	4.152	4.083	(67)
ZINSDERIVATE FÜR HANDELSZWECKE	1.545	1.416	1.707	4.668	4.602	(60)

(in Mio. EUR)	Zeitwert 31.12.2017
Kauf von Optionen	15
Zinsgeschäfte	15
Festzins-Zahler/Variabelzins-Empfänger	(42)
Variabelzins-Zahler/Festzins-Empfänger	(8)
Variabler Zinssatz/Variabler Zinssatz	1
Fester Zinssatz/Fester Zinssatz	1
Zinsswaps	(48)
ZINSDERIVATE
FÜR HANDELSZWECKE	(33)

42.2 ZU HANDELSZWECKEN GEHALTENE WÄHRUNGSDERIVATE

Die zu Handelszwecken gehaltenen Währungsderivate setzen sich wie folgt zusammen:

ZUM 31. DEZEMBER 2018:

	Nominalbetrag, der am 31.12.2018 zu erhalten ist				Nominalbetrag, der am 31.12.2018 zu zahlen ist
(in Mio. EUR)	< 1 Jahr	1 - 5 Jahre	>5 Jahre	Summe	< 1 Jahr	1 - 5 Jahre
FX-Termingeschäfte	3.223	2.017	4	5.244	3.215	1.989
Swaps	11.885	6.570	70	18.525	11.981	6.689
ZU HANDELSZWECKEN GEHALTENE WÄHRUNGSDERIVATE	15.108	8.587	74	23.769	15.196	8.678

	Nominalbetrag, der am 31.12.2018 zu zahlen ist		Zeitwert
(in Mio. EUR)	>5 Jahre	Summe	31.12.2018
FX-Termingeschäfte	5	5.209	2
Swaps	69	18.739	(98)
ZU HANDELSZWECKEN GEHALTENE WÄHRUNGSDERIVATE	74	23.948	(96)

ZUM 31. DEZEMBER 2017:

	Nominalbetrag, der am 31.12.2017 zu erhalten ist				Nominalbetrag, der am 31.12.2017 zu zahlen ist
(in Mio. EUR)	< 1 Jahr	1 - 5 Jahre	>5 Jahre	Summe	< 1 Jahr	1 - 5 Jahre
FX-Termingeschäfte	2.438	1.079	8	3.525	2.443	1.089
Swaps	11.986	4.823	74	16.883	11.960	4.764
ZU HANDELSZWECKEN GEHALTENE WÄHRUNGSDERIVATE	14.424	5.902	82	20.408	14.403	5.853

	Nominalbetrag, der am 31.12.2017 zu zahlen ist		Zeitwert
(in Mio. EUR)	>5 Jahre	Summe	31.12.2017
FX-Termingeschäfte	9	3.541	(23)
Swaps	73	16.797	96
ZU HANDELSZWECKEN GEHALTENE WÄHRUNGSDERIVATE	82	20.338	73

42.3 NICHT FÜR DIE ABSICHERUNG EINGESETZTE ROHSTOFFDERIVATE

Die nicht als Sicherungsgeschäfte klassifizierten Rohstoffderivate stellen sich wie folgt dar:

		31.12.2018		31.12.2017
(in Mio. EUR)	Maßeinheit	Nettonominalwert	Zeitwert	Nettonominalwert	Zeitwert
Swaps		3	502	(5)	479
Optionen		4	(22)	4	106
Termingeschäfte/Futures		(50)	(123)	(54)	(403)
Strom	Terawattstunde	(43)	357	(55)	182
Swaps		(510)	(515)	894	(132)
Optionen		32	185	(68)	171
Termingeschäfte/Futures		16.323	80	19.784	57
Gas	Mio. von Wärmeeinheiten	15.845	(250)	20.610	96
Swaps		27.715	(82)	3.400	94
Optionen		500	1	1.920	3
Termingeschäfte/Futures		(360)	(3)	108	(3)
Erdölerzeugnisse	In Tausend Barrel	27.855	(84)	5.428	94
Swaps		(2.521)	6	(1)	(151)
Optionen		-	(14)	3	(1)
Termingeschäfte/Futures		-	-	4	9
Fracht		3.232	(2)	(4)	17
Kohle und Fracht	Mio. Tonnen	711	(10)	2	(126)
Swaps		-	-	43	-
Optionen		(5.000)	(150)	-	-
Termingeschäfte/Futures		(56.433)	(446)	35.583	(57)
CO ₂	In Tausend Tonnen	(61.433)	(596)	35.626	(57)
Swaps/Optionen			29		(56)
Termingeschäfte/Futures			(87)		(346)
Sonstige Rohstoffe			(58)		(402)
Eingebettete Rohstoffderivate			-		-
NICHT FÜR DIE ABSICHERUNG EINGESETZTE ROHSTOFFDERIVATE			(641)		(213)

Diese beinhalten hauptsächlich Verträge, die im Portfolio von EDF Trading enthalten sind.

ZUR VERÄUSSERUNG GEHALTENE VERMÖGENSWERTE UND DAMIT VERBUNDENE VERBINDLICHKEITEN

ANMERKUNG 43 ZUR VERÄUSSERUNG GEHALTENE VERMÖGENSWERTE UND DAMIT VERBUNDENE VERBINDLICHKEITEN

(in Mio. EUR)	31.12.2018	31.12.2017
ZUR VERÄUSSERUNG GEHALTENE VERMÖGENSWERTE	-	-
VERBINDLICHKEITEN IM ZUSAMMENHANG MIT ZUR VERÄUSSERUNG GEHALTENEN VERMÖGENSWERTEN	-	-

CASHFLOWS UND SONSTIGE ANGABEN

ANMERKUNG 44 CASHFLOWS

44.1 VERÄNDERUNG DES UMLAUFVERMÖGENS

(in Mio. EUR)	2018	2017 Angepasst ⁽¹⁾
Veränderung der Vorräte	(18)	543
Änderung der Forderung aus dem Beitrag zum öffentlichen Stromversorgungsdienst (CSPE)	357	499
Veränderung der Forderungen aus Lieferungen und Leistungen	1.259	376
Veränderungen der Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen	(707)	550
Veränderung der sonstigen Forderungen und Verbindlichkeiten (ohne CSPE)	(429)	(492)
VERÄNDERUNG DES UMLAUFVERMÖGENS	462	1.476

⁽¹⁾ Die zum 31. Dezember 2017 veröffentlichten Zahlen wurden gemäß IFRS 15 (Anmerkung 2.1.3.2) angepasst.

44.2 INVESTITIONEN IN IMMATERIELLE VERMÖGENSWERTE UND SACHANLAGEN

(in Mio. EUR)	2018	2017
Erwerb von immateriellen Vermögenswerten	(1.828)	(1.165)
Erwerb von Sachanlagen	(13.990)	(14.329)
Veränderung der Verbindlichkeiten gegenüber Lieferanten des Anlagevermögens	(368)	747
INVESTITIONEN IN IMMATERIELLE VERMÖGENSWERTE UND SACHANLAGEN	(16.186)	(14.747)

ANMERKUNG 45 ZWECKGEBUNDENE VERMÖGENSWERTE VON EDF

45.1 VORSCHRIFTEN

Artikel L. 594 des französischen Umweltgesetzbuches und seine Durchführungsbestimmungen verlangen, dass Vermögenswerte (zweckgebundene Vermögenswerte) zur sicheren Finanzierung der Stilllegungskosten von Kernkraftwerken und der langfristigen Lagerkosten für radioaktive Abfälle abgegrenzt werden. Die Bestimmungen regeln den Aufbau von zweckgebundenem Vermögen sowie die Verwaltung und Verwendung der Fonds selbst. Diese zweckgebundenen Vermögenswerte werden klar identifiziert und getrennt von den anderen Finanzanlagen und Investitionen der Gesellschaft verwaltet. Sie unterliegen zudem einer besonderen Überwachung und Kontrolle durch den Vorstand und die Verwaltungsbehörden.

Das Gesetz verlangt, dass der realisierbare Wert dieser zweckgebundenen Vermögenswerte höher sein muss als der Wert der Rückstellungen, der dem Barwert der oben definierten langfristigen Nuklearausgaben entspricht.

Durch das Dekret vom 29. Dezember 2010 wurden die RTE-Aktien unter bestimmten Bedingungen und mit behördlicher Genehmigung für die Aufnahme in das zweckgebundene Vermögen zugelassen. Mit dem Dekret vom 24. Juli 2013 wurde die Liste der in Frage kommenden Vermögenswerte unter Bezugnahme auf das Versicherungsgesetz überarbeitet, und auch nicht börsennotierte Wertpapiere können nun unter bestimmten Bedingungen berücksichtigt werden.

Das Dekret vom 24. März 2015 enthält zwei Maßnahmen in Bezug auf zweckgebundene Vermögenswerte:

―	die jährliche Zuteilung zu den zweckgebundenen Vermögenswerten, abzüglich etwaiger Erhöhungen der Rückstellungen, muss positiv oder Null betragen, solange ihr realisierbarer Wert unter 110% des Betrags der betreffenden Rückstellungen liegt;
―	unter bestimmten Bedingungen können Immobilien, die sich im Besitz der Betreiber von Kernanlagen befinden, zur Deckung dieser Rückstellungen herangezogen werden.

Unter bestimmten Bedingungen erlaubt das Dekret vom 19. Dezember 2016 die Zuteilung der Aktien von CTE, die 100% des Kapitals von RTE hält, zum Portfolio der zweckgebundenen Vermögenswerte zum 31. Dezember 2017 (siehe Anmerkung 45.2.2 unten).

EDF erhielt am 31. Mai 2018 auch eine ministerielle Genehmigung, den Anteil der nicht börsennotierten Vermögenswerte an seinen zweckgebundenen Vermögenswerten unter bestimmten Bedingungen von 10% auf 15% zu erhöhen (dies gilt nicht für Anteile an CTE oder Immobilienvermögen).

45.2 PORTFOLIOINHALT UND -BEWERTUNG

Aufgrund der geltenden Vorschriften stellen diese zweckgebundenen Vermögenswerte eine sehr spezifische Kategorie von Vermögenswerten dar.

Das zweckgebundene Vermögen wird nach einer vom Vorstand festgelegten strategischen Allokation strukturiert und verwaltet und an die Verwaltungsbehörden berichtet. Die strategische Allokation ist darauf ausgerichtet, das übergeordnete Ziel der langfristigen Deckung der Verpflichtungen zu erreichen und bestimmt die Struktur und das Management des Portfolios als Ganzes. Dabei werden regulatorische Beschränkungen in Bezug auf die Art und Liquidität des zweckgebundenen Vermögens, die finanziellen Aussichten für die Aktien- und Anleihemärkte sowie der diversifizierende Beitrag nicht börsennotierter Anlagen berücksichtigt.

Im Rahmen der Überprüfung der strategischen Allokation und um die im Jahr 2010 mit den Aktien der RTE begonnene Diversifikation in nicht börsennotierte Vermögenswerte fortzusetzen, hat der Vorstand 2013 die Einführung eines nicht börsennotierten Anlageportfolios neben den diversifizierten Aktien- und Rentenanlagen beschlossen. Dieses Portfolio wird von der Abteilung EDF Invest verwaltet, die nach dem Dekret vom 24. Juli 2013 über die Sicherung der Finanzierung der Nuklearausgaben gebildet wurde. EDF Invest hat die folgenden Ziel-Anlageklassen: Infrastruktur-, Immobilien- und Schuld- oder Aktienfonds.

Nach der Genehmigung der französischen Regierung vom 8. Februar 2013 und der Genehmigung durch den Überwachungsausschuss für nukleare Verpflichtungen sowie dem Beschluss des Vorstands vom 13. Februar 2013 hat EDF die gesamte vom französischen Staat anerkannte Forderung, die den aufgelaufenen Fehlbetrag aus der CSPE-Finanzierung zum 31. Dezember 2012 darstellt, den zweckgebundenen Vermögenswerten zugeteilt.

Diese finanzielle Forderung wurde im Jahresabschluss zum 31. Dezember 2015 um einen zusätzlichen Betrag von schätzungsweise 644 Mio. EUR erhöht, der nicht dem zweckgebundenen Vermögen zugeteilt wurde, was den Fehlbeträgen aus den Ausgleichszahlungen entspricht, die zwischen Anfang 2013 und Ende 2015 entstanden sind, wie der Staat in einem Ministerialschreiben vom 26. Januar 2016 bestätigt hat. In Übereinstimmung mit diesem Schreiben wird die gesamte finanzielle Forderung mit 1,72% verzinst und nach einem überarbeiteten Zeitplan bis Ende 2020 zurückgezahlt. Dieser Zeitplan wurde in einer Ministerialverordnung vom 2. Dezember 2016 festgelegt, die auf der Bestätigung der CRE über die Fehlbeträge für 2015 basiert.

Am 22. Dezember 2016 hat EDF einen Anteil von 26,4% dieser finanziellen Forderung, einschließlich der zusätzlichen Forderung, die den Fehlbeträgen aus den Ausgleichszahlungen zwischen 2013 und 2015 entspricht, an einen Investorenpool abgetreten.

Folglich wird der realisierbare Wert des nicht abgetretenen Teils der Forderung, der vollständig den zweckgebundenen Vermögenswerten zugeordnet ist, auf der Grundlage des Abtretungswerts zu diesem Zeitpunkt berechnet.

Der erhaltene Betrag für die Abtretung des Teils der CSPE-Forderung, der auf zweckgebundene Vermögenswerte entfällt (894 Mio. EUR), wurde in zweckgebundene Vermögenswerte reinvestiert, ebenso wie die erhaltenen Erstattungen (siehe Anmerkung 3.11.3).

Nachdem der Vorstand das Schreiben des Ministers vom 31. Mai 2018 erhalten hatte, mit dem EDF unter bestimmten Bedingungen ermächtigt wurde, den Anteil der nicht börsennotierten Vermögenswerte an seinen zweckgebundenen Vermögenswerten zu erhöhen, bestätigte er am 29. Juni 2018 die folgende neue strategische Zuordnung für zweckgebundene Vermögenswerte:

―	renditestarke Vermögenswerte (Ziel: 30% des zweckgebundenen Vermögens), bestehend aus Infrastrukturvermögen, einschließlich der Anteile an CTE, und Immobilienvermögen;
―	wachstumsstarke Vermögenswerte (Ziel: 40% des zweckgebundenen Vermögens), bestehend aus Aktienfonds, die in börsennotierte oder nicht börsennotierte Aktien investieren;
―	festverzinsliche Vermögenswerte (Ziel: 30% des zweckgebundenen Vermögens), bestehend aus börsennotierten Anleihen oder börsennotierten Anleihenfonds, nicht börsennotierten Schuldtiteln, Forderungen und Barmitteln.

Diese Ziele sollten schrittweise erreicht werden, vor allem durch Reinvestition von festverzinslichen Vermögenswerten in rendite- und wachstumsstarke Vermögenswerte.

45.2.1 Wachstumsstarke und festverzinsliche Vermögenswerte

Bestimmte wachstumsstarke und festverzinsliche Vermögenswerte sind Anleihen, die direkt von EDF gehalten werden. Der Rest besteht aus spezialisierten kollektiven Investmentfonds auf den führenden internationalen Märkten, die von unabhängigen Vermögensverwaltern verwaltet werden. Sie bestehen aus offenen Fonds und "geschlossenen" Fonds, die ausschließlich für die Nutzung durch den Konzern (der nicht an der Fondsverwaltung teilnimmt) aufgelegt wurden.

Die börsennotierten Aktienfonds bestehen aus internationalen Aktien (hauptsächlich in Nordamerika, aber auch in Europa, im asiatisch-pazifischen Raum und in Schwellenländern). Börsennotierte Anleihen und börsennotierte Anleihenfonds bestehen aus Staats- und Unternehmensanleihen.

Diese Anlagen werden entsprechend der strategischen Allokation strukturiert und verwaltet, die die internationalen Börsenzyklen berücksichtigt, wobei die zwischen Aktien- und Rentenmarktzyklen sowie zwischen geografischen Regionen beobachtete statistische Umkehrung den Konzern davon überzeugt hat, eine langfristige Anlagepolitik mit einer angemessenen Aufteilung zwischen wachstumsstarken und festverzinslichen Vermögenswerten zu definieren.

Im Rahmen der neuen strategischen Allokation enthalten die wachstumsstarken Aktiva auch einen kleinen Teil der in nicht börsennotierte Aktien investierten Fonds und die festverzinslichen Aktiva enthalten auch einen kleinen Teil der in nicht börsennotierte Schuldtitel investierten Fonds. Diese Fonds werden von EDF Invest verwaltet (siehe Anmerkung 45.2.2).

Seit der Anwendung von IFRS 9 ab dem 1. Januar 2018 sind alle diese Vermögenswerte unter den Schuld- und Beteiligungstiteln enthalten.

Zum Jahresende werden zweckgebundene Vermögenswerte zu ihrem Liquidationswert in der Bilanz unter den Schuld- und Beteiligungstiteln ausgewiesen.

Im Rahmen der Überwachung der operativen Vermögenswerte wendet der Konzern langfristige, spezifische Verwaltungsregeln an, die von seinen Leitungsgremien definiert und überwacht werden (maximale Investitionsquoten, Volatilitätsanalysen und Bewertung der Qualität einzelner Fondsmanager).

45.2.2 Renditestarke Vermögenswerte

Die von EDF Invest verwalteten renditestarken Vermögenswerte bestehen aus Vermögenswerten, die sich auf Investitionen in Infrastruktur und Immobilien beziehen.

Über Investmentfonds verwaltet EDF Invest auch wachstumsstarke und festverzinsliche Vermögenswerte (siehe Anmerkung 45.2.1).

Zum 31. Dezember 2018 belief sich das von EDF Invest verwaltete Vermögen auf einen realisierbaren Gesamtwert von 5.680 Mio. EUR, einschließlich eines renditestarken Vermögens von 5.356 Mio. EUR. Die renditestarken Anlagen umfassen insbesondere:

―	50,1% der Konzernanteile an CTE, dem Joint Venture, das RTE besitzt, gemäß Dekret 2016-1781 vom 19. Dezember 2016 zur Änderung des Dekrets vom 23. Februar 2007. Diese Anteile belaufen sich zum 31. Dezember 2018 auf 2.738 Mio. EUR (2.705 Mio. EUR zum 31. Dezember 2017) (siehe Anmerkung 3.11.3);
―	die Beteiligung des Konzerns an Terega, Porterbrook, Autostrade per l'ltalia, Q-Park und Unternehmen, die Windparks in Großbritannien besitzen (Bicker Fen, Glass Moor II, Green Rigg, Rusholme), die unter den Schuld- und Beteiligungstiteln in der Konzernbilanz ausgewiesen werden;
―	die Beteiligungen des Konzerns an Madrilena Red de Gas (MRG), Geosel, Thyssengas, Aeroports de la Côte d'Azur, Central Sicaf, Fallago Rig, Fenland, Ecowest SCI A sowie an der Nam Theun Power Company, die unter Beteiligungen an assoziierten Unternehmen in der Konzernbilanz ausgewiesen werden.

45.3 BEWERTUNG DES ZWECKGEBUNDENEN VERMÖGENS VON EDF

Die zweckgebundenen Vermögenswerte von EDF werden mit folgenden Werten in den Konzernabschluss einbezogen:

		31.12.2018		31.12.2017
(in Mio. EUR)	Darstellung in der Konzernbilanz	Buch-Wert	Realisierbarer Wert	Buch-Wert	Realisierbarer Wert
Renditestarke Vermögenswerte (EDF Invest)		3.919	5.356	3.652	5.210
CTE	Beteiligungen an assoziierten Unternehmen ⁽¹⁾	1.406	2.738	1.241	2.705
Sonstige assoziierte Unternehmen	Beteiligungen an assoziierten Unternehmen ⁽²⁾	1.167	1.234	893	944
Sonstige nicht börsennotierte Vermögenswerte	Schuld- und Beteiligungstitel und sonstiges Nettovermögen ⁽³⁾	1.346	1.384	1.518	1.561
Wachstumsstarke Vermögenswerte		10.108	10.108	10.099	10.099
Beteiligungspapiere ⁽⁴⁾	Anleihen	9.844	9.844	9.942	9.942
Nicht börsennotierte Aktienfonds (EDF Invest)	Anleihen	219	219	127	127
Derivate	Zeitwert der Derivate	45	45	30	30
Festverzinsliche Vermögenswerte		12.205	12.225	12.751	12.806
Anleihen	Anleihen	10.010	10.010	9.282	9.282
Nicht börsennotierte Schuldtitel (EDF Invest)	Anleihen	105	105	71	71
Kassenbestand ⁽⁵⁾	Anleihen	30	30	104	104
CSPE-Forderung ⁽⁶⁾	Darlehen und Finanzforderungen	2.060	2.080	3.294	3.349
GESAMTES ZWECKGEBUNDENES VERMÖGEN VON EDF		26.232	27.689	26.502	28.115

⁽¹⁾ Die Beteiligung des Konzerns von 50,1% an CTE, dem Unternehmen, das 100% der Anteile an RTE hält. Die CTE-Aktien werden zum Eigenkapitalwert in den Konzernabschluss einbezogen (Buchwert in der Tabelle). Der realisierbare Wert von CTE in der obigen Tabelle zum 31. Dezember 2018 wurde von einem unabhängigen Gutachter auf die gleiche Weise wie für die anderen Vermögenswerte von EDF Invest ermittelt. Der realisierbare Wert von CTE zum 31. Dezember 2017 basierte auf dem Verkaufstransaktionspreis vom 31. März 2017.
⁽²⁾ Einschließlich des Werts des Anteils am Eigenkapital der kontrollierten Unternehmen, die diese Anteile besitzen.
⁽³⁾ Einschließlich Schuld- und Beteiligungstitel in Höhe von 1.221 Mio. EUR und des Wertes des Anteils am Eigenkapital anderer beherrschter Unternehmen.
⁽⁴⁾ Einschließlich Ende Dezember 2018 erworbener Wertpapiere in Höhe von 391 Mio. EUR, für die die Zahlung Anfang Januar 2019 erfolgte.
⁽⁵⁾ Nach Abzug von 391 Mio. EUR an Verbindlichkeiten aus Ende Dezember 2018 erworbenen Wertpapieren, für die die Zahlung Anfang Januar 2019 erfolgte.
⁽⁶⁾ Die Forderung besteht aus aufgelaufenen Fehlbeträgen aus der Ausgleichzahlung zum 31. Dezember 2015, abzüglich des am 22. Dezember 2016 zugewiesenen Teils und der seitdem erhaltenen Erstattungen gemäß dem Tilgungsplan. Der realisierbare Wert der CSPE-Forderung wird auf der Grundlage von Marktzinsen geschätzt.

Strukturierte Unternehmen - Investmentfonds

Die vom Konzern gehaltenen Investmentfonds (siehe Anmerkung 1.3.2.9), die in der Tabelle unter "Schuld- und Beteiligungstitel" aufgeführt sind, befinden sich in Frankreich und befinden sich im Eigentum von EDF. Der Konzern hat diese Fonds nicht finanziell unterstützt.

Der Wert des Vermögens dieser Investmentfonds beträgt zum 31. Dezember 2018 4.898 Mio. EUR (31. Dezember 2017 3.294 Mio. EUR). Die Fonds bestehen im Wesentlichen aus 11 börsennotierten Fonds mit einem Gesamtwert von 4.340 Mio. EUR (per 31. Dezember 2017 12 börsennotierte Fonds mit einem Gesamtwert von 2.906 Mio. EUR).

45.4 ABDECKUNG LANGFRISTIGER NUKLEARER VERPFLICHTUNGEN

Nach den aufsichtsrechtlichen Berechnungen sind die Rückstellungen zum 31. Dezember 2018 zu 98,3% durch zweckgebundene Vermögenswerte gedeckt. Die aufsichtsrechtliche Begrenzung des realisierbaren Werts bestimmter Anlagen (Dekret 2007-243) hat zum 31. Dezember 2018 keine Auswirkung.

Zum 31. Dezember 2017 waren nach den aufsichtsrechtlichen Berechnungen 108,5% der Rückstellungen durch zweckgebundene Vermögenswerte gedeckt. Die aufsichtsrechtliche Begrenzung des realisierbaren Werts bestimmter Anlagen (Dekret 2007-243) hat zum 31. Dezember 2017 keine Auswirkung.

Die Abdeckung der Nuklearrückstellungen zum 31. Dezember 2018 entspricht der Ministerialentscheidung vom 28. Dezember 2018, mit der der Umfang der Rückstellungen erweitert wurde, die durch zweckgebundene Vermögenswerte abgedeckt werden sollen. Im Anschluss an diese Ministerialentscheidung wurden 298 Mio. EUR der Rückstellungen, die zuvor als Teil des Betriebszyklus im Sinne der Verordnung angesehen wurden, in langfristige Rückstellungen umgewandelt, was sich mit -1,05% auf den Deckungsgrad auswirkte.

Die Entnahmen aus zweckgebundenen Vermögenswerten beliefen sich im Jahr 2018 auf 403 Mio. EUR, was den Zahlungen für die langfristigen Verpflichtungen im Nuklearbereich im Laufe des Jahres (378 Mio. EUR im Jahr 2017) entspricht.

Über einen Zeitraum von 10 Jahren werden Auszahlungen in folgendem Umfang vorgenommen (unter wirtschaftlichen Bedingungen zum Jahresende, d.h. in Euro 2018):

―	14% der Rückstellungen für die langfristige Entsorgung radioaktiver Abfälle;
―	11% der Rückstellungen für die Stilllegung.

Über einen Zeitraum von 50 Jahren werden Auszahlungen in folgendem Umfang vorgenommen (unter wirtschaftlichen Bedingungen zum Jahresende, d.h. in Euro 2018):

―	35% der Rückstellungen für die langfristige Entsorgung radioaktiver Abfälle;
―	93% der Rückstellungen für die Stilllegung.

Die langfristigen nuklearen Verpflichtungen des Konzerns in Frankreich, die von den Vorschriften für zweckgebundene Vermögenswerte im Zusammenhang mit der Kernenergieerzeugung betroffen sind, werden im Konzernabschluss des EDF Konzerns mit den folgenden Werten ausgewiesen:

(in Mio. EUR)	31.12.2018	31.12.2017
Rückstellungen für die Entsorgung abgebrannter Brennelemente - Anteil unabhängig vom Betriebszyklus wie in den Vorschriften definiert	1.067	983
Rückstellungen für die langfristige Entsorgung radioaktiver Abfälle	9.846	8.814
Rückstellungen für die Beseitigung und Aufbereitung von Abfällen	751	726
Rückstellungen für die Stilllegung von Kernkraftwerken	15.985	14.920
Rückstellungen für letzte Kerne - Anteil für die zukünftige langfristige Entsorgung radioaktiver Abfälle	518	467
AKTUELLE KOSTEN FÜR LANGFRISTIGE NUKLEARE VERPFLICHTUNGEN	28.167	25.910

Aufgrund von Änderungen (außer aufsichtsrechtlichen Änderungen) der Annahmen zur Berechnung der langfristigen Nuklearrückstellungen, insbesondere der Änderung des Abzinsungssatzes, beläuft sich die erforderliche Zuführung zu zweckgebundenen Vermögenswerten für 2018 auf 1.337 Mio. EUR. Die Verwaltungsbehörden haben EDF ermächtigt, diese Mittelzuweisung wie folgt zu verteilen: 540 Mio. EUR in den Jahren 2019 und 2020 und 257 Mio. EUR im Jahr 2021. Einschließlich der im Jahr 2019 für das Jahr 2018 vorzunehmenden Mittelzuweisung würde der Deckungsgrad zum 31. Dezember 2018 bei 100,2% liegen.

45.5 VERÄNDERUNGEN DER ZWECKGEBUNDENEN VERMÖGENSWERTE IM JAHR 2018

Nach einem Schreiben des Ministers vom 31. Mai 2018, in dem EDF unter Auflagen ermächtigt wurde, den Anteil nicht börsennotierter Vermögenswerte an den zweckgebundenen Vermögenswerten zu erhöhen, bestätigte der Vorstand am 29. Juni 2018 eine neue strategische Zuteilung für zweckgebundene Vermögenswerte (siehe Anmerkung 45.2).

Die regulatorische Zuteilung zu den zweckgebundenen Vermögenswerten für 2017 beträgt 386 Mio. EUR und erfolgte im Laufe des Jahres 2018.

EDF Invest baute im Jahr 2018 ein Portfolio aus Infrastrukturen, Immobilien und Investmentfonds auf. Im November 2018 schloss EDF Invest den Kauf einer Minderheitsbeteiligung an sechs britischen Unternehmen (Bicker Fen, Fallago Rig, Fenland, Glass Moor II, Green Rigg, Rusholme) von EDF Renewables ab.

Im Dezember 2018 erwarb EDF Invest die Minderheitsbeteiligung von EDF International an der Nam Theun Power Company (NTPC), einem Wasserkraftwerk in Laos, das zu diesem Zeitpunkt zum Teil zweckgebundenen Vermögenswerten zugeordnet war. Der Rest wird 2019 zugeteilt.

Diese neuen Anlagen wurden zu den Infrastrukturanlagen, die Teil des renditestarken Vermögens von EDF Invest sind, zusammen mit Anlagen wie CTE (dem Unternehmen, dem RTE gehört), Terega (vormals TIGF), Porterbrook, Madrilena Red de Gas, Geosel, Thyssengas und Aeroports de la Côte d'Azur, Autostrade per l'ltalia und Q-Park hinzugefügt.

Negative Änderungen des beizulegenden Zeitwerts des zweckgebundenen Vermögensportfolios (Investmentfonds und Aktien) in Höhe von 989 Mio. EUR wurden 2018 in Anwendung von IFRS 9 im Finanzergebnis erfasst (siehe Anmerkung 15.3).

Negative Änderungen des beizulegenden Zeitwerts des zweckgebundenen Vermögensportfolios (Anleihen) in Höhe von 60 Mio. EUR wurden 2018 in Anwendung von IFRS 9 im OCI erfasst (siehe Anmerkung 36.2).

45.6 ZWECKBESTIMMTES VERMÖGEN VON FRAMATOME UND SOCODEI

Die zweckbestimmten Vermögenswerte von Framatome und SOCODEI in Bezug auf grundlegende kerntechnische Anlagen (INB) in Frankreich haben realisierbare Werte von 72 Mio. EUR bzw. 47 Mio. EUR, und der Deckungsgrad der Rückstellungen gemäß den Vorschriften beträgt 92,8% für Framatome und 103,5% für SOCODEI (berechnet anhand der EDF-Konzernrabatte und Inflationsraten für Nuklearrückstellungen in Frankreich - siehe Anmerkung 30).

Die langfristigen nuklearen Verpflichtungen dieser beiden Unternehmen in Frankreich, die von den Vorschriften für zweckbestimmte Vermögenswerte betroffen sind, sind im Konzernabschluss des EDF Konzerns in Höhe von 78 Mio. EUR für Framatome und 46 Mio. EUR für SOCODEI enthalten (siehe Anmerkung 30).

ANMERKUNG 46 AUSSERBILANZIELLE VERPFLICHTUNGEN

Diese Anmerkung stellt die außerbilanziellen Verpflichtungen dar, die der Konzern zum 31. Dezember 2018 eingegangen ist und erhalten hat. Die Beträge der Verpflichtungen entsprechen den nicht abgezinsten Vertragswerten.

46.1 EINGEGANGENE VERPFLICHTUNGEN

Die folgende Tabelle zeigt die vom Konzern eingegangenen außerbilanziellen Verpflichtungen, die bewertet wurden. Die sonstigen Verpflichtungen werden in den detaillierten Anmerkungen gesondert beschrieben.

(in Mio. EUR)	Anmerkungen	31.12.2018	31.12.2017
Eingegangene operative Verpflichtungen	46.1.1	45.370	44.705
Eingegangene Investitionsverpflichtungen	46.1.2	17.572	17.222
Bestehende Finanzierungszusagen	46.1.3	5.494	5.123
EINGEGANGENE GESAMTVERPFLICHTUNGEN		68.436	67.050

In fast allen Fällen handelt es sich um gegenseitige Verpflichtungen, und die betreffenden Dritten sind vertraglich verpflichtet, dem Konzern Vermögenswerte oder Dienstleistungen im Zusammenhang mit der Geschäfts-, Investitions- und Finanzierungstätigkeit zu liefern.

46.1.1 Eingegangene operative Verpflichtungen

Die vom Konzern zum 31. Dezember 2018 eingegangenen operativen Verpflichtungen stellen sich wie folgt dar:

(in Mio. EUR)	31.12.2018	31.12.2017
Abnahmeverpflichtungen für Brennstoffe und Energie ⁽¹⁾	26.878	26.728
Eingegangene Verpflichtungen zur Erfüllung operativer Verträge	14.117	13.739
Ausrüstungs-Leasing-Verpflichtungen als Leasingnehmer	4.375	4.238
SUMME DER EINGEGANGENEN OPERATIVEN VERPFLICHTUNGEN	45.370	44.705

⁽¹⁾ Ohne Gasbezüge und damit verbundene Dienstleistungen.

46.1.1.1 Abnahmeverpflichtungen für Brennstoffe und Energie

Im Rahmen der gewöhnlichen Erzeugungs- und Versorgungsaktivitäten hat der Konzern langfristige Verträge über den Bezug von Strom, Gas, sonstigen Energien sowie Rohstoffen und Kernbrennstoffen mit einer Laufzeit von bis zu 20 Jahren abgeschlossen.

Der Konzern hat auch langfristige Bezugsverträge mit einer Reihe von Stromerzeugern abgeschlossen, indem er sich an der Finanzierung von Kraftwerken beteiligt.

Zum 31. Dezember 2018 werden die Abnahmeverpflichtungen für Brennstoffe und Energie wie folgt fällig:

	31.12.2018					31.12.2017
		Fälligkeit
(in Mio. EUR)	Summe	< 1 Jahr	1 - 5 Jahre	5 - 10 Jahre	>10 Jahre	Summe
Strombezüge und damit verbundene Dienstleistungen ⁽¹⁾	10.368	2.077	3.571	2.319	2.401	9.767
Sonstige Energie- und Rohstoffeinkäufe ⁽²⁾	377	94	194	89	-	391
Beschaffung von Kernbrennstoffen	16.133	1.469	6.232	5.148	3.284	16.570
ABNAHMEVERPFLICHTUNGEN FÜR BRENNSTOFFE UND ENERGIE	26.878	3.640	9.997	7.556	5.685	26.728

⁽¹⁾ Einschließlich Verpflichtungen von kontrollierten Unternehmen gegenüber Joint Ventures in Höhe von 604 Mio. EUR zum 31. Dezember 2018 (606 Mio. EUR zum 31. Dezember 2017).
⁽²⁾ Ohne Gasbezüge und damit verbundene Dienstleistungen - siehe Anmerkung 46.1.1.1.4

46.1.1.1.1 Strombezug und damit verbundene Dienstleistungen

Die Strombezugsverpflichtungen betreffen hauptsächlich EDF und EDF Energy. Im Falle von EDF werden viele dieser Verpflichtungen von Island Energy Systems (SEI) übernommen, die sich verpflichtet haben, den aus Bagasse und Kohle erzeugten Strom zu kaufen.

Zusätzlich zu den oben genannten Verpflichtungen und gemäß Artikel 10 des Gesetzes vom 10. Februar 2000 ist EDF auf dem französischen Festland verpflichtet, auf Antrag des Herstellers und vorbehaltlich der Einhaltung bestimmter technischer Merkmale den Strom zu kaufen, der aus Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen und Einheiten zur Erzeugung erneuerbarer Energien (Windkraftanlagen, Kleinwasserkraftwerke, Photovoltaik usw.) stammt. Die durch diese Verpflichtung verursachten Mehrkosten werden nach Validierung durch die CRE durch die CSPE ausgeglichen. Diese Abnahmeverpflichtungen belaufen sich für 2018 auf 53 TWh (47 TWh im Jahr 2017), einschließlich 7 TWh für Kraft-Wärme-Kopplung (6 TWh im Jahr 2017), 26 TWh für Windkraft (23 TWh im Jahr 2017), 9 TWh für Photovoltaik (9 TWh im Jahr 2017) und 3 TWh für Wasserkraft (3 TWh im Jahr 2017).

46.1.1.1.2 Sonstige Energie- und Rohstoffeinkäufe

Die Abnahmeverpflichtungen für sonstige Energien und Rohstoffe betreffen im Wesentlichen Kohle und Öl, die für den Betrieb der fossil befeuerten Anlagen verwendet werden, sowie den Bezug von Biomassebrennstoffen, die von Dalkia im Rahmen ihrer Geschäftstätigkeit verwendet werden.

46.1.1.1.3 Beschaffung von Kernbrennstoffen

Verpflichtungen für den Kauf von Kernbrennstoffen ergeben sich aus Lieferverträgen für die Kernkraftwerke, die dazu bestimmt sind, den Bedarf des EDF Konzerns an Produktionsdienstleistungen für Uran und Fluoration, Anreicherung und Brennelemente zu decken.

46.1.1.1.4 Gasbezüge und damit verbundene Dienstleistungen

Gasbezugsverpflichtungen werden hauptsächlich von Edison und EDF eingegangen. Die betreffenden Volumina stellen sich für beide Unternehmen zum 31. Dezember 2018 wie folgt dar:

	31.12.2018				31.12.2017
		Fälligkeit
(in Mrd. von m ³ )	Summe	< 1 Jahr	1 - 5 Jahre	>5 Jahre	Summe
Edison	140	13	40	87	154
EDF	22	1	5	16	24

Gasbezugsverträge

Edison hat Verträge über den Import von Erdgas aus Russland, Libyen, Algerien und Katar mit einem Gesamtvolumen von maximal 14,4 Mrd. m ³ pro Jahr abgeschlossen. Die Laufzeit dieser Verträge variiert zwischen 3 und 18 Jahren, mit Ausnahme der Verträge mit Algerien und Russland, die Ende 2019 enden.

Gasbezogene Serviceverträge

Im Rahmen des Vertrags mit Terminale GNL Adriatico profitiert Edison auch von rund 80% der Regasifizierungskapazitäten des Terminals bis 2034, für eine jährliche Prämie von rund 100 Mio. EUR.

Nach dem Vertrag mit dem LNG-Methanterminal Dunkerque verfügt EDF bis 2037 gegen Zahlung einer jährlichen Prämie von ca. 150 Mio. EUR über ca. 61% der Regasifizierungskapazitäten des Terminals. Im Zusammenhang mit diesem Vertrag wurde eine Rückstellung für belastende Verträge gebildet - siehe Anmerkung 3.3.

46.1.1.2 Eingegangene operative Vertragserfüllungsverpflichtungen

Zum 31. Dezember 2018 werden diese Verpflichtungen wie folgt fällig:

	31.12.2018				31.12.2017
		Fälligkeit
(in Mio. EUR)	Summe	< 1 Jahr	1 - 5 Jahre	>5 Jahre	Summe
Gewährte Betriebsgarantien	7.047	3.185	2.124	1.738	7.074
Operative Abnahmeverpflichtungen ⁽¹⁾	6.898	3.960	2.352	586	6.460
Sonstige operative Verpflichtungen	172	64	95	13	205
EINGEGANGENE VERPFLICHTUNGEN ZUR ERFÜLLUNG OPERATIVER VERTRÄGE ⁽²⁾	14.117	7.209	4.571	2.337	13.739

⁽¹⁾ Ohne Brennstoff und Energie.
⁽²⁾ Einschließlich Verpflichtungen von kontrollierten Unternehmen gegenüber Joint Ventures in Höhe von 982 Mio. EUR zum 31. Dezember 2018 (835 Mio. EUR zum 31. Dezember 2017).

Der Konzern leistet im Rahmen seiner Geschäftstätigkeit Vertragserfüllungsgarantien, in der Regel über zwischengeschaltete Banken.

Betriebsgarantien zum 31. Dezember 2018 bestehen hauptsächlich aus Garantien von EDF, Edison und EDF Renewables im Zusammenhang mit ihren Entwicklungsprojekten.

46.1.1.2.1 Gewährte Betriebsgarantien

Die gewährten Betriebsgarantien stellen sich wie folgt dar:

(in Mio. EUR)	31.12.2018	31.12.2017
EDF	2.038	2.270
EDF Renewables	1.677	1.363
Edison	1.262	1.215
EDF Energy	795	732
Framatome	517	714
Sonstige Unternehmen	758	780
GESAMT	7.047	7.074

46.1.1.2.2 Operative Abnahmeverpflichtungen

Die operativen Abnahmeverpflichtungen stellen sich wie folgt dar:

(in Mio. EUR)	31.12.2018	31.12.2017
EDF	2.533	2.480
Framatome	2.024	1.878
EDF Energy	524	627
Enedis	764	601
Sonstige Unternehmen	1.053	874
GESAMT	6.898	6.460

46.1.1.3 Ausrüstungs-Leasingverpflichtungen als Leasingnehmer

Zum 31. Dezember 2018 stellen sich die Ausrüstungs-Leasingverpflichtungen als Leasingnehmer wie folgt dar:

	31.12.2018				31.12.2017
		Fälligkeit
(in Mio. EUR)	Summe	< 1 Jahr	1 - 5 Jahre	>5 Jahre	Summe
AUSRÜSTUNGS-LEASINGVERPFLICHTUNGEN ALS LEASINGNEHMER	4.375	728	2.019	1.628	4.238

Der Konzern ist als Leasingnehmer durch unwiderrufliche Ausrüstungs-Leasingverträge gebunden, insbesondere für Räumlichkeiten, Ausrüstungen, Grundstücke und Fahrzeuge, die im Rahmen seiner Geschäftstätigkeit genutzt werden, sowie Seefrachtverträge für Handelsaktivitäten. Die betreffenden Zahlungen unterliegen entsprechend den in den Verträgen festgelegten Zeitabständen einer Neuverhandlung. Ausrüstungs-Leasingverhältnisse betreffen hauptsächlich EDF, EDF Renewables und Enedis.

IFRS 16 "Leasingverhältnisse" ist verpflichtend für Geschäftsjahre anzuwenden, die am oder nach dem 1. Januar 2019 beginnen (siehe Anmerkung 1.2.4.1).

46.1.2 Eingegangene Investitionsverpflichtungen

Zum 31. Dezember 2018 stellen sich die Investitionsverpflichtungen wie folgt dar:

	31.12.2018				31.12.2017
		Fälligkeit
(in Mio. EUR)	Summe	< 1 Jahr	1 - 5 Jahre	>5 Jahre	Summe
Verpflichtungen im Zusammenhang mit dem Erwerb von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten	16.545	8.138	7.674	733	15.827
Verpflichtungen im Zusammenhang mit dem Erwerb von Finanzanlagen	746	219	429	98	1.013
Sonstige Verpflichtungen im Zusammenhang mit Investitionen	281	238	43	-	382
SUMME EINGEGANGENE INVESTITIONSVERPFLICHTUNGEN ⁽¹⁾	17.572	8.595	8.146	831	17.222

⁽¹⁾ Einschließlich Verpflichtungen von kontrollierten Unternehmen gegenüber Joint Ventures in Höhe von 399 Mio. EUR zum 31. Dezember 2018 (428 Mio. EUR zum 31. Dezember 2017).

46.1.2.1 Verpflichtungen im Zusammenhang mit dem Erwerb von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten

Die Verpflichtungen im Zusammenhang mit dem Erwerb von Sachanlagen und immateriellem Anlagevermögen stellen sich wie folgt dar:

(in Mio. EUR)	31.12.2018	31.12.2017
EDF	4.715	4.689
EDF Energy	6.082	6.428
Enedis	3.092	2.383
EDF Renewables	1.622	1.242
Framatome	587	562
Sonstige Unternehmen	447	523
GESAMT	16.545	15.827

Der Anstieg der Zusagen für den Erwerb von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten ist hauptsächlich auf Verträge zur Einführung von Linky-Zählern durch Enedis und die Entwicklung neuer Projekte in den USA durch EDF Renewables zurückzuführen. Der Rückgang der Mittelbindungen von EDF Energy erklärt sich aus den Fortschritten beim HPC-Projekt.

46.1.2.2 Verpflichtungen im Zusammenhang mit dem Erwerb von Finanzanlagen

In den Verpflichtungen im Zusammenhang mit dem Erwerb von Finanzanlagen im Jahr 2017 waren 193 Mio. EUR für den Erwerb von Gas Natural Vendita Italia (jetzt Edison Energie) enthalten, der am 22. Februar 2018 abgeschlossen wurde (siehe Anmerkung 5.3).

Die wesentlichen nicht bewerteten Anteilskaufverpflichtungen betreffen EDF Luminus.

EDF Luminus hat am 26. Oktober 2015 eine Änderung des Aktionärspakts unterzeichnet, die eine Liquiditätsklausel für die von den Minderheitsaktionären gehaltenen Beteiligungen definiert, die unter bestimmten Bedingungen unter der Kontrolle von EDF zu einem Verkauf ihrer Anteile im Rahmen eines Börsengangs oder zum Kauf ihrer Anteile durch den Konzern zum Marktwert führen könnte. Diese Liquiditätsklausel ist vom 1. Juli 2018 bis zum 31. Dezember 2025 jederzeit gültig.

Was die Beteiligung an der EDF Investissements Groupe (EIG) betrifft, so haben C3 (eine hundertprozentige EDF-Tochter) und NBI (Natixis Belgique Investissement, eine Tochtergesellschaft des Natixis Konzerns) die Verträge für ihre Beteiligung an der EIG am 19. Dezember 2018 geändert.

C3 verfügt nun über eine Call-Option zum Kauf von EIG-Aktien, die von der NBI zu einem festen Preis gehalten werden und jederzeit bis Mai 2026 ausübbar sind. In der Zwischenzeit hält die NBI eine Put-Option, um alle ihre EIG-Aktien für einen festen Betrag in bar an EDF zu verkaufen, die unter bestimmten Bedingungen zwischen Februar 2024 und Mai 2025 ausgeübt werden kann.

Die Put-Option der NBI und die Call-Option von C3 werden aufgrund ihrer Merkmale gemäß IAS 32 als Derivate betrachtet und ihr Nettowert in den positiven oder negativen Zeitwert von Handelsderivaten einbezogen. Zum 31. Dezember 2018 ist der Zeitwert dieser Handelsderivate nicht wesentlich.

46.1.2.3 Sonstige Verpflichtungen im Zusammenhang mit Investitionen

Die sonstigen Verpflichtungen im Zusammenhang mit Investitionen zum 31. Dezember 2018 betreffen im Wesentlichen Garantien von EDF Norte Fluminense im Zusammenhang mit seiner 51 gen Beteiligung an CES, die für den Bau und Betrieb eines Wasserkraftwerks am Teles Pires-Fluss in Brasilien zuständige Gesellschaft.

46.1.3 Bestehende Finanzierungszusagen

Die bestehenden Finanzierungszusagen des Konzerns setzen sich zum 31. Dezember 2018 wie folgt zusammen:

	31.12.2018				31.12.2017
		Fälligkeit
(in Mio. EUR)	Summe	< 1 Jahr	1 - 5 Jahre	>5 Jahre	Summe
Sicherungsrechte an Immobilien	4.226	31	1.805	2.390	4.250
Garantien in Verbindung mit der Fremdkapitalaufnahme	974	138	335	501	613
Sonstige Finanzierungszusagen	294	271	23	-	260
GESAMTFINANZIERUNGSZUSAGEN ⁽¹⁾	5.494	440	2.163	2.891	5.123

⁽¹⁾ Einschließlich Verpflichtungen von kontrollierten Unternehmen gegenüber Joint Ventures in Höhe von 917 Mio. EUR zum 31. Dezember 2018 (692 Mio. EUR zum 31. Dezember 2017). Diese Finanzierungszusagen für Joint Ventures betreffen hauptsächlich EDF Renewables.

Die als Garantien gewährten Sicherungsrechte und Vermögenswerte betreffen hauptsächlich Verpfändungen oder Hypotheken von Sachanlagen und Anteilen an konsolidierten Tochtergesellschaften, die Sachanlagen besitzen, für EDF Renewables.

46.2 ERHALTENE VERPFLICHTUNGSZUSAGEN

Die folgende Tabelle zeigt die gegenüber dem Konzern bestehenden außerbilanziellen Verpflichtungen, die bewertet wurden. Die sonstigen bestehenden Verpflichtungen werden in den detaillierten Anmerkungen gesondert beschrieben.

(in Mio. EUR)	Anmerkungen	31.12.2018	31.12.2017 angepasst ⁽¹⁾
Bestehende operative Verpflichtungen ⁽²⁾	46.2.1	9.539	9.057
Erhaltene Investitionszusagen	46.2.2	183	214
Erhaltene Finanzierungszusagen	46.2.3	31	72
SUMME ERHALTENE VERPFLICHTUNGSZUSAGEN ⁽³⁾		9.753	9.343

⁽¹⁾ Die Verpflichtungen zum 31. Dezember 2017 wurden in Anwendung von IFRS 15 um 5.422 Mio. EUR angepasst. Sie betrafen hauptsächlich sonstige Verpflichtungen, die Framatome und EDF Renewables für den Verkauf von Waren und Dienstleistungen eingegangen waren.
⁽²⁾ Ohne Verpflichtungen im Zusammenhang mit Lieferungen von Energie und damit verbundenen Dienstleistungen (siehe Anmerkung 46.2.1.4).
⁽³⁾ Ohne Verpflichtungen im Zusammenhang mit Kreditlinien, die in Anmerkung 38.2.5 beschrieben sind.

46.2.1 Bestehende operative Verpflichtungen

Die zum 31. Dezember 2018 gegenüber dem Konzern bestehenden operativen Verpflichtungen setzen sich wie folgt zusammen:

	31.12.2018				31.12.2017
		Fälligkeit
(in Mio. EUR)	Summe	< 1 Jahr	1 - 5 Jahre	>5 Jahre	Summe
Ausrüstungs-Leasingverpflichtungen als Leasinggeber	678	124	399	154	780
Operative Verkaufsverpflichtungen ⁽¹⁾	7.004	1.745	4.224	1.035	6.748
Erhaltene Betriebsgarantien	1.791	1.014	591	186	1.483
Sonstige bestehende operative Verpflichtungen	66	17	35	14	46
BESTEHENDE OPERATIVE VERPFLICHTUNGEN	9.539	2.900	5.249	1.389	9.057

⁽¹⁾ Die Verpflichtungen zum 31. Dezember 2017 wurden in Anwendung von IFRS 15 um 5.422 Mio. EUR angepasst. Sie betrafen hauptsächlich sonstige Verpflichtungen, die Framatome und EDF Renewables für den Verkauf von Waren und Dienstleistungen eingegangen waren.

46.2.1.1 Ausrüstungs-Leasingverpflichtungen als Leasinggeber

Der Konzern profitiert von Verpflichtungen als Leasinggeber im Rahmen von Ausrüstungs-Leasingverhältnissen in Höhe von 678 Mio. EUR.

Die meisten dieser Verpflichtungen resultieren aus Verträgen, die nach IFRIC 4, "Beurteilung, ob eine Vereinbarung ein Leasingverhältnis enthält", als Ausrüstungs-Leasingverhältnisse klassifiziert sind. Sie betreffen im Wesentlichen die asiatischen unabhängigen Kraftwerksprojekte (Independent Power Projects, IPPs) und Immobilien-Leasingverträge.

46.2.1.2 Operative Verkaufszusagen

Die erhaltenen operativen Verkaufsverpflichtungen betreffen im Wesentlichen Festaufträge, die über Verträge bei Framatome (Bau- und Ingenieuraufträge) und EDF Renewables (Verträge über Betriebsdienstleistungen, Instandhaltungsleistungen sowie Entwicklung und Verkauf von strukturierten Vermögenswerten) auf Basis des Fertigstellungsgrades erteilt wurden.

46.2.1.3 Erhaltene Betriebsgarantien

Die erhaltenen Betriebsgarantien betreffen hauptsächlich EDF und beziehen sich auf Garantien von Lieferanten, insbesondere im Zusammenhang mit Lieferungen im Rahmen des ARENH-Systems.

46.2.1.4 Stromversorgungsverpflichtungen

Im Rahmen seiner Geschäftstätigkeit hat der EDF Konzern langfristige Verträge über die Lieferung von Strom wie folgt abgeschlossen:

―	langfristige Verträge mit einer Reihe von europäischen Strombetreibern für eine bestimmte Anlage oder für eine bestimmte Gruppe von Anlagen der französischen Kernkraftwerke, die einer installierten Leistung von 3,5 GW entsprechen;
―	im Rahmen der Umsetzung des französischen NOME-Gesetzes über die Organisation des französischen Strommarktes hat sich EDF verpflichtet, einen Teil der in seinen bestehenden Kernkraftwerken erzeugten Energie an sonstige Lieferanten zu verkaufen. Damit werden bis zum 31. Dezember 2025 Mengen von bis zu 100 TWh pro Jahr abgedeckt.

46.2.2 Erhaltene Investitionszusagen

	31.12.2018				31.12.2017
		Fälligkeit
(in Mio. EUR)	Summe	< 1 Jahr	1 - 5 Jahre	>5 Jahre	Summe
ERHALTENE INVESTITIONSZUSAGEN	183	49	16	118	214

Gemäß der Vereinbarung, die am 29. Juli 2013 mit Exelon unterzeichnet und am 1. April 2014 abgeschlossen wurde, hält EDF eine Option auf den Verkauf seines Anteils an CENG an Exelon zum Marktwert, die zwischen Januar 2016 und Juni 2022 ausgeübt werden kann. Aufgrund ihrer Merkmale hat diese Verpflichtung zum 31. Dezember 2018 keinen Wert.

46.2.3 Erhaltene Finanzierungszusagen

	31.12.2018				31.12.2017
		Fälligkeit
(in Mio. EUR)	Summe	< 1 Jahr	1 - 5 Jahre	>5 Jahre	Summe
ERHALTENE FINANZIERUNGSZUSAGEN	30	6	4	20	72

ANMERKUNG 47 EVENTUALVERBINDLICHKEITEN

Zusätzlich zu den in Anmerkung 4.3 dargestellten Sachverhalten stellen sich die wesentlichen Eventualverbindlichkeiten zum 31. Dezember 2018 wie folgt dar.

47.1 STEUERPRÜFUNGEN

EDF

Für den Zeitraum 2008 bis 2015 wurde EDF über geplante Steuerkorrekturen informiert, insbesondere über die steuerliche Abzugsfähigkeit bestimmter langfristiger Verbindlichkeiten. Diese wiederkehrende Neubewertung, die für jedes Jahr angewandt wird, stellt ein kumuliertes finanzielles Risiko von rund 563 Mio. EUR an Ertragsteuern zum 31. Dezember 2018 dar. Im September 2017 erließ das Verwaltungsgericht Montreuil zwei Urteile, in denen die Steuerabzugsfähigkeit dieser Verbindlichkeiten anerkannt und die Position der Gesellschaft bestätigt wurde.

Für die Jahre 2012 und 2015 haben die französischen Steuerbehörden der Gesellschaft bestimmte wiederkehrende Steuerneubewertungen hinsichtlich der Steuer auf die Wertschöpfung von Unternehmen (Contribution sur la Valeur ajoutée des Entreprises) mitgeteilt und die Abzugsfähigkeit langfristiger Rückstellungen in Frage gestellt.

EDF International

Nach den Steuerprüfungen von EDF International für die Jahre 2009 bis 2014 haben die französischen Steuerbehörden die Bewertung der zur Refinanzierung des Erwerbs von British Energy ausgegebenen Wandelanleihe in Frage gestellt. Der Gesamtbetrag beläuft sich auf rund 310 Mio. EUR. EDF International hat diese Neubewertung angefochten und sieht gute Chancen, den Streit zu gewinnen.

47.2 ARBEITSRECHTLICHE VERFAHREN

EDF ist an einer Reihe von arbeitsrechtlichen Prozessen beteiligt, vor allem in Bezug auf die Arbeitszeit. EDF schätzt, dass keine dieser Klagen im Einzelnen einen wesentlichen Einfluss auf das Finanzergebnis oder die Finanzlage haben dürfte. Da sie sich jedoch auf Situationen beziehen, die eine große Anzahl von Mitarbeitern von EDF in Frankreich betreffen könnten, könnte eine Zunahme solcher Rechtsstreitigkeiten potenziell negative Auswirkungen auf die Finanzlage des Konzerns haben (obwohl das Risiko durch die Unterzeichnung der Vereinbarung über die feste Anzahl von Arbeitstagen im Jahr 2016 gemildert wurde).

47.3 ENEDIS - PROZESSFÜHRUNG MIT PHOTOVOLTAIKPRODUZENTEN

Die Ankündigung der französischen Behörden im Herbst 2010, die Preise für den photovoltaischen Strombezug nach unten zu korrigieren, löste einen Anstieg der Anschlussanträge aus (da der geltende Tarif zum damaligen Zeitpunkt von dem Zeitpunkt abhing, an dem ein vollständiger Anschlussantrag gestellt wurde). Mehrere aufeinander folgende Ministerialverordnungen wurden erlassen, um die Einkaufspreise zu senken.

Da diese Preissenkungen nicht ausreichten, um den Strom von Anschlussanträgen einzudämmen, setzte die Regierung mit Dekret vom 9. Dezember 2010 den Abschluss neuer Verträge für einen Zeitraum von drei Monaten aus und erklärte dass, wenn der finanzielle und technische Vorschlag für einen Antrag nicht bis zum 2. Dezember 2010 genehmigt worden sei, am Ende dieses Dreimonatszeitraums ein neuer Verbindungsantrag eingereicht werden müsse.

Eine Reihe von Erzeugern, die aufgrund dieser Umstände ihren Anspruch auf den Kaufpreis für die Kaufverpflichtung vor dem Moratorium verloren haben, haben gegen EDF als Betreiber des Verteilungsnetzes in den nicht miteinander verbundenen Zonen und gegen Enedis als Netzbetreiber für das französische Festland Klage erhoben und geltend gemacht, dass der Stromnetzbetreiber die technischen und finanziellen Anschlussvorschläge nicht rechtzeitig vorgelegt habe, damit sie von günstigeren Strombezugsbedingungen hätten profitieren können.

Mit Beschluss vom 15. März 2017 bestätigte der EuGH, dass die Entscheidungen vom 10. Juli 2006 und 12. Januar 2010 über die Einkaufstarife für Photovoltaikenergie als "Intervention des Staates oder Nutzung staatlicher Ressourcen" gelten, und somit eines der vier Kriterien für staatliche Beihilfen erfüllen. Der Gerichtshof stellte fest, dass eine solche Unterstützungsmaßnahme, die ohne vorherige Mitteilung an die Kommission durchgeführt wurde, rechtswidrig ist. Es liegt nun an den nationalen Gerichten, entsprechend zu handeln, insbesondere indem sie die Anwendung dieser illegalen Entscheidungen verbieten.

Mehrere Gerichte haben im Jahr 2018 zugunsten von Enedis entschieden. Anfang Juli 2018 wies das Berufungsgericht von Versailles 150 Anträge von Herstellern zurück, weil keine Beweise für ein Fehlverhalten von Enedis vorlagen. Es wurde kein Kausalzusammenhang zwischen dem Fehlverhalten von Enedis und dem Schaden festgestellt bzw. wurde der Schaden als nicht erstattungsfähig eingestuft, da die Tarifentscheidungen von 2006 und 2010, aufgrund der Tatsache, dass die Europäische Kommission nicht die nach den Vorschriften zur Kontrolle staatlicher Beihilfen vorgeschriebene vorherige Mitteilung erhalten hatte, rechtswidrig sind. Gegen die meisten dieser Entscheidungen wurde beim Kassationsgericht Berufung eingelegt.

In ähnlicher Weise wurde in den letzten Monaten eine Reihe von Gerichtsentscheidungen zugunsten von EDF gefällt, mit der Begründung, dass die Schäden der Hersteller, aufgrund der Tatsache, dass sie auf einer rechtswidrigen Basis beruhten, nicht erstattungsfähig seien.

Parallel zu den Entschädigungsansprüchen vor Zivilgerichten versuchten EDF und Enedis, ihre Haftpflichtversicherung zu beanspruchen. Die Versicherer lehnten diesen Antrag jedoch ab. Das französische Kassationsgericht hat in einem Urteil vom 9. Juni 2015 (für den Fall Green Yellow) festgestellt, dass die Versicherungsleistung fällig war und dass der Netzbetreiber ein Verschulden begangen hatte. Nach diesem Urteil haben Enedis und EDF im April 2017 Klage gegen ihre Versicherer erhoben und bei den Gerichten die förmliche Anerkennung von zwei teilweisen Serienansprüchen beantragt. Würden die Gerichte das Bestehen von zwei teilweisen Serienansprüchen anerkennen, würden für alle Ansprüche mit demselben technischen Grund ein einziger Selbstbehalt und eine einzige Obergrenze gelten.

47.3.1 SUN'R

Am 21. Juni 2012 reichte SUN'R eine Beschwerde gegen EDF und Enedis bei der französischen Wettbewerbsbehörde, der ADLC, zusammen mit einem Antrag auf einstweilige Maßnahmen, ein. SUN'R warf Enedis Verzögerungen beim Anschluss ihrer Photovoltaikanlagen und EDF Verzögerungen beim Abschluss der Kaufvertragsabschlüsse und der Zahlung der entsprechenden Rechnungen vor. SUN'R behauptete auch, dass EDF ENR von Enedis für den Anschluss seiner Anlagen und von EDF für die Zahlung seiner Rechnungen eine Sonderbehandlung erhalten habe.

Mit Entscheidung vom 14. Februar 2013 lehnte die ADLC alle Anträge von SUN'R auf einstweilige Maßnahmen ab, beschloss aber, die Untersuchung zur Begründetheit der Rechtssache fortzusetzen.

Am 12. Januar 2018 übermittelten die Ermittlungsabteilungen der ADLC den Parteien einen Vorschlag, die Angelegenheit wegen des Fehlens wettbewerbswidriger Praktiken seitens EDF, Enedis und RTE abzuweisen. Am 4. Juli 2018 schloss die ADLC das Verfahren mit einer Entscheidung ab, mit der die Klage abgewiesen wurde. Parallel zu der Beschwerde bei der ADLC im Jahr 2012 reichte SUN'R am 29. August 2012 einen Antrag auf eine Eilanhörung vor dem Pariser Verwaltungsgericht ein, einschließlich einer Klage auf vorläufige Entschädigung in Höhe von 1 Mio. EUR von EDF und 2,5 Mio. EUR von Enedis. Mit Beschluss vom 27. November 2012 hat der Verfahrensrichter (juge des référés) diesen Antrag vor dem Verwaltungsgericht Paris abgelehnt.

Am 30. April 2015 hat SUN'R beim Pariser Handelsgericht Klage gegen Enedis und EDF eingereicht und eine Entschädigung für den Schaden verlangt, der ihr angeblich durch die Verzögerungen im Verfahren zum Anschluss ihrer Solarkraftwerksprojekte an das Stromversorgungsnetz entstanden ist. Sie ersuchte den Gerichtshof, das Verfahren bis zur Entscheidung der ADLC über die Begründetheit der Rechtssache auszusetzen, und klagte auf einen vorläufigen Betrag von 10 Mio. EUR, der auf den künftigen Ausgleich des Schadens anzuwenden sei. Mit Urteil vom 7. November 2016 hat das Pariser Handelsgericht die Klage von SUN'R auf vorläufige Entschädigung abgewiesen und das Verfahren ausgesetzt, bis die ADLC eine Entscheidung über die Begründetheit der Rechtssache trifft.

Am 24. November 2015 haben Sun West, Azimut 56 und JB Solar aus den gleichen Gründen Klage gegen Enedis und EDF vor dem Pariser Handelsgericht erhoben. Sie fordern derzeit fast 4 Mio. EUR für den angeblichen Schaden, beantragten aber beim Gerichtshof die Aussetzung des Verfahrens bis zur Entscheidung der ADLC hinsichtlich der Begründetheit der Rechtssache. Mit Beschluss vom 4. Dezember 2017 wies das Pariser Handelsgericht die Anträge von Sun West, Azimut 56 und JB Solar auf vorläufige Entschädigung zurück und setzte das Verfahren aus, bis die ADLC eine Entscheidung hinsichtlich der Begründetheit der Rechtssache trifft.

Diese Entscheidung wurde am 4. Juli 2018 bekannt gegeben, als die ADLC den Fall ohne die Möglichkeit einer Berufung abwies. Die vom Kläger behaupteten Verhaltensweisen gelten folglich als nie erfolgt. Das Handelsgericht von Paris hat in einem Urteil vom 10. Dezember 2018 offiziell die Rücknahme der Schadensersatzklage von SUN'R und in einem weiteren Urteil vom 12. Dezember 2018 die Rücknahme der Ansprüche von Sun West, Azimut 56 und JB Solar zur Kenntnis genommen. Damit ist diese Angelegenheit endgültig erledigt.

ANMERKUNG 48 NAHESTEHENDE PERSONEN UND UNTERNEHMEN

Die Transaktionen mit nahestehenden Unternehmen und Personen stellen sich wie folgt dar:

	Assoziierte Unternehmen und Joint Ventures		Joint Operations		Französische Regierung oder staatliche Unternehmen ⁽¹⁾
(in Mio. EUR)	31.12.2018	31.12.2017	31.12.2018	31.12.2017	31.12.2018	31.12.2017
Umsätze	560	580	-	-	1.708	1.549
Energieeinkauf	4.071	3.817	5	4	2.031	2.313
Externer Einkauf	4	9	3	4	251	1.163
Finanzielle Vermögenswerte	294	238	-	-	-	-
Sonstige Vermögenswerte	730	729	-	-	486	596
Finanzielle Verbindlichkeiten	-	-	-	-	-	-
Sonstige Verbindlichkeiten	1.162	1.282	1	1	631	552

	Konzern Gesamt
(in Mio. EUR)	31.12.2018	31.12.2017
Umsätze	2.268	2.129
Energieeinkauf	6.107	6.134
Externer Einkauf	258	1.176
Finanzielle Vermögenswerte	294	238
Sonstige Vermögenswerte	1.216	1.325
Finanzielle Verbindlichkeiten	-	-
Sonstige Verbindlichkeiten	1.794	1.835

⁽¹⁾ Ohne Steuer- und Sozialabgaben und die CSPE-Forderung.

48.1 TRANSAKTIONEN MIT IN DEN KONSOLIDIERUNGSKREIS EINBEZOGENEN UNTERNEHMEN

Transaktionen mit den wichtigsten assoziierten Unternehmen (CTE, (die Gesellschaft, die RTE besitzt), CENG, Taishan und Alpiq) sind in Anmerkung 23 dargestellt.

Transaktionen mit sonstigen assoziierten Unternehmen, Joint Ventures und Partnerunternehmen in Joint Arrangements mit dem Konzern bestehen im Wesentlichen aus Verkäufen und Einkäufen von Energie.

48.2 BEZIEHUNGEN ZUM FRANZÖSISCHEN STAAT UND STAATSEIGENEN UNTERNEHMEN

48.2.1 Beziehungen zum französischen Staat

Der französische Staat hält zum 31. Dezember 2018 83,67% des Kapitals von EDF und ist damit wie jeder Mehrheitsaktionär berechtigt, Entscheidungen zu kontrollieren, die der Zustimmung der Aktionäre bedürfen.

Gemäß den für alle Unternehmen mit dem französischen Staat als Hauptaktionär geltenden Rechtsvorschriften unterliegt der EDF Konzern bestimmten Kontrollverfahren, insbesondere den Wirtschafts- und Finanzkontrollen durch den Staat, den Prüfungen durch den französischen Rechnungshof (Cour des comptes) oder das Parlament sowie den Prüfungen durch die französische Generalfinanzinspektion (Inspection générale des finances).

Der öffentliche Dienstleistungsvertrag zwischen dem französischen Staat und EDF wurde am 24. Oktober 2005 unterzeichnet. Dieser Vertrag soll den Rahmen für öffentlich-rechtliche Aufträge bilden, die der Gesetzgeber EDF auf unbestimmte Zeit erteilt. Das Gesetz vom 9. August 2004 regelt nicht die Laufzeit des Vertrags.

EDF beteiligt sich, wie andere Stromerzeuger auch, an dem mehrjährigen Energieprogramm, das mit dem Dekret vom 27. Oktober 2016 festgelegt wurde, in dem Ziele für die Erzeugung und den Lastabwurf festgelegt sind.

Schließlich greift der französische Staat durch die Regulierung der Strom- und Gasmärkte ein, insbesondere durch die Genehmigung zum Bau und Betrieb von Erzeugungsanlagen, die Festlegung von Verkaufstarifen für Kunden, für die weiterhin die regulierten Tarife, Übertragungs- und Verteilungstarife galten, sowie die Festlegung des ARENH-Preises gemäß dem französischen Energiegesetz und durch das System für die Kompensation der Gebühren für den öffentlichen Dienst.

48.2.2 Beziehungen zu Engie

Die gemeinsame Servicefunktion von Enedis und GRDF ist in Artikel L. 111-71 des französischen Energiegesetzbuchs definiert. Deren Aufgaben im Bereich der Strom- und Gasverteilung sind der Aufbau von Strukturen, Standortprojektmanagement, Netzbetrieb und -wartung sowie Messbetrieb. Diese Dienstleistung stellt keine eigenständige juristische Person dar.

Die Beziehungen von Enedis und GRDF im Rahmen dieses gemeinsamen Dienstes werden durch eine Vereinbarung geregelt, in der der Umfang des Dienstes und die sich daraus ergebende Aufteilung der Kosten festgelegt sind. Der Vertrag hat eine unbefristete Laufzeit und kann jederzeit mit einer Frist von 18 Monaten gekündigt werden. In diesem Fall verpflichten sich die Parteien, den Vertrag innerhalb der Kündigungsfrist neu auszuhandeln. Er wird regelmäßig aktualisiert.

Im Juli 2014 gaben Enedis und GRDF gemeinsam bekannt, dass ihre gemeinsamen Aktivitäten zur Zählerablesung und Bearbeitung von Zählertafeln künftig eingestellt werden. Derzeit priorisiert Enedis eine Struktur, die aus regionalen Abteilungen besteht, die alle operativen Aufgaben auf lokaler Ebene abdecken. Ein Netzwerk kleinerer Einheiten wird für sehr lokale Aktivitäten verwendet.

Im März 2018 beschlossen Enedis und GRDF, zwei gemischte Einheiten zu gründen: UONRH-MS für Arbeitsverträge, Studien und medizinisch/soziale Angelegenheiten und OIT, den IT- und Telekommunikationsbetreiber, für alle Telefon- und Bürotechnikaktivitäten. Diese beiden gemischten Einheiten treten am 1. Januar 2019 in Kraft.

Für Enedis sind weitere Support-Funktionen (Fahrzeuge und Maschinen, Rechtsangelegenheiten und Versicherungen, Schulung und Einstellung sowie Bürokäufe) in einer Support-Services-Abteilung zusammengefasst.

48.2.3 Beziehungen zu öffentlichen Stellen

Die Beziehungen des EDF Konzerns zu Unternehmen des öffentlichen Sektors betreffen hauptsächlich die beiden Unternehmen des ehemaligen AREVA-Konzerns (Orano und AREVA SA).

Transaktionen mit Orano betreffen:

―	den Beginn des Kernbrennstoffkreislaufs (Uranversorgung, Umwandlungs- und Anreicherungsdienste);
―	das Ende des Kernbrennstoffkreislaufs (Transport, Lagerung, Verarbeitung und Recycling von abgebrannten Brennelementen).

Beginn des Zyklus

Zwischen EDF und Orano wurden mehrere wichtige Vereinbarungen ausgehandelt:

―	für die Lieferung von Natururan: Orano Mining Verträge für den Zeitraum 2021-2030;
―	für die Fluoration: ein Vertrag über den Zeitraum 2019-2030;
―	zur Anreicherung von Natururan zu Uran 235: ein Vertrag mit Orano Cycle für den Zeitraum 2019-2030.

Im Rahmen des Plans, zwei EPR in Großbritannien am Standort Hinkley Point zu errichten, unterzeichneten EDF und Orano am 29. September 2016 einen Uranvertrag mit Orano Mining sowie einen Umwandlungs- und Anreicherungsvertrag mit Orano Cycle.

Ende des Brennstoffkreislaufs

Die Beziehungen zwischen EDF und Orano in Bezug auf den Transport, die Verarbeitung und das Recycling abgebrannter Brennstoffe sind in Anmerkung 29.1.1 beschrieben.

48.3 VERGÜTUNG DER GESCHÄFTSLEITUNG

Die wichtigsten Management- und Führungspersonen des Unternehmens sind der Präsident und Geschäftsführer, die Mitglieder von COMEX (Exekutivkomitee) während des gesamten Jahres 2018 oder seit ihrem Ernennungsdatum, wenn sie COMEX während des Jahres beigetreten sind, und die Vorstandsmitglieder. Die Vorstandsmitglieder, die die Mitarbeiter vertreten, erhalten für ihre Tätigkeit keine Vergütung.

Die Gesamtvergütung, die EDF und kontrollierte Unternehmen an das Management und die leitenden Angestellten des Konzerns gezahlt haben, belief sich 2018 auf 12,4 Mio. EUR (2017: 12,2 Mio. EUR). Dieser Betrag umfasste kurzfristige Leistungen (Grundgehalt, leistungsabhängiges Gehalt, Gewinnbeteiligung und Sachleistungen), ggf. spezielle IEG-Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und die entsprechenden Arbeitgeberbeiträge sowie Vorstandshonorare.

Das Personal in Schlüsselpositionen der Geschäftsführung und der Geschäftsführung von EDF profitiert von keinem speziellen Rentensystem, Startbonus oder Abfindungsanspruch, außer nach Vertragsverhandlungen. Der Vorsitzende und CEO von EDF könnte eine Abfindung erhalten, wenn seine Amtszeit beendet würde.

ANMERKUNG 49 UMWELT

49.1 TREIBHAUSGASEMISSIONSRECHTE

Mit der Ratifizierung des Kyoto-Protokolls hat sich Europa verpflichtet, seine Treibhausgasemissionen zu reduzieren. Die EU-Richtlinie 2003/87/EG hat ein Kontingentsystem für Treibhausgasemissionen in der Europäischen Union geschaffen, das seit dem 1. Januar 2005 in Kraft ist.

Dieses System wurde in die nationalen Gesetze aufgenommen. Unter anderem verlangt es von den verpflichteten Akteuren, wie im Falle von EDF, dass dem Staat jedes Jahr eine Reihe von Treibhausgasemissionszertifikaten übergeben werden, die den Emissionen für dieses Jahr entsprechen. Diese Richtlinie trat 2005 für zunächst drei Jahre in Kraft, gefolgt von einem zweiten Zeitraum von 2008 bis 2012 mit schrittweiser Reduzierung der zugeteilten Emissionsrechte.

Eines der Hauptmerkmale der dritten Phase, die von 2013 bis 2020 läuft, ist die Einstellung der kostenlosen Zuteilung von Emissionsrechten in einigen Ländern, darunter Frankreich und Großbritannien.

Innerhalb des EDF Konzerns unterliegen die folgenden Unternehmen dieser Richtlinie: EDF, EDF Energy, Edison, Dalkia und EDF Luminus.

Im Jahr 2018 gab der Konzern 30 Mio. Tonnen für die im Jahr 2017 verursachten Emissionen zurück. Im Jahr 2017 gab der Konzern 38 Mio. Tonnen für die im Jahr 2016 verursachten Emissionen zurück.

Die in den nationalen Registern verzeichnete Gesamtzuteilung von Emissionsrechten für den Konzern für 2018 beträgt 1 Million Tonnen (3 Millionen Tonnen für 2017).

Das Emissionsvolumen belief sich zum 31. Dezember 2018 auf 24 Millionen Tonnen (40 Millionen Tonnen für 2017). Die Rückstellung für überschüssige Emissionen beträgt zum 31. Dezember 2018 175 Mio. EUR (31. Dezember 2017: 120 Mio. EUR).

49.2 ENERGIESPARZERTIFIKATE

Der Konzern ist durch alle Tochtergesellschaften in einen Prozess zur Kontrolle des Energieverbrauchs eingebunden, der durch verschiedene Maßnahmen der nationalen Gesetzgebung in Anwendung der Richtlinien der Europäischen Union entwickelt wurde.

In Frankreich wurde mit dem Gesetz vom 13. Juli 2005 ein System von Energiesparzertifikaten eingeführt. Energieversorger (Strom, Gas, Wärme, Kälte, Heizöl für den Hausgebrauch und Kraftstoffe für Fahrzeuge), mit einem Umsatz über einem bestimmten Niveau, unterliegen für einen Dreijahreszeitraum einer Energiesparverpflichtung. Sie erfüllen diese Verpflichtungen, indem sie direkte oder indirekte Energieeinsparungen vornehmen, die durch Zertifikate belohnt werden, oder indem sie Energiesparzertifikate kaufen. Nach Ablauf der Frist müssen die betreffenden Unternehmen die Einhaltung der Verpflichtungen durch Herausgabe der Zertifikate nachweisen oder eine Geldstrafe an das Finanzministerium zahlen.

In Anwendung von Artikel 30 des Gesetzes vom 17. August 2015 über den Energiewandel für grünes Wachstum gilt ab dem 1. Januar 2016 eine neue zusätzliche Verpflichtung zur Energieeinsparung für 2016-2017 zugunsten von Haushalten mit Energiearmut. Diese neue Verpflichtung wird zu den Energiesparverpflichtungen für die dritte Periode hinzugefügt. Das jährliche Volumen der Verpflichtung ist proportional zur jährlichen Energiesparverpflichtung.

Eine vierte dreijährige Laufzeit der Energiesparverpflichtungen begann am 1. Januar 2018 (siehe Anmerkung 4.6).

49.3 ZERTIFIKATE FÜR ERNEUERBARE ENERGIEN

In Anwendung der EU-Richtlinie 2009/28/EG zur Förderung der Nutzung von Energie aus erneuerbaren Quellen hat sich jeder EU-Mitgliedstaat nationale Ziele für den Verbrauch von Strom aus erneuerbaren Quellen gesetzt.

Es gibt zwei Möglichkeiten für die Staaten, diese Ziele zu erreichen:

―	Einbeziehung der Kosten für die Erzeugung dieses Stroms in den Verkaufspreis für Strom (dies ist der in Frankreich gewählte Ansatz);
―	Einführung eines Zertifikatsystems für erneuerbare Energien (wie in Großbritannien und in Belgien).

Das System der Zertifikate für erneuerbare Energien kann für Folgendes gelten:

―	nicht verpflichtete Stromerzeuger, wenn die Verpflichtung für den Energieabsatz gilt (EDF Renewables);
―	verpflichtete Stromerzeuger, wenn die Verpflichtung für die Erzeugung gilt;
―	Produzenten, die auch Verkäufer von Strom sind, wenn die Verpflichtung für den Energieverkauf gilt (EDF Energy, EDF Luminus).

Durch das System der Zertifikate für erneuerbare Energien ist der EDF Konzern verpflichtet, Zertifikate für erneuerbare Energien, insbesondere in Großbritannien und in Belgien, zurückzugeben.

Zum 31. Dezember 2018 wurde im Zusammenhang mit der Verpflichtung zur Abgabe von Zertifikaten für erneuerbare Energien eine Rückstellung in Höhe von 962 Mio. EUR gebildet, die im Wesentlichen EDF Energy (Großbritannien) und EDF Luminus (Belgien) betraf. Ein großer Teil dieser Verpflichtungen ist durch den Kauf von Zertifikaten gedeckt, die in den immateriellen Vermögenswerten enthalten sind.

ANMERKUNG 50 EREIGNISSE NACH DEM BILANZSTICHTAG

Seit dem Jahresende sind keine weiteren Entwicklungen zu verzeichnen, als die in den sonstigen Anmerkungen dargestellten.

ANMERKUNG 51 KONSOLIDIERUNGSKREIS ZUM 31. DEZEMBER 2018

Die Aktivitäten des Konzerns sind wie folgt definiert:

―	"Erzeugung/Versorgung" (E): Energieerzeugung und -vertrieb an Industrie, Kommunen, kleine Unternehmen und private Verbraucher. Dieses Segment beinhaltet auch die Rohstoffhandelsaktivitäten von EDF;
―	"Verteilung" (V): Verwaltung der öffentlichen Stromverteilungsnetze mit Nieder- und Mittelspannung;
―	"Übertragung" (Ü): Betrieb, Wartung und Entwicklung der Hoch- und Höchstspannungsnetze für die Stromübertragung;
―	"Reaktoren und Dienstleistungen (Framatome)" (R): Dienstleistungen und Produktion von Ausrüstung und Brennstoff für Kernreaktoren;
―	"Sonstiges" (S): Energiedienstleistungen (Fernwärme, Wärmeenergiedienstleistungen usw.) für Industrie und Kommunen sowie neue Unternehmen, die hauptsächlich auf die Förderung der Stromerzeugung durch Kraft-Wärme-Kopplung und erneuerbare Energiequellen (z.B. Windkraftanlagen, Photovoltaikanlagen usw.) abzielen. Diese Tätigkeit umfasst auch die Holdinggesellschaften und Unternehmen von EDF Invest, die als zweckgebundene Vermögenswerte klassifiziert werden.

51.1 VOLLKONSOLIDIERTE UNTERNEHMEN

		Prozentsatz des Eigentums zum 31.12.2018	Prozentsatz des Eigentums zum 31.12.2017	Wirtschaftsbranche
FRANKREICH - ERZEUGUNG UND VERSORGUNG
Électricité de France - Muttergesellschaft		100,00	100,00	E, V, S
Group Support Services (G2S)		100,00	100,00	S
Edvance		95,10	95,10	S
Société pour le Conditionnement des Déchets et Effluents Industriels (SOCODEI)		100,00	100,00	S
CHAM SAS		100,00	100,00	S
Sowee		100,00	100,00	S
Immo C47		51,00	100,00	S
Sonstige Holdinggesellschaften (EDF Invest)		100,00	100,00	S
FRANKREICH - REGULIERTE AKTIVITÄTEN
Enedis		100,00	100,00	V
Électricité de Strasbourg		88,64	88,64	E, V
EDF Production Electrique Insulaire (EDF PEI)		100,00	100,00	E
FRAMATOME
Framatome	Frankreich	75,50	75,50	R
GROSSBRITANNIEN
EDF Energy Holdings Limited (EDF Energy)		100,00	100,00	E, S
EDF Energy UK Ltd.		100,00	100,00	S
EDF Development Company Ltd.		100,00	100,00	S
ITALIEN
Edison SpA (Edison)		97,45	97,45	E, S
Transalpina di Energia SpA (TdE SpA)		100,00	100,00	S
SONSTIGES INTERNATIONAL
EDF International SAS	Frankreich	100,00	100,00	S
EDF Belgium SA	Belgien	100,00	100,00	E
EDF Luminus SA	Belgien	68,63	68,63	E, S
EDF Norte Fluminense SA	Brasilien	100,00	100,00	E
Ute Paracambi SA	Brasilien	100,00	100,00	E
French Investment Guangxi Laibin Electric Power Co, Ltd. (Figlec)	China	100,00	100,00	E
EDF (China) Holding Ltd.	China	100,00	100,00	S
EDF Inc.	USA	100,00	100,00	S
Unistar Nuclear Energy LLC ⁽¹⁾	USA		100,00	E
EDF Alpes Investissements SARL	Schweiz	100,00	100,00	S
Mekong Energy Company Ltd. (MECO)	Vietnam	56,25	56,25	E
EDF Chile Spa	Chile	100,00	100,00	E

Geschäftssegmente: E = Erzeugung, V = Verteilung, Ü = Übertragung, R = Reaktoren, S = Sonstiges

⁽¹⁾ Unistar wurde in EDF Inc. verschmolzen.

		Prozentsatz des Eigentums zum 31.12.2018	Prozentsatz des Eigentums zum 31.12.2017	Wirtschaftsbranche
EDF RENEWABLES
EDF Renewables (ehemals EDF Energies Nouvelles)	Frankreich	100,00	100,00	E, S
DALKIA
Dalkia	Frankreich	99,94	99,94	S
SONSTIGE AKTIVITÄTEN
EDF Developpement Environnement SA	Frankreich	100,00	100,00	S
Société Frangaise d'Ingénierie Electronucléaire et d'Assistance (SOFINEL)	Frankreich	88,98	88,98	S
Dunkerque LNG ⁽¹⁾	Frankreich		65,01	S
EDF IMMO und Immobilien-Tochtergesellschaften	Frankreich	100,00	100,00	S
Socieété C2	Frankreich	100,00	100,00	S
Société C3	Frankreich	100,00	100,00	S
EDF Holding SAS	Frankreich	100,00	100,00	S
Citelum	Frankreich	100,00	100,00	S
EDF Trading Ltd.	GB	100,00	100,00	S
EDF DIN UK Ltd. ⁽²⁾	GB	-	100,00	S
Wagram Insurance Company DAC	Irland	100,00	100,00	S
EDF Investissements Groupe SA	Belgien	93,89	93,89	S
Oceane Re	Luxemburg	99,98	99,98	S
EDF Gas Deutschland GmbH	Deutschland	100,00	100,00	S

Geschäftssegmente: E = Erzeugung, V = Verteilung, Ü = Übertragung, R = Reaktoren, S = Sonstiges.

⁽¹⁾ Dunkerque LNG wurde am 30. Oktober 2018 verkauft (siehe Anmerkung 3.3).
⁽²⁾ EDF DIN UK Ltd wurde liquidiert.

51.2 UNTERNEHMEN IN FORM EINER JOINT OPERATION

		Eigentumsanteil am 31.12.2018	Eigentumsanteil am 31.12.2017	Wirtschaftsbranche
SONSTIGE AKTIVITÄTEN
Friedeburger Speicherbetriebsgesellschaft GmbH (Kristall)	Deutschland	50,00	50,00	S

Geschäftssegmente: E = Erzeugung, V = Verteilung, Ü = Übertragung, R = Reaktoren, S = Sonstiges.

51.3 UNTERNEHMEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN

		Prozentsatz des Eigentums zum 31.12.2018	Prozentsatz des Eigentums zum 31.12.2017	Wirtschaftsbranche
FRANKREICH - ERZEUGUNG UND VERSORGUNG
Domofinance	Frankreich	45,00	45,00	S
CTE (EDF Invest)'"	Frankreich	50,10	50,10	S
Elisandra IV (Madrilena Red de Gas Holding) (EDF Invest)	Spanien	20,00	20,00	S
Alba Real Estate SCS (EDF Invest)	Luxemburg	46,50	46,50	S
Geosel Manosque (EDF Invest)	Frankreich	38,35	38,35	S
Transport Stockage Hydrocarbures (TSH) (EDF Invest)	Frankreich	50,00	50,00	S
Central Sicaf (EDF Invest)	Italien	24,50	20,00	S
Thyssengaz (EDF Invest)	Deutschland	50,00	50,00	S
Aéroports Côte d'Azur (EDF Invest)	Frankreich	19,40	19,40	S
Ecowest SCI A und B (EDF Invest)	Frankreich	50,00	-	S
Fallago Rig (EDF Invest)	Großbritannien	20,00	-	E
Fenland Wind Farm (EDF Invest)	Großbritannien	20,00	-	E
SONSTIGES INTERNATIONAL
Compagnie Energétique de Sinop (CES)	Brasilien	51,00	51,00	E
Constellation Energy Nuclear Group LLC (CENG)	USA	49,99	49,99	E
SLOE Centrale Holding BV	Niederlande	50,00	50,00	E
Shandong Zhonghua Power Company, Ltd.	China	19,60	19,60	E
Datang Sanmenxia Power Generation Co., Ltd.	China	35,00	35,00	E
Taishan Nuclear Power Joint Venture Company Ltd. (TNPJVC)	China	30,00	30,00	E
Jiangxi Datang International Fuzhou Power Generation Company Ltd.	China	49,00	49,00	E
Nam Theun 2 Power Company (NTPC) (EDF Invest) ⁽²⁾	Laos	40,00	40,00	E
Alpiq	Schweiz	25,04	25,04	E, V, Ü, S

Geschäftssegmente: E = Erzeugung, V = Verteilung, Ü = Übertragung, R = Reaktoren, S = Sonstiges

⁽¹⁾ Coentreprise de Transport d'Électricité oder CTE, die Gesellschaft, die 100% von RTE hält.
⁽²⁾ NPTC wurde 2018 teilweise zweckgebundenen Vermögenswerten zugewiesen.

51.4 UNTERNEHMEN, BEI DENEN DIE STIMMRECHTE DES EDF KONZERNS VOM ANTEILSBESITZ ABWEICHEN

Der Stimmrechtsanteil, der für die Beurteilung der Kontrolle ausschlaggebend ist, weicht bei den folgenden Unternehmen vom Anteil des Konzerns ab:

	Prozentsatz des Eigentums zum 31.12.2018	Anteil an den Stimmrechten in Prozent zum 31.12.2018
Edison SpA	97,45	99,48
EDF Investissements Groupe SA	93,89	50,00

ANMERKUNG 52 HONORARE DES WIRTSCHAFTSPRÜFERS

Die folgende Tabelle enthält die Honorare für die Arbeit des Abschlussprüfers und seines Netzwerks im Jahr 2018:

	Deloitte-Netzwerk		KPMG-Netzwerk
(in Tsd. EUR)	Betrag (ohne Steuern)	%	Betrag (ohne Steuern)	%
Abschlussprüfung
Gesetzliche Abschlussprüfung, Zertifizierung, Überprüfung von Jahres- und Konzernabschlüssen
EDF	3.133	21,1	2.954	18,2
Kontrollierte Unternehmen ⁽¹⁾	7.249	48,8	10.839	66,9
ZWISCHENSUMME	10.382	69,9	13.793	85,1
Nicht prüfungsbezogene Dienstleistungen ⁽²⁾
EDF	397	2,7	772	4,8
Kontrollierte Unternehmen ⁽¹⁾	4.071	27,4	1.640	10,1
ZWISCHENSUMME	4.468	30,1	2.412	14,9
GESAMT	14.850	100	16.204	100

⁽¹⁾ Vollkonsolidierte Tochtergesellschaften und gemeinschaftlich kontrollierte Unternehmen, deren Honorare für Abschlussprüfer in der konsolidierten Gewinn- und Verlustrechnung enthalten sind.
⁽²⁾ Dienstleistungen, die nach Gesetzen und Vorschriften erforderlich sind, und Dienstleistungen, die auf Wunsch des Konzerns erbracht werden. Nicht prüfungsbezogene Dienstleistungen entsprechen im Wesentlichen (i) der Zertifizierung von Finanz- und Rechnungslegungsinformationen oder unabhängigen Berichten über soziale, ökologische und gesellschaftliche Informationen gemäß Artikel L. 225-102-1 des französischen Handelsgesetzbuches, (ii) Dienstleistungen im Zusammenhang mit Unternehmensverkäufen, (iii) nach lokaler Gesetzgebung genehmigten Steuerdienstleistungen und (iv) der Überprüfung von Betriebsabläufen und Beratungsdienstleistungen für Informationssysteme, die nicht mit der Erstellung von Buchhaltungs- und Finanzinformationen zusammenhängen.

Honorare der Abschlussprüfer für 2017

Die folgende Tabelle enthält die Honorare für die Arbeit des Abschlussprüfers und seines Netzwerks im Jahr 2017:

	Deloitte-Netzwerk		KPMG-Netzwerk
(in Tsd. EUR)	Betrag (ohne Steuern)	%	Betrag (ohne Steuern)	%
Abschlussprüfung
Gesetzliche Abschlussprüfung, Zertifizierung, Überprüfung von Jahres- und Konzernabschlüssen
EDF	3.103	22,1	3.012	19,7
Kontrollierte Unternehmen	5.133	36,4	10.024	65,6
ZWISCHENSUMME	8.236	58.5	13.036	85,3
Nicht prüfungsbezogene Dienstleistungen
EDF	906	6,4	778	5,1
Kontrollierte Unternehmen	4.944	35,1	1.473	9,6
ZWISCHENSUMME	5.850	41,5	2.251	14,7
GESAMT	14.086	100	15.287	100

6.2 BERICHT DES ABSCHLUSSPRÜFERS ZUM KONZERNABSCHLUSS

Für das Geschäftsjahr zum 31. Dezember 2018

Dies stellt eine freie Übersetzung des Abschlussprüferberichts zu den Konzernabschlüssen vom Französischen ins Deutsche dar und dient ausschließlich zur Information deutschsprachiger Leser.

Dieser Bericht des Abschlussprüfers enthält Informationen, die aufgrund der europäischen Gesetzgebung und des französischen Rechts erforderlich sind, wie z.B. Informationen über die Bestellung des Abschlussprüfers oder die Prüfung der im Lagebericht enthaltenen Informationen über den Konzern. Dieser Bericht sollte in Verbindung mit und in Übereinstimmung mit dem französischen Recht und mit in Frankreich geltenden Berufsstandards für Abschlussprüfer gelesen und ausgelegt werden.

An die Aktionäre,

Bestätigungsvermerk

In Übereinstimmung mit dem uns von Ihrer Hauptversammlung erteilten Auftrag haben wir den beigefügten Konzernabschluss der Électricité de France S.A. ("EDF", die "Gesellschaft" oder der "Konzern") für das Geschäftsjahr zum 31. Dezember 2018 geprüft.

Nach unserer Einschätzung vermittelt der Konzernabschluss ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild der Vermögenswerte und Verbindlichkeiten sowie der Finanzlage des Konzerns zum 31. Dezember 2018 sowie der Ergebnisse seiner Tätigkeit für das abgelaufene Geschäftsjahr in Übereinstimmung mit den International Financial Reporting Standards, wie von der Europäischen Union angenommen.

Der vorstehende Bestätigungsvermerk steht im Einklang mit unserem Bericht an den Prüfungsausschuss.

Grundlage für den Bestätigungsvermerk

Prüfungsrahmen

Wir haben unsere Prüfung in Übereinstimmung mit den in Frankreich geltenden Berufsstandards durchgeführt. Wir sind der Auffassung, dass die von uns erlangten Prüfungsnachweise eine ausreichende und angemessene Grundlage für unseren Bestätigungsvermerk bilden.

Unsere Verantwortung im Rahmen dieser Vorschriften und Grundsätze wird im Abschnitt "Unsere Verantwortung für die Prüfung des Konzernabschlusses" unseres Berichts weitergehend beschrieben.

Unabhängigkeit

Wir haben unseren Prüfungsauftrag in Übereinstimmung mit den für uns geltenden Unabhängigkeitsregeln für den Zeitraum vom 1. Januar 2018 bis zum Datum unseres Berichts ausgeführt und insbesondere keine verbotenen Nichtprüfungsleistungen im Sinne von Artikel 5(1) der Verordnung (EU) Nr. 537/2014 oder des französischen Ethikkodex (Code de Déontologie) für Abschlussprüfer erbracht.

Beobachtung

Ohne unsere Schlussfolgerung einzuschränken, weisen wir Sie auf die Anmerkungen 1.2.1, 1.3.7, 1.3.16 und 2 des Konzernabschlusses hin, in denen die Auswirkungen der Anwendung von IFRS 15 "Umsatzerlöse aus Verträgen mit Kunden" und IFRS 9 "Finanzinstrumente" dargelegt werden, neue Standards, die von der Europäischen Union übernommen wurden und für Geschäftsjahre anzuwenden sind, die am oder nach dem 1. Januar 2018 beginnen.

Begründung von Beurteilungen - Zentrale Prüfungsthemen

In Übereinstimmung mit den Anforderungen der Artikel L.823-9 und R.823-7 des französischen Handelsgesetzbuches (Code de commerce) bezüglich der Begründung unserer Beurteilungen, informieren wir Sie über die zentralen Prüfungsthemen im Zusammenhang mit Risiken wesentlicher Fehldarstellungen, die nach unserer fachlichen Beurteilung für die Prüfung des Jahresabschlusses der laufenden Periode von größter Bedeutung waren, sowie darüber, wie wir diesen Risiken begegnet sind.

Diese Sachverhalte wurden im Rahmen unserer Prüfung des Konzernabschlusses insgesamt und bei der anschließenden Erstellung unseres Bestätigungsvermerks behandelt, und wir geben keine gesonderte Stellungnahme zu einzelnen Positionen des Konzernabschlusses ab.

BEWERTUNG VON RÜCKSTELLUNGEN FÜR DIE KERNENERGIEERZEUGUNG IN FRANKREICH - ENDE DES NUKLEARKREISLAUFS, STILLLEGUNG VON ANLAGEN UND LETZTE KERNE - SOWIE ZWECKGEBUNDENES VERMÖGEN

Anmerkungen 1.3.2.2, 1.3.16.2, 1.3.21.1, 29.1 und 45 zum Konzernabschluss

Prüfungsschwerpunkt

Zum 31. Dezember 2018 belaufen sich die Rückstellungen für die Deckung von Verpflichtungen in Verbindung mit Kernkraftwerken, für die EDF in Frankreich der Betreiber ist, auf 39.806 Mio. EUR, davon 21.295 Mio. EUR für das Ende des Nuklearkreislaufs (Behandlung von abgebrannten Brennelementen und radioaktiven Abfällen) und 18.511 Mio. EUR für die Stilllegung von Kernkraftwerken und die letzten Kerne.

Die Bewertung dieser Rückstellungen wird in den Anmerkungen 1.3.2.2, 1.3.21.1 und 29.1 beschrieben. Sie erfordert die Definition technischer und finanzieller Annahmen sowie die Verwendung komplexer Berechnungsmodelle und fällt in den Anwendungsbereich des in Anmerkung 29.1 beschriebenen regulatorischen Umfelds.

Diese werden aktualisiert und die in den Modellen berücksichtigten Annahmen werden mindestens einmal jährlich überprüft. Diese Annahmen spiegeln die bestmögliche Schätzung der Geschäftsleitung zum Stichtag über die Auswirkungen der geltenden Verordnung, der Durchführung von Stilllegungs- und Lagerprozessen oder der Änderung der wichtigsten finanziellen Parameter wider.

Darüber hinaus ist die Gesellschaft verpflichtet, sogenannte "zweckgebundene" Vermögenswerte abzugrenzen, um die Finanzierung bestimmter Kategorien von Nuklearrückstellungen in Frankreich sicherzustellen. Der realisierbare Wert dieser Vermögenswerte sollte es ermöglichen, die Verpflichtungen der Gesellschaft im Zusammenhang mit der Stilllegung von Kernkraftwerken und der langfristigen Lagerung radioaktiver Abfälle in Frankreich zu decken (Anmerkungen 1.3.16.2. und 45). Der realisierbare Wert dieser zweckgebundenen Vermögenswerte in Höhe von 27.689 Mio. EUR (oder einem Nettobuchwert von 26.232 Mio. EUR) zum 31. Dezember 2018 wurde auf der Grundlage des Zeitwerts diversifizierter Aktien- und Anleihenanlagen und des Eigenkapitalwerts von nicht börsennotierten Vermögenswerten, die von EDF Invest verwaltet werden, ermittelt.

Antworten

Wir haben die Maßnahmen zum Ansatz von Rückstellungen für die Kernenergieerzeugung in Frankreich analysiert und uns ein Bild von den industriellen Szenarien für die Stilllegung von Kernkraftwerken und den Lösungen für die Behandlung von abgebrannten Brennelementen und radioaktiven Abfällen gemacht. Wir haben die Einhaltung der Vorschriften im Hinblick auf die anwendbaren bilanziellen, rechtlichen und regulatorischen Maßnahmen beurteilt.

Wir haben die von der Gesellschaft verwendeten Berechnungsmodelle verifiziert und die Sensitivität der Bewertungen gegenüber den getroffenen Annahmen in Bezug auf Kosten, prognostizierte Mittelabflüsse und finanzielle Parameter (Diskontierungs- und Inflationsraten) beurteilt.

Unsere Arbeit bestand auch darin, die Art der Kosten für die Bildung von Rückstellungen zu überprüfen, die Konsistenz der von der Gesellschaft angenommenen Industrieszenarien zu beurteilen und die Abstimmung der prognostizierten Kosten und prognostizierten Mittelabflüsse mit diesen Szenarien sowie den verfügbaren Studien und Angeboten zu überprüfen.

Wir haben auch die Angemessenheit geprüft von:

―

Margen für Unsicherheiten und Risiken, die in den Rückstellungen enthalten sind, um den Grad der Kontrolle über Stilllegungstechniken und die Behandlung abgebrannter Brennelemente und radioaktiver Abfälle zu berücksichtigen.

―

Auswirkungen dank der Baureihe und gemeinsamen Nutzung, die in den Kostenvoranschlägen für die Stilllegung von in Betrieb befindlichen Kernkraftwerken zur Anwendung kommen, deren nominale Kosten 20.755 Mio. EUR unter Berücksichtigung der wirtschaftlichen Bedingungen am Ende der Periode entsprechen, unter Ansatz einer Rückstellung mit einem Barwert von 12.480 Mio. EUR (Anmerkungen 29.1.3 und 29.1.5.2).

BEWERTUNG VON RÜCKSTELLUNGEN FÜR DIE KERNENERGIEERZEUGUNG IN FRANKREICH - ENDE DES NUKLEARKREISLAUFS, STILLLEGUNG VON ANLAGEN UND LETZTE KERNE - SOWIE ZWECKGEBUNDENES VERMÖGEN

Anmerkungen 1.3.2.2, 1.3.16.2, 1.3.21.1, 29.1 und 45 zum Konzernabschluss

Prüfungsschwerpunkt

Wir betrachteten die Bewertung der Nuklearrückstellungen und zweckgebundenen Anlagen als eine der wichtigsten Prüfungsfragen aufgrund von:

―

der Sensitivität der Annahmen, auf denen die Bewertung dieser Rückstellungen beruht, insbesondere in Bezug auf Kosten, Inflation und langfristige Diskontierungssätze sowie die Abschreibungszeiträume der in Betrieb befindlichen Kernkraftwerke und prognostizierte Mittelabflüsse; die Änderung dieser Parameter kann zu einer wesentlichen Anpassung der Rückstellungsbeträge führen;

―

die negativen Auswirkungen auf die Finanzlage der Gesellschaft (Barmittel, die zur Erhöhung des Betrags der zweckgebundenen Vermögenswerte bestimmt sind) im Falle einer Erhöhung der Nuklearrückstellungen in Frankreich, einer Änderung der erzielbaren Werte der zweckgebundenen Vermögenswerte oder einer Änderung des Deckungssatzes der Nuklearrückstellungen für zweckgebundene Vermögenswerte,

wobei festgehalten wird, dass die Bewertung von Rückstellungen Unsicherheiten im Zusammenhang mit der Tatsache abdeckt und berücksichtigt, dass bestimmte Szenarien und technische Lösungen bis heute nie umgesetzt wurden.

Antworten

Hinsichtlich der von der Geschäftsleitung angenommenen Inflations- und Diskontierungssätze haben wir die Einhaltung der geltenden Rechnungslegungsstandards und regulatorischen Maßnahmen, insbesondere der Ministerialverordnung vom 21. März 2007 in der jeweils gültigen Fassung, überprüft. Wir haben die zu diesem Zweck verwendeten Daten mit Marktdaten und verfügbaren historischen Informationen abgeglichen.

Zur Sicherstellung der Finanzierung bestimmter dieser Rückstellungen durch zweckgebundenes Vermögen haben wir durch Stichproben die Portfoliobewegungen überprüft und den realisierbaren Wert des zweckgebundenen Vermögens im Portfolio zum Bilanzstichtag mit dem vorliegenden Depotauszug und den verfügbaren externen Bewertungen abgestimmt. Wir haben auch die Bilanzierung und Bewertung, insbesondere die Einhaltung des Rechnungslegungsstandards in Verbindung mit den in Anmerkung 1.3.16.2 beschriebenen Werthaltigkeitskriterien, geprüft.

Schließlich haben wir die Angemessenheit der Angaben zu den Rückstellungen für die Kernenergieerzeugung in Frankreich und zum zweckgebundenen Vermögen im Anhang des Konzernabschlusses überprüft, insbesondere hinsichtlich der Sensitivität der Bewertung der Rückstellungen gegenüber Änderungen der makroökonomischen Annahmen (Anmerkung 29.1.5.2).

BEWERTUNG VON GESCHÄFTS- ODER FIRMENWERTEN, IMMATERIELLEN VERMÖGENSWERTEN MIT UNBESTIMMTER NUTZUNGSDAUER, SACHANLAGEN UND BETEILIGUNGEN AN ASSOZIIERTEN UNTERNEHMEN UND JOINT VENTURES

Anmerkungen 1.3.2.4, 1.3.15, 13 und 23 des Konzernabschlusses

Prüfungsschwerpunkt

Zum 31. Dezember 2018 machen der Geschäfts- oder Firmenwert, immaterielle Vermögenswerte mit unbestimmter Nutzungsdauer und Anteile an assoziierten Unternehmen und Joint Ventures 45% des Konzerneigenkapitals aus. Sie beziehen sich hauptsächlich auf nicht regulierte Tätigkeiten des EDF Konzerns.

Die Anmerkungen 1.3.2.4, 1.3.15 und 13 beschreiben die übernommenen und angewandten Methoden, um zu bestimmen, ob Anzeichen vorliegen, die darauf hindeuten, dass ein Vermögenswert einer Wertminderung unterliegen könnte. Diese Anmerkungen beschreiben auch die Methoden zur Durchführung von Werthaltigkeitstests. Die Tests und die Bestimmung der erzielbaren Beträge werden jährlich auf der Ebene der zahlungsmittelgenerierenden Einheit (ZGE) für diejenigen durchgeführt, die immaterielle Vermögenswerte mit unbestimmter Nutzungsdauer oder Geschäfts- oder Firmenwert halten. Der erzielbare Betrag entspricht für den Großteil dieser ZGE dem Nutzungswert, der auf der Grundlage des diskontierten Werts der zukünftigen Cashflows ermittelt wird.

Wir hielten die Bewertung von nicht regulierten Vermögenswerten in Frankreich, Großbritannien, Italien und den Vereinigten Staaten sowie von assoziierten Unternehmen für ein zentrales Prüfungsthema, da die Bewertungen auf makroökonomische, branchenspezifische und finanzielle Annahmen zur Bestimmung der erzielbaren Beträge sowie auf Schätzungen und Beurteilungen der Geschäftsleitung empfindlich reagieren.

Insbesondere ein ungünstiger und volatiler Markt mit niedrigen Strommarktpreisen und anhaltenden Überkapazitäten bei der Stromerzeugung, der zu einer Stagnation der Energienachfrage in den Hauptmärkten, in denen EDF tätig ist, beiträgt, verringert den erzielbaren Betrag bestimmter Geschäfts- oder Firmenwerte, immaterieller Vermögenswerte, Sachanlagen oder Beteiligungen an assoziierten Unternehmen und Joint Ventures, die nicht regulierten Tätigkeiten zugeordnet sind, erheblich, und kann zu wesentlichen Wertminderungen führen.

Antworten

Im Rahmen unserer Arbeit haben wir die Existenz von Anzeichen für Wertminderungen auf der Ebene der ZGE analysiert. Darüber hinaus haben wir uns einen Überblick über den Prozess der Formulierung von Schätzungen und Annahmen der Geschäftsleitung im Rahmen des Werthaltigkeitstests verschafft und die Angemessenheit des Bewertungsmodells überprüft.

Wir haben für die getestete ZGE überprüft, ob die diskontierten zukünftigen Cashflow-Prognosen denen entsprechen, die durch die in dieser ZGE enthaltenen Vermögenswerte generiert werden, und ob sie mit (i) den Budgetdaten, den Mittelfristplänen (MTP) und darüber hinaus mit den langfristigen Annahmen des Konzerns, (ii) der Performance in der Vergangenheit, (iii), den Marktaussichten und (iv) der erwarteten Nutzungsdauer der Vermögenswerte übereinstimmen.

Wir haben durch Gespräche mit der Geschäftsleitung die verschiedenen zugrunde liegenden Annahmen (Wirtschaftswachstum, Rohstoffpreise und CO ₂, Strombedarf, Produktionskapazitäten und -verbindungen sowie Veränderungen im Energiemix) bewertet, auf denen die mittel- und langfristigen Preisannahmen basieren, indem sie durch externe Studien internationaler Organisationen oder Energieexperten untermauert wurden.

Wir haben die Bestimmungsmethoden und die Konsistenz der Diskontierungsannahmen auf der Grundlage des gewichteten durchschnittlichen Gesamtkapitalkostensatzes (WACC) nach Regionen und Aktivitäten überprüft und insbesondere mit Hilfe unserer internen Experten die Konsistenz der risikofreien Zinssätze und der von der Geschäftsleitung angenommenen Risikoprämien mit den zugrunde liegenden Marktannahmen analysiert.

Falls erforderlich, haben wir den höchstwahrscheinlichen Aspekt der vom Konzern beschlossenen Veräußerungen und die zur Beurteilung des erzielbaren Betrags herangezogenen Posten bewertet.

Schließlich haben wir geprüft, ob die Anmerkungen 1.3.15, 13 und 23 des Konzernabschlusses angemessene Angaben insbesondere in Bezug auf die Annahmen bieten, die zur Durchführung von Werthaltigkeitstests und Sensitivitätsanalysen getroffen wurden.

Sonderprüfungen

Wie gesetzlich vorgeschrieben, haben wir in Übereinstimmung mit den in Frankreich geltenden Berufsstandards auch die im Lagebericht dargestellten Informationen zum Konzern überprüft.

Wir haben bezüglich der angemessenen Darstellung und der Übereinstimmung mit dem Konzernabschluss keine Beanstandungen zu melden.

Wir bestätigen, dass der gemäß Artikel L.225-102-1 des französischen Handelsgesetzbuchs vorgeschriebene konsolidierte Nichtfinanzbericht in die Konzerninformationen im Lagebericht einbezogen wurde, wobei hervorgehoben wird, dass wir entsprechend den Bestimmungen des Artikels L.823-10 des Gesetzes nicht die angemessene Darstellung und die Übereinstimmung der darin enthaltenen Informationen mit dem Konzernabschluss überprüft haben. Dies sollte durch einen unabhängigen Versicherungsdienstleister geschehen.

Berichterstattung zu anderen gesetzlichen und rechtlichen Anforderungen

Ernennung der Abschlussprüfer

Die Hauptversammlung vom 6. Juni 2005 hat KPMG Audit und durch Vorstandsbeschluss vom 25. April 2002 Deloitte & Associes als Abschlussprüfer der Électricité de France S.A. bestellt.

Zum 31. Dezember 2018 befand sich KPMG Audit im 14. ^. Jahr des ununterbrochenen Engagements und Deloitte & Associes im 17. ^. Jahr des ununterbrochenen Engagements, während die Zulassung von Wertpapieren der Gesellschaft zum Handel an einem geregelten Markt vor 14 Jahren stattfand.

Verantwortlichkeiten der Geschäftsleitung und den für die Überwachung der Erstellung des Konzernabschlusses zuständigen Personen

Die Geschäftsleitung trägt die Verantwortung für die Erstellung und angemessene Darstellung dieses Konzernabschlusses gemäß den International Financial Reporting Standards, wie sie von der EU übernommen wurden. Ferner ist die Geschäftsleitung verantwortlich für das interne Kontrollsystem, das sie als notwendig bestimmt hat, um die Aufstellung und Darstellung des Konzernabschlusses, frei von wesentlichen - beabsichtigten oder unbeabsichtigten - Fehldarstellungen zu ermöglichen.

Bei der Aufstellung des Konzernabschlusses ist die Geschäftsleitung für die Beurteilung der Unternehmensfortführung, die Offenlegung der mit der Unternehmensfortführung zusammenhängenden Sachverhalte und die Anwendung der Unternehmensfortführungsgrundsätze für die Buchhaltung verantwortlich, es sei denn, es wird erwartet, dass die Gesellschaft liquidiert oder der Geschäftsbetrieb eingestellt wird.

Der Prüfungsausschuss ist für die Überwachung des Rechnungslegungsprozesses und die Wirksamkeit des internen Kontroll- und Risikomanagementsystems sowie gegebenenfalls für die interne Revision hinsichtlich der Rechnungslegung und der Finanzberichterstattung zuständig.

Der Konzernabschluss wurde vom Vorstand genehmigt.

Verantwortung des Abschlussprüfers für die Prüfung des Konzernabschlusses

Ziele und Prüfungsansatz

Unsere Aufgabe ist es, einen Bericht über den Konzernabschluss zu erstellen. Unser Ziel ist es, eine hinreichende Sicherheit darüber zu erlangen, ob der Konzernabschluss insgesamt frei von wesentlichen Fehldarstellungen ist. Hinreichende Sicherheit ist ein hohes Maß an Sicherheit, stellt jedoch keine Garantie dafür da, dass eine pflichtgemäße Prüfung stets wesentliche Fehldarstellungen erkennen wird, sofern welche vorliegen. Fehldarstellungen können beabsichtigt oder unbeabsichtigt sein und sind als wesentlich zu betrachten, wenn davon ausgegangen werden muss, dass sie die wirtschaftlichen Entscheidungen der Nutzer, die diese auf der Grundlage dieses Konzernabschlusses getroffen haben, einzeln oder in der Gesamtheit beeinflussen könnten.

Gemäß Artikel L.823-10-1 des französischen Handelsgesetzbuches (Code de commerce) umfasst unsere Abschlussprüfung keine Zusicherung zur Zukunftsfähigkeit der Gesellschaft oder Qualität der Geschäftsführung der Gesellschaft.

Im Rahmen einer Prüfung, die nach den in Frankreich geltenden Berufsstandards durchgeführt wird, übt der Abschlussprüfer während der gesamten Prüfung und darüber hinaus ein professionelles Urteilsvermögen aus und:

―	identifiziert und bewertet die Risiken wesentlicher Fehldarstellungen im Konzernabschluss, unabhängig davon, ob diese auf Betrug oder Fehler zurückzuführen sind, konzipiert und führt Prüfungsverfahren durch, die auf diese Risiken eingehen, und holt Prüfungsnachweise ein, die als ausreichend und angemessen erachtet werden, um eine Grundlage für sein Prüfungsurteil zu liefern. es gilt, dass das Risiko, wesentliche Fehldarstellungen aufgrund von Betrugsfällen, anstatt von Fehlern aufgrund eines Irrtums, nicht zu erkennen, höher ist, da betrügerische Handlungen Preisabsprachen, Fälschungen, vorsätzliche Auslassungen, Fehlinterpretationen oder die Beeinflussung des internen Kontrollsystems umfassen können.
―	erlangt 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 dieser internen Kontrollsysteme des Unternehmens abzugeben.
―	beurteilt die Angemessenheit der angewandten Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden sowie die Angemessenheit der von der Geschäftsleitung vorgenommenen Schätzungen und damit verbundenen Angaben im Konzernabschluss.
―	bewertet die Angemessenheit der Verwendung der Unternehmensfortführungsgrundsätze für die Buchhaltung durch die Geschäftsleitung und bewertet auf der Grundlage der erlangten Prüfungsnachweise, ob eine wesentliche Unsicherheit im Zusammenhang mit Ereignissen oder Bedingungen zu erkennen ist, die erhebliche Zweifel an der Fähigkeit des Unternehmensfortbestands aufkommen lassen. Diese Beurteilung stützt sich auf die bis zum Zeitpunkt des Prüfungsberichts erlangten Prüfungsnachweise. Zukünftige Ereignisse oder Bedingungen können jedoch dazu führen, dass die Fortführung der Unternehmenstätigkeit der Gesellschaft nicht länger gegeben ist. Kommt der Abschlussprüfer zu dem Schluss, dass eine wesentliche Unsicherheit besteht, ist es erforderlich, im Prüfungsbericht auf die entsprechenden Angaben im Konzernabschluss hinzuweisen oder, falls solche Angaben nicht gemacht werden oder nicht ausreichen, den darin enthaltenen Bestätigungsvermerk zu ändern.
―	beurteilt die Gesamtdarstellung des Konzernabschlusses sowie, ob diese Aussagen die zugrunde liegenden Vorgänge und Ereignisse so darstellen, dass ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild vermittelt wird.
―	holt ausreichende und angemessene Prüfungsnachweise über die Finanzinformationen der Unternehmen bzw. Geschäftsaktivitäten des Konzerns ein, um ein Prüfungsurteil zum Konzernabschluss abzugeben. Der Abschlussprüfer ist für die Leitung, Überwachung und Durchführung der Prüfung des Konzernabschlusses sowie für das zu diesem Konzernabschluss abgegebene Prüfungsurteil verantwortlich.

Bericht an den Prüfungsausschuss

Wir legen dem Prüfungsausschuss einen Bericht vor, der insbesondere eine Beschreibung des Prüfungsumfangs und des durchgeführten Prüfungsprogramms sowie der Ergebnisse unserer Prüfung enthält. Darüber hinaus berichten wir, falls vorhanden, über wesentliche Mängel im internen Kontrollsystem in Bezug auf die von uns festgestellten Rechnungslegungs- und Finanzberichterstattungsverfahren.

Unser Bericht an den Prüfungsausschuss enthält die Risiken wesentlicher Fehldarstellungen, die nach unserer pflichtgemäßen Beurteilung für die Prüfung des Konzernabschlusses der laufenden Periode von besonderer Bedeutung waren und die daher die zentralen Prüfungsthemen darstellen, die wir in diesem Bericht zu beschreiben haben.

Darüber hinaus geben wir dem Prüfungsausschuss die in Artikel 6 der Verordnung (EG) Nr. 537/2014 vorgesehene Erklärung 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 Ethikkodex (Code de déontologie) für Abschlussprüfer festgelegt sind. Gegebenenfalls erörtern wir mit dem Prüfungsausschuss die Risiken, die nach vernünftigem Ermessen unsere Unabhängigkeit beeinträchtigen können, und die damit verbundenen Vorsichtsmaßnahmen.

Paris La Defense, 14. Februar 2019

KPMG S.A.

Die Abschlussprüfer

Jay Nirsimloo

Michel Piette

Deloitte & Associés

Damien Leurent

Christophe Patrier

6.3 JAHRESABSCHLUSS

Hinweis: Die meisten Zahlen in den Tabellen werden in Mio. EUR angegeben. Die daraus resultierende Annäherung kann zu leichten Abweichungen bei den Summen oder Bewegungen und Veränderungen führen.

GEWINN- UND VERLUSTRECHNUNG

(in Mio. EUR)	Anmerkungen	2018	2017
UMSATZ ⁽¹⁾	4	44.874	42.371
Bestandsveränderung und aktivierte Eigenleistungen		1.217	1.138
Betriebssubventionen	5	6.566	6.558
Auflösung von Rückstellungen und Abschreibungen	6	2.996	3.231
Sonstiges Betriebsergebnis und Gebührenübertragungen	7	850	823
I SUMME BETRIEBSERGEBNIS		56.503	54.121
Einkäufe und sonstige externe Kosten		37.410	36.723
Verwendete Brennstoffeinkäufe		3.172	3.186
Energieeinkauf		17.057	15.870
Dienstleistungen und sonstige verwendete Einkäufe		17.181	17.667
Steuern ohne Ertragsteuern	9	2.662	2.567
Personalaufwand	10	6.565	6.754
Abschreibungen und Rückstellungen	11	6.471	5.441
Abschreibungen	11.1	3.531	3.366
Rückstellungen und Wertminderungen	11.2	2.940	2.075
Sonstiger betrieblicher Aufwand	12	1.743	1.644
II SUMME BETRIEBSAUFWAND		54.851	53.129
BETRIEBSERGEBNIS (I - II)		1.652	992
III JOINT OPERATIONS		0	1
IV FINANZERGEBNIS	13	(1.756)	(988)
ERGEBNIS VOR ERTRAGSTEUERN
UND SONDERPOSTEN (I - II + III + IV)		(104)	5
V AUSSERORDENTLICHES ERGEBNIS	14	939	1.232
VI ERTRAGSTEUERN	15	756	687
GEWINN ODER VERLUST (I - II + III + IV + V + VI)		1.591	1.924

⁽¹⁾ Produktion von Waren für den Export im Jahr 2018: 10.287 Mio. EUR; Produktion von Dienstleistungen für den Export im Jahr 2018: 423 Mio. EUR.

BILANZ

AKTIVA

		31.12.2018			31.12.2017
(in Mio. EUR)	Anmerkungen	Bruttowerte	Abschreibungen und Wertminderungen	Nettowerte	Nettowerte
Immaterielle Vermögenswerte	16 - 17	2.091	1.074	1.017	933
Sachanlagen im Besitz von EDF	16 - 17	85.326	57.921	27.405	26.066
Sachanlagevermögen, betrieben laut Konzessionen	16 - 17	14.711	8.755	5.956	5.871
Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte im Bau	16 - 17	21.114	177	20.937	19.655
Investitionen und damit verbundene Forderungen		59.258	307	58.951	58.445
Finanzanlagen		21.076	655	20.421	18.092
Darlehen und sonstige Finanzanlagen		12.545	61	12.484	12.386
Finanzielle Vermögenswerte	18	92.879	1.023	91.856	88.923
SUMME I ANLAGEVERMÖGEN		216.121	68.950	147.171	141.448
Vorräte und unfertige Erzeugnisse	19	10.096	189	9.907	9.969
Anzahlungen auf Bestellungen	20	690	1	689	785
Forderungen aus LuL und sonstige Forderungen	20	21.094	397	20.697	20.791
Marktfähige Wertpapiere	21	16.913	52	16.861	14.527
Geldmarktinstrumente	20	2.605	-	2.605	2.096
Barmittel und Barmitteläquivalente	22	4.619	-	4.619	5.110
Aktive Rechnungsabgrenzungsposten	20	1.449	-	1.449	1.358
SUMME II UMLAUFVERMÖGEN		57.466	639	56.827	54.636
Rechnungsabgrenzungsposten (III)		255	-	255	265
Rückzahlungsprämien für Anleihen (IV)		758	251	507	453
Unrealisierte Fremdwährungsverluste (V)	23	767	-	767	572
GESAMTVERMÖGEN (I + II + III + IV + V)		275.367	69.840	205.527	197.374
EIGENKAPITAL UND VERBINDLICHKEITEN
(in Mio. EUR)	Anmerkungen			31.12.2018	31.12.2017
Kapital				1.505	1.464
Kapitalbezogene Prämien				15.672	14.866
Neubewertungsrücklage				676	680
Rücklagen
Gesetzliche Rücklagen				146	105
Sonstige Rücklagen				3.000	3.000
Gewinnrücklagen				7.351	6.809
Geschäftsjahresergebnis				1.591	1.924
Zwischendividende				(451)	(433)
Investitionszuschüsse				166	163
Steuerlich bestimmte Rückstellungen				6.056	6.098
EIGENKAPITAL	24			35.712	34.676
Zusätzliches Eigenkapital	25			10.620	10.449
Sonderkonten für Konzessionen	26			2.199	2.159
SUMME I EIGENKAPITAL UND KONZESSIONSKONTEN				48.531	47.284
Risikorückstellungen	27			2.544	1.384
Rückstellungen für die Kernenergieerzeugung (Ende des Nuklearkreislaufs, Stilllegung von Anlagen und letzte Kerne)	28			39.806	37.633
Rückstellungen für die Stilllegung von nicht nuklearen Anlagen	29			659	626
Rückstellungen für Mitarbeiterleistungen	30			11.240	11.055
Rückstellungen für sonstige Aufwendungen	31			866	938
Aufwandsrückstellungen				52.571	50.252
SUMME II RÜCKSTELLUNGEN				55.115	51.636
Finanzielle Verbindlichkeiten	33			54.644	51.441
Erhaltene Anzahlungen und Abschlagszahlungen	32			7.134	6.861
Betriebs-, Investitions- und sonstige Verbindlichkeiten	32			33.229	31.911
Geldmarktinstrumente	32			3.462	4.471
Rechnungsabgrenzungsposten	32			3.116	3.285
SUMME III VERBINDLICHKEITEN	32			101.585	97.969
Unrealisierte Fremdwährungsgewinne (IV)	34			296	485
SUMME EIGENKAPITAL UND VERBINDLICHKEITEN (I + II + III + IV)				205.527	197.374

KAPITALFLUSSRECHNUNG

(in Mio. EUR)		Anmerkungen	2018	2017
Laufende Geschäftstätigkeit:
Gewinn/(Verlust) vor Ertragsteuern			835	1.237
Abschreibungen und Rückstellungen			7.153	4.010
Veräußerungs (-gewinne)/-verluste ⁽¹⁾			(499)	(859)
Finanzerträge und -aufwendungen			(2.133)	(827)
Veränderungen des Umlaufvermögens ⁽²⁾			3.238	2.530
NETTOMITTELZUFLUSS AUS LAUFENDEN GESCHÄFTSTÄTIGKEITEN			8.594	6.091
Nettofinanzaufwand, einschließlich erhaltener Dividenden			1.435	620
Gezahlter Ertragsteueraufwand			(29)	(677)
NETTOMITTELZUFLUSS AUS LAUFENDER GESCHÄFTSTÄTIGKEIT	(A)		10.000	6.034
Investitionstätigkeiten:
Investitionen in Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte			(5.982)	(5.984)
Erlöse aus dem Verkauf von Sachanlagen und und immateriellen Vermögenswerten			24	17
Veränderung der Finanzanlagen ⁽³⁾			(4.776)	1.022
NETTOMITTELABFLUSS FÜR INVESTITIONSTÄTIGKEITEN	(B)		(10.734)	(4.945)
Finanzierungstätigkeiten:
Aufnahme von Fremdkapital und Abschluss von Übernahmeverträgen			4.938	1.282
Rückzahlung von Fremdkapital und Übernahmeverträgen			(2.435)	(5.204)
Ausgeschüttete Dividenden		24	(513)	(110)
Ausgabe von unbefristeten Nachranganleihen		24	-	4.005
Erhaltene Finanzierungsbeiträge für im Rahmen von Konzessionen betriebene Anlagen			6	8
Investitionszuschüsse			11	4
NETTOMITTELZUFLUSS AUS FINANZIERUNGSTÄTIGKEITEN	(C)		2.007	(15)
NETTOZUNAHME/(-ABNAHME) BARMITTEL UND BARMITTELÄQUIVALENTE	(A)+(B)+(C)		1.273	1.074
BARMITTEL UND BARMITTELÄQUIVALENTE ERÖFFNUNGSSALDO		22	(2.875)	(3.981)
Auswirkungen von Währungsschwankungen			(13)	(23)
Finanzertrag aus Barmitteln und Barmitteläquivalenten			52	55
BARMITTEL UND BARMITTELÄQUIVALENTE SCHLUSSSALDO ⁽⁴⁾		22	(1.563)	(2.875)

⁽¹⁾ Einschließlich des Saldos des Veräußerungsgewinns aller Anteile von RTE an CTE in Höhe von 388 Mio. EUR im Jahr 2017.
⁽²⁾ Einschließlich eines positiven Effekts von 2.068 Mio. EUR auf das Umlaufvermögen im Jahr 2018 und damit auf die liquiden Mittel aufgrund von Änderungen in der Klassifizierung der Cash-Management- und Zeichnungsvereinbarungen, insbesondere in Bezug auf die Holdinggesellschaften (siehe Anmerkung 22).
⁽³⁾ In diesem Posten ist im Jahr 2017 die Akquisition von Framatome für 1.894 Mio. EUR enthalten.
⁽⁴⁾ "Barmittel und Barmitteläquivalente - Eröffnungssaldo" und "Barmittel und Barmitteläquivalente - Endsaldo" beinhalten weder Investmentfonds noch handelbare Schuldtitel mit einer Laufzeit von mehr als drei Monaten. Einzelheiten zur Veränderung der Barmittel und Barmitteläquivalente sind in Anmerkung 22 dargestellt.

Électricité de France SA (EDF), die Muttergesellschaft des EDF Konzerns, ist eine französische Gesellschaft, die in den Bereichen Stromerzeugung, Strom- und Gasversorgung tätig ist. EDF deckt auch alle Geschäftsaktivitäten von Island Energy Systems (SEI) für Korsika und die französischen Übersee-Departements ab.

ANMERKUNG 1 RECHNUNGSLEGUNGSGRUNDSÄTZE UND -METHODEN

1.1 RECHNUNGSLEGUNGSSTANDARDS

Der Jahresabschluss von EDF wird in Übereinstimmung mit den Rechnungslegungsgrundsätzen und -methoden erstellt, die in der Verordnung 2014-03 vom 5. Juni 2014 festgelegt sind, die von der ANC (Autorite des Normes Comptables, französische Rechnungslegungsbehörde) in Bezug auf den überarbeiteten nationalen Bilanzierungsrahmen herausgegeben wurden.

Die angewandten Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden stimmen mit denen des Jahresabschlusses zum 31. Dezember 2017 überein, mit Ausnahme der Verordnung 2018-01 vom 20. April 2018 über Änderungen der Methode, Änderungen der Schätzung und Berichtigung von Fehlern, die für Geschäftsjahre zutreffend ist, die zum Zeitpunkt der Veröffentlichung der Verordnung, d.h. zum 31. Dezember 2018, aktuell sind.

1.2 BEURTEILUNGEN UND SCHÄTZUNGEN DER GESCHÄFTSLEITUNG

Die Erstellung des Jahresabschlusses erfordert die Anwendung von Beurteilungen, bestmöglichen Schätzungen und Annahmen bei der Bestimmung des Werts der Vermögenswerte und Verbindlichkeiten, der Erträge und Aufwendungen der Periode unter Berücksichtigung der am Jahresende bestehenden Eventualforderungen und -verbindlichkeiten. Die Zahlen in den zukünftigen Abschlüssen von EDF können aufgrund von Änderungen dieser Annahmen oder der wirtschaftlichen Rahmenbedingungen erheblich von den derzeitigen Schätzungen abweichen.

In einem von Finanzmarktvolatilität geprägten Umfeld basieren die zur Erstellung von Schätzungen verwendeten Parameter auf makroökonomischen Annahmen, die dem sehr langfristigen Zyklus der Vermögenswerte von EDF entsprechen.

Die wichtigsten Vorgänge, für die EDF Schätzungen und Beurteilungen verwendet, sind die folgenden:

1.2.1 Abschreibungsdauer der Kernkraftwerke

Im konkreten Fall der Abschreibungsdauer seiner französischen Kernkraftwerke sieht die Industriestrategie von EDF vor, den Betrieb über 40 Jahre hinaus unter optimalen Bedingungen in Bezug auf Sicherheit und Effizienz fortzusetzen.

Der Abschreibungszeitraum für Kraftwerke der 900-MW-Serie wurde im Jahr 2016 von 40 auf 50 Jahre (mit Ausnahme von Fessenheim) verlängert, da alle technischen, wirtschaftlichen und Governance-Bedingungen erfüllt waren. Die Abschreibungsdauer anderer Konzernbaureihen in Frankreich (1300 MW und 1450 MW), die jünger sind, liegt derzeit unverändert bei 40 Jahren, da die Bedingungen für die Verlängerung noch nicht erfüllt sind.

Diese Abschreibungszeiträume berücksichtigen den Zeitpunkt der Wiederankopplung mit dem Netz nach der letzten 10-jährigen Inspektion.

Wie in Anmerkung 3.1 erläutert, würden im Rahmen des vorgeschlagenen neuen mehrjährigen Energieprogramms (PPE) zwei Kernreaktoren unter bestimmten Bedingungen in den Jahren 2027 und 2028 vor ihrer fünften Zehnjahresinspektion stillgelegt. Wenn dies laut dem endgültigen verabschiedeten PPE bestätigt wird, könnte dies zu einer voraussichtlichen Änderung des Abschreibungszeitraums für die beiden betroffenen Einheiten führen. Da diese Situation die Abschaltung von zwei Reaktoren in der Flotte des Konzerns um einige Jahre vorziehen würde, wird erwartet, dass die möglichen Auswirkungen auf den jährlichen Abschreibungsaufwand, der von den für die Abschaltung ausgewählten Reaktoren abhängt, begrenzt sind.

Der vorgeschlagene PPE sieht auch vor, dass die Schließung der beiden Reaktoren in Fessenheim "im Frühjahr 2020 unter Anwendung der Obergrenze für die installierte Kernkraft erfolgen soll, damit der EPR von Flamanville in Betrieb genommen werden kann". Der Abschreibungszeitraum für Fessenheim, der derzeit im November 2019 endet, wird gemäß den Bestimmungen des endgültigen PPE prospektiv angepasst.

1.2.2 Nuklearrückstellungen

Die Bewertung der Rückstellungen für das Ende des Nuklearkreislaufs, die Stilllegung und die letzten Kerne, ist abhängig von Annahmen über technische Prozesse, Kosten, Inflationsraten, langfristige Diskontierungssätze sowie die Abschreibungsdauer der in Betrieb befindlichen Anlagen und Auszahlungspläne.

Wie in Anmerkung 3.1 erläutert, würden im Rahmen des vorgeschlagenen neuen mehrjährigen Energieprogramms (PPE), zwei Kernreaktoren unter bestimmten Bedingungen in den Jahren 2027 und 2028 vor ihrer fünften Zehnjahresinspektion stillgelegt. Wenn dies im endgültigen verabschiedeten PPE bestätigt wird, könnte dies zu einer Änderung der Höhe der entsprechenden Nuklearrückstellungen führen. Da diese Situation die Abschaltung von zwei Reaktoren in der Flotte des Konzerns um einige Jahre vorziehen würde, könnte die potenzielle Auswirkung auf die Nuklearrückstellungen, bei einer Anpassung der entsprechenden Bilanzaktiva, einen Anstieg um einige zehn Millionen Euro bedeuten.

Diese Parameter werden daher zu jedem Bilanzstichtag neu geschätzt, um sicherzustellen, dass die abgegrenzten Beträge der bestmöglichen Schätzung der letztlich von EDF zu tragenden Kosten entsprechen.

EDF ist der Ansicht, dass die zum 31. Dezember 2018 getroffenen Annahmen angemessen und begründet sind. Jede zukünftige Änderung der Annahmen könnte jedoch einen wesentlichen Einfluss auf die Bilanz und die Gewinn- und Verlustrechnung von EDF haben.

Die wichtigsten Annahmen und Sensitivitätsanalysen zu den Nuklearrückstellungen sind in Anmerkung 28.5 dargestellt.

Die Berechnung der Rückstellungen berücksichtigt ein dem jeweiligen Geschäftsbetrieb angemessenes Maß an Risiken und Unsicherheiten. Die Bewertung der Kosten ist mit Unsicherheitsfaktoren belegt wie:

―	Änderungen der Vorschriften, insbesondere in den Bereichen Sicherheit, Gefahrenabwehr und Umweltschutz sowie Finanzierung der Nuklearausgaben;
―	Änderungen des regulatorischen Stilllegungsprozesses und der für die Erteilung der behördlichen Genehmigung erforderlichen Zeit;
―	künftige Verfahren zur Lagerung langlebiger radioaktiver Abfälle und Bereitstellung von Lagereinrichtungen durch die französische Agentur für die Entsorgung radioaktiver Abfälle ANDRA (Agence Nationale pour la Gestion des Déchets Radioactifs);
―	Änderungen bestimmter finanzieller Parameter wie Diskontierungssätze, insbesondere in Bezug auf den regulatorischen Grenzwert, Inflationsraten oder Änderungen der Vertragsbedingungen für die Behandlung abgebrannter Brennelemente.

1.2.3 Pensionen und sonstige langfristige Verpflichtungen und Verpflichtungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses

Der Wert der Pensionen und sonstigen langfristigen Verpflichtungen und Verpflichtungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses basiert auf versicherungsmathematischen Bewertungen, die auf allen verwendeten versicherungsmathematischen Annahmen beruhen, insbesondere auf Diskontierungssätzen, Inflationsraten und Lohnsteigerungsraten.

Die wichtigsten versicherungsmathematischen Annahmen, die bei der Berechnung dieser Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und der langfristigen Leistungen am 31. Dezember 2018 verwendet wurden, sind in Anmerkung 30.4 dargestellt. Diese Annahmen werden jährlich aktualisiert. EDF hält die zum 31. Dezember 2018 verwendeten versicherungsmathematischen Annahmen für angemessen und fundiert, aber zukünftige Änderungen dieser Annahmen könnten einen wesentlichen Einfluss auf die Höhe der Verpflichtungen sowie auf den Nettoertrag von EDF haben.

1.2.4 Gelieferte, aber noch nicht gemessene und abgerechnete Energie

Wie in Anmerkung 1.3 erläutert, werden die gelieferten, aber noch nicht gemessenen und abgerechneten Energiemengen zum Bilanzstichtag auf Basis von Verbrauchsstatistik-Modellen und Verkaufspreischätzungen berechnet. Die Ermittlung des noch nicht abgerechneten Teils der Umsatzerlöse zum Jahresende hängt von den Annahmen ab, die bei der Erstellung dieser Statistiken und Schätzungen zugrunde gelegt wurden.

1.3 VERKÄUFE

Der Umsatz umfasst im Wesentlichen Erträge aus dem Energieabsatz (an Endkunden und im Rahmen der Handelsaktivitäten) und den Verkauf von Dienstleistungen. Die Energieumsätze von EDF beinhalten Lieferdienstleistungen über das Energieverteilungsnetz, die von der Tochtergesellschaft Enedis erworben werden und dem Endkunden berechnet werden.

Umsätze werden erfasst, wenn die Lieferung von Waren erfolgt ist oder die Dienstleistung erbracht wurde.

Die an EDF-Kunden gelieferten, aber am Ende des Zeitraums noch nicht gemessenen und abgerechneten Energiemengen werden auf der Grundlage der von den Standorten der bilanzverantwortlichen Stelle von EDF genutzten Mengen abzüglich der abgerechneten Mengen berechnet, und zwar nach Verlusten, die nach einer statistischen Methode gemessen wurden, die der französischen Energieverordnungs-Kommission (Commission de régulation de l'énergie, CRE) vorgelegt wurde. Diese Mengen werden mit einem Durchschnittspreis bewertet, der sich aus der im Vormonat abgerechneten Energie ergibt.

Verkäufe von Waren und Erträgen aus am Bilanzstichtag noch nicht erbrachten Dienstleistungen werden nach dem Fertigstellungsgrad zu diesem Zeitpunkt bewertet.

Der Energieverkauf an EDF Trading, die Handelsgesellschaft des Konzerns, wird mit dem vertraglich vereinbarten Betrag erfasst.

1.3.1 Kapazitätsmechanismus

In Frankreich wurde ein Kapazitätsmechanismus eingerichtet, um eine sichere Stromversorgung in Spitzenzeiten zu gewährleisten.

Das französische Gesetz 2010-1488 vom 7. Dezember 2010 über die neue Organisation des Strommarkts hat in Frankreich die Verpflichtung eingeführt, ab dem 1. Januar 2017 zur Versorgungssicherheit beizutragen.

Betreiber von Stromerzeugungsanlagen und Betreiber mit Lastabwurf müssen ihre Kapazitäten von RTE zertifizieren lassen und sich zu einer prognostizierten Verfügbarkeit für ein bestimmtes Lieferjahr verpflichten. Im Gegenzug erhalten sie Kapazitätszertifikate. Unterdessen müssen Stromversorger und Stromabnehmer zum Ausgleich von Netzverlusten (verpflichtete Akteure) über Kapazitätszertifikate verfügen, die dem Verbrauch ihrer Kunden in Spitzenzeiten entsprechen. Die Lieferanten geben die Kosten des Kapazitätsmechanismus über ihre Verkaufspreise an die Endkunden weiter.

Das System wird durch Register für den Handel mit Kapazitäten zwischen den Akteuren ergänzt. Kapazitätsauktionen werden mehrmals im Jahr durchgeführt.

EDF ist von beiden Aspekten dieses Systems betroffen, sowohl als Betreiber von Stromanlagen als auch als Stromversorger.

Die Vorgänge werden wie folgt erfasst:

―

Verkäufe von Zertifikaten werden mit der Versteigerung oder dem außerbörslichen Verkauf erfolgswirksam erfasst;

―

die Kosten des Kapazitätsmechanismus, die über regulierte Verkaufstarife und Marktpreisangebote an die Endkunden weitergegeben werden, werden bei Lieferung des Stroms in den Umsatzerlösen erfasst; der ARENH-Preis enthält jedoch seit 2017, als der Kapazitätsmechanismus in Kraft trat, einen Kapazitätswert, da die Übertragungsbedingungen für die mit dem ARENH-System verbundenen Kapazitätsgarantien von der CRE festgelegt wurden;

―

die Bestände an Zertifikaten werden entweder zu ihrem Zertifizierungswert (d.h. den Kosten der Zertifizierung durch RTE) oder zu ihrem Anschaffungswert auf den Märkten ausgewiesen;

―

Verminderungen des Zertifikatebestandes werden mit den gewichteten durchschnittlichen Stückkosten bewertet. Der Zeitpunkt der Erfassung hängt vom Akteur ab:

―	Kraftwerksbetreiber: wenn die Versteigerung stattfindet,
―	verpflichtete Akteure: linear über den 5-monatigen Spitzenzeitraum verteilt;

―	für verpflichtete Akteure wird bei einem Fehlbestand an Kapazitätszertifikaten eine Rückstellung in Höhe der bestmöglichen Schätzung der zur Erfüllung der Verpflichtung erforderlichen Aufwendungen gebildet;
―	wenn der realisierbare Wert des Bestands an Kapazitätszertifikaten zum Bilanzstichtag niedriger ist als der Nettobuchwert, wird eine Wertminderung vorgenommen.

1.4 IMMATERIELLE VERMÖGENSWERTE

1.4.1 Forschungs- und Entwicklungskosten

Forschungskosten werden im Geschäftsjahr in dem sie anfallen als Aufwand erfasst.

Entwicklungskosten, die die Aktivierungsvoraussetzungen des Artikels 211-5 des französischen Bilanzierungsrahmens erfüllen, werden unter den immateriellen Vermögenswerten ausgewiesen und linear über ihre voraussichtliche Nutzungsdauer abgeschrieben.

1.4.2 Sonstige immaterielle Vermögenswerte

Die sonstigen immateriellen Vermögenswerte beinhalten im Wesentlichen Software und Reservierungskosten für Speicherkapazitäten.

Sie werden linear über ihre Nutzungsdauer abgeschrieben, unabhängig davon, ob sie selbst erstellt oder gekauft werden.

1.5 SACHANLAGEN

Das Sachanlagevermögen des Konzerns wird unter drei Bilanzpositionen ausgewiesen, die den wirtschaftlichen und vertraglichen Gegebenheiten der Nutzung entsprechen:

―	Sachanlagen im Besitz von EDF, im Wesentlichen Kernkraftwerke;
―	Sachanlagen, betrieben im Rahmen von Konzessionen.

1.5.1 Erstbewertung

Das Sachanlagevermögen wird zu Anschaffungs- oder Herstellungskosten bewertet.

―	Die Kosten für selbst erstellte Anlagen umfassen alle Lohn- und Materialkosten sowie alle anderen Produktionskosten, die in den Bau der Anlage einbezogen werden können.
―	Die Anschaffungskosten des Sachanlagevermögens beinhalten auch die erste Schätzung der Stilllegungskosten. Diese Vermögenswerte stehen im Zusammenhang mit den Rückstellungen zur Deckung der Stilllegungsverpflichtungen. Zum Zeitpunkt der Inbetriebnahme werden die Sachanlagen in gleicher Weise wie die entsprechenden Rückstellungen bewertet und erfasst (siehe Anmerkung 1.15).
―	Die Stilllegungskosten für Kernkraftwerke beinhalten auch die Kosten für die letzten Kerne (siehe Anmerkung 1.15).

Wenn ein Teil der Stilllegungskosten für eine Anlage von einem Partner zu tragen ist, wird die erwartete Erstattung als abgegrenzter Ertrag in den Vermögenswerten erfasst. Die Differenz zwischen der Rückstellung und den abgegrenzten Erträgen wird im Sachanlagevermögen erfasst, und Nachzahlungen des Partners werden von den abgegrenzten Erträgen abgezogen.

EDF aktiviert Sicherheitsaufwendungen, die aufgrund gesetzlicher und regulatorischer Verpflichtungen entstehen, die die Nichteinhaltung durch ein behördliches Betriebsverbot ahnden.

Ersatzteile für Erzeugungsanlagen für die strategische Sicherheit werden als Sachanlagen behandelt und über die Restnutzungsdauer der Anlagen abgeschrieben.

Die Kosten für Großinspektionen, die für den weiteren Betrieb der Erzeugungsanlagen erforderlich sind, werden aktiviert und über einen Zeitraum abgeschrieben, der dem Zeitraum zwischen zwei Inspektionen entspricht.

Wenn ein Teil eines Vermögenswerts eine andere Nutzungsdauer hat als die Gesamtnutzungsdauer des Vermögenswerts, wird er als Anlagenkomponente identifiziert und über einen bestimmten Zeitraum abgeschrieben.

Fremdkapitalkosten, die der Finanzierung eines Vermögenswerts während der Bauzeit zuzurechnen sind, werden als Aufwand erfasst.

1.5.2 Abschreibungen

Sachanlagen werden linear über ihre Nutzungsdauer abgeschrieben, definiert als der Zeitraum, in dem die Gesellschaft erwartet, dass ihr aus deren Nutzung ein zukünftiger wirtschaftlicher Nutzen zufließt.

Die erwarteten Nutzungsdauern für die Hauptanlagen stellen sich wie folgt dar:

―	Wasserkraftwerke 75 Jahre;
―	elektromechanische Ausrüstung für Wasserkraftwerke 50 Jahre;
―	fossil befeuerte Kraftwerke 25 bis 45 Jahre;
―	Kernkraftwerke 40 bis 50 Jahre;
―	Verteilungsanlagen (Leitungen, Unterwerke) 20 bis 45 Jahre.

1.5.3 Konzessionsverträge

EDF ist der Betreiber von zwei Arten von Konzessionen für öffentliche Dienstleistungen:

―	öffentliche Stromverteilungskonzessionen, bei denen es sich bei den Konzessionsgebern um lokale Behörden (Gemeinden oder Konsortialgemeinden) handelt;
―	Konzessionen für Wasserkraftwerke mit dem französischen Staat als Konzessionsgeber.

Die Rechnungslegung von Konzessionen basiert auf dem Rechnungslegungsleitfaden 1975 für Konzessionsunternehmen, da der nationale Bilanzierungsrahmen keine spezifischen Anweisungen vorsieht.

1.5.3.1 Öffentliche Stromverteilungskonzessionen

EDF ist der Konzessionsbetreiber für die öffentlichen Vertriebsnetze der Insel auf Korsika und in den überseeischen Departements Frankreichs. Die Konzessionsvereinbarungen basieren im Allgemeinen auf den 1992 festgelegten (und 2007 aktualisierten) Standardkonzessionsspezifikationen, die mit dem Nationalen Verband der Genehmigungsbehörden (Fédération nationale des collectivités concédantes et régies - FNCCR) ausgehandelt und von der öffentlichen Hand genehmigt wurden.

Am 21. Dezember 2017 wurde mit der FNCCR und France Urbaine eine Rahmenvereinbarung für ein neues Konzessionsmodell unterzeichnet. Ab 2018 wenden neu unterzeichnete Konzessionsverträge dieses neue Vertragsmodell an.

Im Rahmen von Konzessionen genutzte Vermögenswerte werden in der Bilanz als im Rahmen von Konzessionen betriebene Sachanlagen, unabhängig von ihrer Erstfinanzierung, zu Anschaffungskosten oder zu ihrem geschätzten Wert zum Übertragungsstichtag ausgewiesen, wenn sie vom Konzessionsgeber bereitgestellt werden. Für Vermögenswerte, die von Konzessionsgebern gegen ein Nullentgelt geliefert werden, wird eine Verrechnungsverbindlichkeit gebildet.

1.5.3.2 Konzessionen für Wasserkraftwerke

Die Konzessionen für Wasserkraftwerke folgen den Standardregeln, die per Dekret genehmigt wurden.

Die Konzessionsvermögenswerte für Wasserkraftwerke bestehen für erste Konzessionen ausschließlich aus Erzeugungsanlagen für Wasserkraftwerke (Dämme, Rohre, Turbinen usw.). Unter den sonstigen Konzessionen umfassen diese Wasserkraftanlagen und Schaltanlagen (Wechselstromgeneratoren usw.). Die mit diesen Konzessionen genutzten Vermögenswerte werden unter "Im Rahmen von Konzessionen betriebene Sachanlagen" zu Anschaffungskosten erfasst.

Die Abschreibung erfolgt über die Nutzungsdauer, die im Allgemeinen mit der Laufzeit der Konzession identisch ist.

Zusätzliche Abschreibungen werden in den Bilanzpassiva für im Rahmen von Konzessionen betriebene Vermögenswerte erfasst (siehe 1.14.2).

Wasserkraftkonzessionen haben nach dem französischen Gesetz vom 16. Oktober 1919 über die Nutzung der Wasserkraft eine anfängliche Laufzeit von 75 Jahren. Die meisten Wasserkraftkonzessionen, die vor 2012 ausgelaufen sind, wurden für eine Laufzeit von 30 bis 50 Jahren verlängert. Die französische Regierung hat jedoch weitere 12 abgelaufene Konzessionen noch nicht verlängert. Diese Konzessionen befanden sich seit ihrem Ablauf in der gesetzlich festgelegten "fortdauernden Verlängerung", die vorsieht, dass, falls keine neue Konzession vereinbart wurde, die "Konzession, am Datum ihres Auslaufens zu den bestehenden Bedingungen bis zu dem Zeitpunkt verlängert wird, bis eine neue Konzession erteilt wird", um die Kontinuität des Betriebs in der Zwischenzeit zu gewährleisten (Artikel L. 521-16 Abs. 3 des französischen Energiegesetzes).

1.6 LANGFRISTIGE WERTMINDERUNG DES VERMÖGENS

Zu jedem Berichtsstichtag beurteilt EDF, ob es Anzeichen dafür gibt, dass ein Vermögenswert erheblich an Wert verloren haben könnte. In diesem Fall wird ein Werthaltigkeitstest wie folgt durchgeführt:

―

EDF misst jede langfristige Wertminderung von Vermögenswerten, indem es den Buchwert dieser Vermögenswerte, gegebenenfalls zu Gruppen zusammengefasst, und deren erzielbaren Betrag vergleicht, der in der Regel unter Verwendung des Ertragswertverfahrens ermittelt wird. Liegt dieser erzielbare Betrag unter dem Wert in der Bilanz, wird ein Betrag in Höhe der Differenz unter "Abschreibungen und Wertminderungen" abgeschrieben;

―

Die für diese Zwecke verwendeten Diskontierungssätze basieren für jeden Vermögenswert oder jede Gruppe von Vermögenswerten auf dem gewichteten durchschnittlichen Gesamtkapitalkostensatz (WACC);

―

die Berechnung der zukünftigen Cashflows erfolgt auf Basis der am Bewertungsstichtag besten verfügbaren Informationen:

―	für die ersten Jahre entsprechen die Bewegungen dem Mittelfristplan (MTP). Während des MTP-Horizonts werden die Energie- und Rohstoffpreise auf Basis der verfügbaren Terminpreise unter Berücksichtigung von Sicherungsgeschäften ermittelt,
―	über den MTP-Horizont hinaus werden die Cashflows auf der Grundlage langfristiger Annahmen geschätzt, die für jedes Land und jede Energieart unter Verwendung eines Prozesses erstellt werden, der jährlich aktualisiert wird. Mittel- und langfristige Strompreise werden analytisch konstruiert, indem Blöcke von Annahmen zusammengestellt werden, z.B. Wirtschaftswachstum, Rohstoffpreise (Öl, Gas, Kohle) und CO ₂-Preise, Stromnachfrage, Verbindungsleitungen und Entwicklungen im Energiemix (Anstieg der erneuerbaren Energien, installierte Kernenergiekapazität usw.) mit grundlegenden Modellen der bedarfsgerechten Verfügbarkeit. Der Konzern bezieht sich insbesondere auf externe Analysen für jedes Objekt von Annahmen (z.B. für Rohstoffe und CO ₂, die wesentliche Faktoren für Strompreise darstellen, wobei EDF seine eigenen Szenarien mit Szenarien vergleicht, die von Organisationen wie IAE, IHS oder Wood Mackenzie entwickelt wurden, wobei berücksichtigt wird, dass jeder dieser Analysten selbst eine Menge von Szenarien vorschlägt, die unterschiedlichen makroökonomischen Rahmenbedingungen entsprechen),
―	Erträge aus Kapazitätsmarktmechanismen werden bei der Bewertung des Erzeugungsvermögens ebenfalls berücksichtigt.

Diese Berechnungen können durch mehrere Variablen beeinflusst werden:

―	Änderungen der Diskontierungssätze;
―	Marktpreisänderungen bei Energie und Rohstoffen sowie Tarifregelungen;
―	Veränderungen in der Nachfrage und im Marktanteil von EDF sowie in der Fluktuationsrate der Kundenportfolios;
―	die Nutzungsdauer der Anlagen oder gegebenenfalls die Laufzeit der Konzessionsverträge;
―	die über die Mittelfristplanung hinaus verwendeten Wachstumsraten und gegebenenfalls die berücksichtigten Endwerte.

1.7 FINANZANLAGEN

1.7.1 Beteiligungen

Die Beteiligungen werden zu Anschaffungskosten bilanziert.

Gewinne und Verluste aus dem Verkauf von Beteiligungen werden nach der FIFO-Methode ("First in First out") bewertet.

Übertragungsagebühren, Abgaben und Provisionen sowie Rechtskosten im Zusammenhang mit dem Erwerb von Kapitalanlagen sind in den Anschaffungskosten des Vermögenswerts enthalten.

Aufwendungen dieser Art, die sich auf sonstige Beteiligungen beziehen, sind im Aufwand enthalten. Die steuerlich zulässigen Abschreibungen auf die Anschaffungskosten werden auf einem Abschreibungskonto erfasst.

Wenn der Buchwert der Beteiligungen höher ist als ihr Nutzungswert, wird eine Wertminderung in Höhe der Differenz vorgenommen.

Der Nutzungswert von börsennotierten Wertpapieren nicht konsolidierter Unternehmen basiert auf dem Börsenkurs.

Bei nicht börsennotierten und börsennotierten Wertpapieren von Unternehmen, die in die Konsolidierung des EDF Konzerns einbezogen werden, wird der Nutzungswert unter Bezugnahme auf den Transaktionswert, den Eigenkapitalwert oder bereinigt um das Konzernanlagevermögen unter Berücksichtigung von Bewertungsgutachten und Informationen, die gegebenenfalls seit dem Vorjahr bekannt geworden sind, ermittelt.

1.7.2 Finanzanlagen

EDF hat zwei Anlageportfolios eingerichtet:

―

Das erste umfasst zweckgebundene finanzielle Vermögenswerte, die zur Finanzierung der Beendigung des Betriebs des Kernbrennstoffkreislaufs bestimmt sind und für die Rückstellungen gebildet wurden. Diese Vermögenswerte werden im Hinblick auf ihren spezifischen Zweck getrennt von anderen Finanzanlagen und Investitionen verwaltet und umfassen Anleihen, Aktien, kollektive Investmentfonds und "reservierte" Fonds, die von EDF ausschließlich für den Eigenbedarf aufgebaut wurden;

―

das zweite umfasst Wertpapiere, die erworben wurden, um mittel- bis langfristig eine zufriedenstellende Kapitalrendite zu erzielen, ohne an der Verwaltung der betreffenden Unternehmen teilzunehmen.

Die Finanzanlagen umfassen auch eigene Aktien, die Verpflichtungen im Zusammenhang mit Schuldtiteln abdecken, die den Zugang zum Kapital der Gesellschaft ermöglichen, und im Rahmen eines Liquiditätskontrakts mit einem Wertpapierdienstleistungsunternehmen oder durch einen externen Vorgang oder eine Kapitalherabsetzung erworben wurden.

Die Aktien werden zu Anschaffungskosten bilanziert. Übertragungsgebühren, Honorare, Provisionen, Rechtskosten und Anschaffungskosten werden unter Anwendung der für sonstige Anlagen verwendeten Option als Aufwand verrechnet.

Die Anlagenpapiere (Aktien und Anleihen) werden zu Anschaffungskosten bilanziert. Liegt der Buchwert eines Wertpapiers unter den Anschaffungskosten, wird der unrealisierte Kapitalverlust vollständig durch eine Rückstellung gedeckt, ohne mit potenziellen Gewinnen aus sonstigen Wertpapieren verrechnet zu werden. Der Buchwert der börsennotierten Wertpapiere wird unter Berücksichtigung des Börsenkurses individuell ermittelt. Bei nicht börsennotierten Wertpapieren wird der Buchwert auch einzeln ermittelt, vor allem anhand der Wachstumsaussichten der betroffenen Unternehmen und deren Aktienkurse.

1.7.3 Sonstige Finanzanlagen

Im Rahmen der Konzernaktivitäten gewährt EDF seinen Tochtergesellschaften kurzfristige Darlehen in Fremdwährung.

Um das Wechselkursrisiko zu reduzieren, finanziert EDF diese Kredite im Wesentlichen durch kurzfristige Ausgabe von Geldmarktpapieren in Fremdwährung und in Euro sowie durch den Einsatz von Währungssicherungsderivaten. Aktivierte Forderungen werden zum Nennwert bilanziert. Eine Wertminderung wird erfasst, wenn der Marktwert den Buchwert unterschreitet.

1.8 VORRÄTE UND UNFERTIGE ERZEUGNISSE

Die Anschaffungskosten der Vorräte umfassen alle direkten Materialkosten (einschließlich des Absicherungseffekts), die Arbeitskosten und einen Teil der indirekten Produktionskosten.

Der Bestandsverbrauch wird in der Regel nach der Methode der gewichteten Durchschnittskosten bewertet. Der Verbrauch von Treibhausgasemissionsrechten und Energiesparzertifikaten wird nach der FIFO-Methode ("First in First out") bewertet.

Die Vorräte werden zu Anschaffungskosten oder zum niedrigeren Nettoveräußerungswert angesetzt.

1.8.1 Kernbrennstoffe und -materialien

Die Bestandskonten umfassen:

―	Kernmaterialien, unabhängig von ihrer Form während des Brennstoffproduktionszyklus;
―	Brennstoffkomponenten im Lager oder im Reaktor.

Der angegebene Wert der Kernbrennstoffe und -materialien sowie der unfertigen Erzeugnisse wird auf der Grundlage der direkten Verarbeitungskosten einschließlich Material, Arbeit und Dienstleistungen (z.B. Fluorierung, Anreicherung, Produktion usw.) ermittelt.

Gemäß dem in Frankreich geltenden Konzept des "geladenen Brennstoffs", laut der Definition in der Verordnung vom 21. März 2007, beinhalten die Kosten für die Vorräte an Brennstoffen, die in die Reaktoren geladen, aber noch nicht bestrahlt wurden, Aufwendungen für die Behandlung von abgebrannten Brennelementen und die langfristige Entsorgung radioaktiver Abfälle. Die entsprechenden Beträge werden in den entsprechenden Rückstellungen berücksichtigt.

Der Kernbrennstoffverbrauch wird durch die Komponente (Natururan, Fluoration, Anreicherung, Brennelementherstellung) als Anteil der erwarteten Leistung bestimmt, wenn der Brennstoff in den Reaktor eingebracht wird. Diese Mengen werden zu gewichteten Durchschnittskosten der Vorräte bewertet, die für jede Komponente gelten. Die Bestände werden periodisch im Hinblick auf die prognostizierten Ausgabenmengen auf der Grundlage von neutronischen Messungen und realen Beständen korrigiert.

1.8.2 Sonstige Betriebsvorräte

In den sonstigen Betriebsvorräte sind enthalten:

―	fossile Brennstoffe, die für den Betrieb von fossil befeuerten Kraftwerken benötigt werden;
―	Betriebsmittel und Ausrüstungen, wie beispielsweise Ersatzteile, die im Rahmen eines Instandhaltungsprogramms geliefert werden (mit Ausnahme von aktivierten strategischen Sicherheitsersatzteilen);
―	Treibhausgasemissionsrechte und Energiesparzertifikate, die für den Erzeugungszyklus erworben wurden (siehe Anmerkungen 1.19.1 und 1.19.2);
―	Gasvorräte, bewertet zu gewichteten Durchschnittskosten, einschließlich direkter und indirekter Anschaffungskosten, insbesondere Transportkosten;
―	Kapazitäten, die im Rahmen der Kapazitätsmechanismen gehalten werden (Kapazitätsgarantien in Frankreich) (siehe Anmerkung 3.6).

Die Wertminderung von Ersatzteilen hängt im Wesentlichen vom Umsatz dieser Teile ab.

1.9 FORDERUNGEN AUS LIEFERUNGEN UND LEISTUNGEN UND MARKTFÄHIGE WERTPAPIERE

1.9.1 Forderungen aus Lieferungen und Leistungen

Forderungen aus Lieferungen und Leistungen werden grundsätzlich zum Nennwert angesetzt.

Sie beinhalten auch den Wert der noch nicht in Rechnung gestellten Forderungen für bereits gelieferte Energie.

Eine Wertberichtigung wird vorgenommen, wenn der erzielbare Betrag der Forderungen aufgrund der nach Art der Forderung bemessenen Einbringlichkeit unter den Buchwert fällt. Je nach Art der Forderung wird das Risiko zweifelhafter Forderungen einzeln oder durch erfahrungsbasierte statistische Methoden bewertet. EDF trägt nicht das Risiko der Nichtzahlung des Lieferanteils dieser Forderungen, der von Enedis getragen wird.

1.9.2 Marktfähige Wertpapiere

Marktfähige Wertpapiere werden zunächst zu Anschaffungskosten als Vermögenswerte erfasst und zum niedrigeren Wert aus Anschaffungskosten und Barwert am Jahresende angepasst.

Bei börsennotierten Wertpapieren entspricht der Barwert dem Börsenkurs am Jahresende. Bei nicht börsennotierten Wertpapieren ist der Marktwert, unter Berücksichtigung der Wachstumsaussichten der Gesellschaft, der wahrscheinliche Handelswert.

Eine Wertminderung wird vorgenommen, um nicht realisierte Verluste vollständig abzudecken, ohne diese mit nicht erfassten unrealisierten Gewinnen zu saldieren.

Gewinne und Verluste aus dem Verkauf von marktfähigen Wertpapieren werden nach der FIFO-Methode ("First in First out") bewertet.

1.10 KOSTEN DER ANLEIHEEMISSION UND RÜCKZAHLUNGSPRÄMIEN

Die Rückzahlungsprämien für Anleihen werden zu gleichen Teilen proportional zur Laufzeit der Anleihe abgeschrieben (lineare Methode), unabhängig vom Rückzahlungsmuster, unter Anwendung der in Artikel 212-10 des nationalen Bilanzierungsrahmens vorgesehenen Option.

Provisionen und externe Kosten, die von EDF bei der Aufnahme von Krediten gezahlt und in den "Rechnungsabgrenzungsposten" enthalten sind, werden linear über die Laufzeit der entsprechenden Instrumente verteilt.

1.11 UNREALISIERTE WÄHRUNGSGEWINNE UND -VERLUSTE

Fremdwährungsforderungen und -verbindlichkeiten werden mit dem Stichtagskurs in Euro umgerechnet. Die daraus resultierenden Umrechnungsdifferenzen werden in der Bilanz unter "Unrealisierte Fremdwährungsgewinne" und "Unrealisierte Fremdwährungsverluste" ausgewiesen. Rückstellungen werden gebildet, um alle unrealisierten Kursverluste aus nicht abgesicherten Fremdwährungsaufnahmen für Wechselkursrisiken abzudecken. Unrealisierte Gewinne werden nicht in der Gewinn- und Verlustrechnung erfasst.

Unrealisierte Gewinne und Verluste aus Währungsderivaten, die als Sicherungsinstrumente klassifiziert sind, werden in Anwendung der Verordnung 2015-05 vom 2. Juli 2015 über Terminfinanzinstrumente und Sicherungsgeschäfte in der Bilanz unter den Neubewertungsrücklagen erfasst und mit dem für die gesicherten Grundgeschäfte gebuchten Umrechnungsausgleich verrechnet.

Ab dem 1. Januar 2017 werden Fremdwährungsgewinne und -verluste aus Forderungen und Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen im sonstigen Betriebsergebnis und Aufwendungen erfasst.

1.12 STEUERLICH ZULÄSSIGE RÜCKSTELLUNGEN

Diese Position beinhaltet im Wesentlichen die steuerlich überhöhten Abschreibungen und bezieht sich auf:

―	planmäßige Abschreibungen auf Erzeugungs- und Verteilungsanlagen;
―	außerplanmäßige Abschreibungen auf selbst erstellte Software;
―	Abschreibung der Anschaffungskosten für Neuinvestitionen durch die Gesellschaft.

1.13 ZUSÄTZLICHES EIGENKAPITAL

EDF emittiert unbefristete Nachranganleihen in Euro und anderen Währungen, die in Übereinstimmung mit dem Beschluss des französischen Wirtschaftsprüfungsorgans, Ordre des experts comptables, vom 28. Juli 1994 unter Berücksichtigung ihrer spezifischen Merkmale erfasst werden.

Daher werden sie als zusätzliches Eigenkapital klassifiziert, da die Rückzahlung ausschließlich von EDF gesteuert wird.

Emissionskosten und Prämien werden anteilig über die Gewinn- und Verlustrechnung abgeschrieben.

Die auf diese Anleihen gezahlten Zinsen werden im Finanzergebnis erfasst.

1.14 VERBINDLICHKEITEN AUS SONDERKONZESSIONEN

Diese Verbindlichkeiten betreffen im Wesentlichen öffentliche Stromverteilungskonzessionen für Island Energy Systems (SEI) und Konzessionen für Wasserkraftwerke.

1.14.1 Sonderverpflichtungen aus öffentlichen Stromverteilungskonzessionen - SEI

Diese Verbindlichkeiten stellen die vertraglichen Verpflichtungen dar, die spezifisch für die Konzessionsregeln für öffentliche Stromverteilungskonzessionen in Frankreich gelten und unter den Verbindlichkeiten erfasst werden als:

―

Rechte an bestehenden Vermögenswerten: Diese entsprechen dem Recht des Konzessionsgebers, alle Vermögenswerte für ein Nullentgelt zurückzuerhalten. Dieses Recht umfasst den Sachwert der Anlagen - den Nettobuchwert der im Rahmen der Konzession betriebenen Anlagen - abzüglich der noch nicht abgeschriebenen Finanzierung durch den Betreiber;

―

Rechte auf zu ersetzende Vermögenswerte: Diese entsprechen der Verpflichtung des Betreibers, zur Finanzierung der ersatzpflichtigen Vermögenswerte beizutragen. Diese nicht-finanziellen Verbindlichkeiten umfassen:

―	Abschreibungen, die auf den vom Konzessionsgeber finanzierten Teil der Vermögenswerte vorgenommen werden,
―	die Rückstellung für die Verlängerung, ausschließlich für Vermögenswerte, die vor Ablauf der Konzession zur Erneuerung fällig sind. Diese Rückstellung ist in den Aufwandsrückstellungen enthalten.

Wenn Vermögenswerte ersetzt werden, werden die Rückstellung und die Abschreibung der in Bezug auf den ersetzten Posten erfassten Finanzierung des Konzessiongebers eliminiert und auf die Rechte an bestehenden Vermögenswerten übertragen, da sie als die Finanzierung des Konzessiongebers für den neuen Vermögenswert betrachtet werden. Jeder Überschuss aus Rückstellungen wird erfolgswirksam erfasst.

Während der Konzession werden somit die Rechte des Konzessionsgebers an zu ersetzenden Vermögenswerten bei der Erneuerung des Vermögenswerts in Rechte des Konzessionsgebers an bestehenden Vermögenswerten umgewandelt, ohne dass ein Mittelabfluss zugunsten des Konzessionsgebers erfolgt.

1.14.2 Sonderverpflichtungen aus Wasserkraftwerkskonzessionen

Diese Verbindlichkeiten umfassen:

―	den Wert der Vermögenswerte, die gegen ein Nullentgelt übertragen wurden, und der erhaltenen Beiträge;
―	Differenzen aus Neubewertungen gemäß den französischen Rechtsvorschriften für Anlagen, die vor dem 1. Januar 1959 und vor dem 1. Januar 1977 in Betrieb genommen wurden;
―	zusätzliche Abschreibungen auf Industrieanlagen, die am Ende der Konzession gegen ein Nullentgelt zurückzugeben sind, deren Nutzungsdauer jedoch über die Konzessionsdauer hinausgeht.

Nach der Änderung der Bilanzierung von Wasserkraftwerkskonzessionen zum 1. Januar 2009 wird die Neubewertungsrücklage von 1959 bei Abgang der betreffenden Vermögenswerte ergebniswirksam erfasst.

Die aus der Neubewertungsrücklage von 1976 gebildete Netto-Neubewertungsrücklage wird über die Restnutzungsdauer der betreffenden Vermögenswerte erfolgswirksam erfasst.

Der Wert der gegen ein Nullentgelt zurückgegebenen Vermögenswerte und erhaltenen Beiträge wird über die Nutzungsdauer in die Gewinn- und Verlustrechnung übertragen.

1.15 ANDERE RÜCKSTELLUNGEN ALS RÜCKSTELLUNGEN FÜR LEISTUNGEN AN ARBEITNEHMER

EDF Konzern bildet Rückstellungen, wenn eine gegenwärtige (rechtliche oder faktische) Verpflichtung aus einem vergangenen Ereignis besteht, ein Abfluss von Ressourcen zur Erfüllung der Verpflichtung wahrscheinlich ist und der Verpflichtungsbetrag zuverlässig geschätzt werden kann.

Ist zu erwarten, dass die durch eine Rückstellung gedeckten Aufwendungen ganz oder teilweise erstattet werden, wird die Erstattung nur dann unter den Forderungen ausgewiesen, wenn EDF praktisch sicher ist, sie zu erhalten.

Die Rückstellungen werden auf der Grundlage der Erwartung der Gesellschaft hinsichtlich der zur Erfüllung der Verpflichtung erforderlichen Kosten ermittelt. Die Schätzungen basieren auf Managementdaten aus dem Informationssystem, Annahmen der Gesellschaft und gegebenenfalls auf Erfahrungen mit ähnlichen Transaktionen, oder teilweise auch auf unabhängigen Gutachten oder Auftragnehmerangeboten. Die verschiedenen Annahmen werden für jeden Bilanzstichtag überprüft.

Die erwarteten Kosten werden auf der Grundlage der wirtschaftlichen Bedingungen am Jahresende geschätzt und über einen prognostizierten Auszahlungsplan verteilt. Sie werden dann unter Verwendung einer prognostizierten langfristigen Inflationsrate auf den aktuellen Euro des Zahlungsjahres angepasst und mit einem nominalen Diskontierungssatz auf den Barwert abgezinst. Die Rückstellungen basieren auf diesen diskontierten zukünftigen Cashflows.

Die Inflationsrate und der Diskontierungssatz basieren auf den wirtschaftlichen und regulatorischen Parametern Frankreichs unter Berücksichtigung des langen Betriebszyklus der Vermögenswerte von EDF und der Fälligkeiten der Verpflichtungen.

Der bei jedem Abschluss erzeugte Abzinsungseffekt, der den Zeitablauf widerspiegelt, wird im Finanzaufwand erfasst.

In extrem seltenen Situationen kann eine Rückstellung mangels einer zuverlässigen Schätzung nicht gebucht werden. In diesen Fällen wird die Verpflichtung im Anhang als Eventualverbindlichkeit ausgewiesen, es sei denn, die Wahrscheinlichkeit eines Ressourcenabflusses ist gering.

1.15.1 Rückstellungen für die Kernenergieerzeugung

Diese Rückstellungen betreffen im Wesentlichen die folgenden Punkte:

―	Ausgaben für das Ende des Nuklearkreislaufs: Rückstellungen für die Behandlung abgebrannter Brennelemente, für die Beseitigung und Aufbereitung von Abfällen und die langfristige Entsorgung radioaktiver Abfälle;
―	Kosten für die Stilllegung von Kraftwerken und Verluste durch Brennstoff im Reaktor bei Stilllegung des Reaktors (Rückstellung für letzte Kerne).

Die letzten Kernaufwendungen entsprechen dem Verlust an Brennstoff im Reaktor, der zum Zeitpunkt der endgültigen Abschaltung des Reaktors nicht vollständig verbraucht und aufgrund technischer und regulatorischer Beschränkungen nicht wiederverwendet werden kann, sowie den Kosten für die Brennstoffaufbereitung, die Entsorgung und Lagerung der anfallenden Abfälle.

Veränderungen der Rückstellungen, die sich aus einer Änderung der Diskontierungssätze, einer Änderung des Auszahlungsplans oder einer Änderung der Auftragnehmerquote ergeben, werden wie folgt erfasst:

―	als Erhöhung oder Verminderung der entsprechenden Vermögenswerte bis zum Nettobuchwert, wenn die Rückstellung zunächst durch bilanzielle Vermögenswerte gedeckt war (Stilllegung von noch in Betrieb befindlichen Anlagen, langfristige Entsorgung der aus einer solchen Stilllegung resultierenden radioaktiven Abfälle und letzte Kerne);
―	in allen anderen Fällen in der Gewinn- und Verlustrechnung.

Detaillierte Informationen zu den Grundsätzen für die Bildung von Rückstellungen im Zusammenhang mit der Kernenergie sind in Anmerkung 28 enthalten.

1.15.2 Sonstige Rückstellungen

Diese Rückstellungen betreffen im Wesentlichen:

―

Verluste aus mehrjährigen Verträgen über den Kauf oder Verkauf von Energie:

―	Verluste aus Energiebezugsverträgen werden durch den Vergleich der vertraglich vereinbarten Anschaffungskosten mit dem prognostizierten Marktpreis ermittelt,
―	Verluste aus Energieverkaufsverträgen werden durch den Vergleich der geschätzten Erträge unter den Vertragsbedingungen mit den Kosten der zu liefernden Energie gemessen;

―	Verluste aus Transport-, Regasifizierung- und Gasspeicherverträgen;
―	unrealisierte Fremdwährungsverluste;
―	Risiken im Zusammenhang mit Tochtergesellschaften und verbundenen Unternehmen;
―	Steuerrisiken;
―	Rechtsstreit;
―	Stilllegungskosten von fossil befeuerten Kraftwerken und Wasserkraftwerken;
―	Kosten für die Erneuerung von Anlagen, die im Rahmen öffentlicher Stromverteilungskonzessionen betrieben werden;
―	Rückstellungen für Umweltschutzsysteme (siehe Anmerkung 1.19).

In äußerst seltenen Fällen kann die Beschreibung eines bestimmten, durch eine Rückstellung abgedeckten Rechtsstreits im Anhang des Jahresabschlusses unterbleiben, wenn eine solche Offenlegung zu einem schwerwiegenden Schaden für die Gesellschaft führen könnte.

1.16 LEISTUNGEN AN ARBEITNEHMER

Gemäß den gesetzlichen Vorschriften für Unternehmen des Strom- und Gassektors (IEG) in Frankreich, haben die Mitarbeiter von EDF Anspruch auf Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses (Pensionspläne, Pensionsleistungen usw.) und sonstige langfristige Leistungen (z.B. Jubiläumsgelder).

1.16.1 Berechnung und Anerkennung von Leistungen an Arbeitnehmer

EDF hat Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses, die dem Personal seit dem 1. Januar 2005 gewährt wurden, nach der in Artikel 324-1 der ANC-Verordnung 2014-03 im nationalen Bilanzierungsrahmen definierten Standardmethode anerkannt.

Die Verpflichtungen aus leistungsorientierten Plänen werden nach dem Anwartschaftsbarwertverfahren berechnet, das den Barwert der am Jahresende erworbenen Ansprüche der Mitarbeiter aus Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und langfristigen Leistungen unter Berücksichtigung der Aussichten auf Lohnerhöhungen und der spezifischen wirtschaftlichen Bedingungen jedes Landes ermittelt.

Die Pensionsverpflichtungen werden im Wesentlichen nach den folgenden Methoden und Annahmen bewertet:

―	Rentenalter, das auf der Grundlage der geltenden Regeln und der Voraussetzungen für den Anspruch auf eine volle Rente festgelegt wird;
―	Gehaltsniveaus am Ende der Karriere, bezogen auf das Dienstalter der Mitarbeiter, erwartete Gehaltsniveaus zum Zeitpunkt der Pensionierung auf der Grundlage der erwarteten Auswirkungen des beruflichen Aufstiegs und geschätzte Trends des Rentenniveaus;
―	prognostizierte Zahl der Rentner, die auf der Grundlage der in den einzelnen Ländern verfügbaren Fluktuationsraten und Sterblichkeitsdaten ermittelt wird;
―	gegebenenfalls Hinterbliebenenrenten, wobei sowohl die Lebenserwartung des Mitarbeiters und seines Ehepartners als auch die Heiratsquote für Mitarbeiter im IEG-Sektor berücksichtigt werden;
―	ein von der geografischen Zone und der Dauer der Verpflichtungen abhängiger Diskontierungssatz, der zum Jahresende unter Bezugnahme auf die Marktrendite hochwertiger Unternehmensanleihen oder den Zinssatz von Staatsanleihen ermittelt wird, deren Laufzeit mit den Verpflichtungen von EDF gegenüber den Mitarbeitern übereinstimmt.

Der Rückstellungsbetrag berücksichtigt den Barwert des Fondsvermögens, das diese Leistungen abdeckt, der vom Wert der Leistungsverpflichtung abgezogen wird.

Versicherungsmathematische Gewinne oder Verluste aus Pensionsverpflichtungen, die 10% (die "Bandbreite") der Verpflichtungen oder des Fondsvermögens übersteigen, je nachdem, welcher Wert am höchsten ist, werden in der Gewinn- und Verlustrechnung progressiv über die durchschnittliche Restdienstzeit der Mitarbeiter der Gesellschaft erfasst.

Für sonstige langfristige Leistungen werden versicherungsmathematische Gewinne und Verluste sowie der volle nachzuverrechnende Dienstzeitaufwand ohne Anwendung der "Bandbreite"-Regel direkt in der Rückstellung erfasst.

Der im Laufe des Jahres gebuchte Nettoaufwand für Pensionsverpflichtungen beinhaltet:

―	den aktuellen Dienstzeitaufwand, der den im Laufe des Jahres erdienten zusätzlichen Leistungsansprüchen entspricht;
―	das Zinsergebnis, das der Verzinsung der Verpflichtungen abzüglich der Erträge aus dem Fondsvermögen entspricht;
―	die Erträge oder Aufwendungen, die den versicherungsmathematischen Gewinnen und Verlusten aus langfristigen Leistungen und der Abschreibung versicherungsmathematischer Gewinne oder Verluste aus Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses entsprechen;
―	den nachzuverrechnenden Dienstzeitaufwand, einschließlich der Erträge oder Aufwendungen im Zusammenhang mit Änderungen oder Abrechnungen von Leistungsplänen oder der Einführung neuer Pläne.

1.16.2 Verpflichtungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses

Seit dem Inkrafttreten der Finanzierungsreform des IEG-Sektorsystems am 1. Januar 2005 verwaltet die CNIEG (Caisse nationale des IEG, die branchenspezifische Renteneinrichtung) nicht nur das spezielle IEG-Rentensystem, sondern auch das Versicherungssystem für den Sektor bei Betriebsunfall, Invalidität und Tod.

Die CNIEG ist eine privatrechtliche Einrichtung der sozialen Sicherheit, die durch das Gesetz vom 9. August 2004 gegründet wurde. Sie hat den Status einer Rechtsperson und erstattet der französischen Regierung Bericht. Sie arbeitet unter der gemeinsamen Aufsicht der französischen Minister für Haushalt, soziale Sicherheit und Energie.

Im Rahmen der gesetzlich eingeführten Finanzierungsvereinbarungen bildet EDF Pensionsrückstellungen für Ansprüche, die nicht durch die französischen Standardsysteme (CNAV, AGIRC-ARRCO), denen das IEG-System angeschlossen ist, oder durch die CTA-Abgabe (Contribution tarifaire d'acheminement) auf Gas- und Stromübertragungs- sowie -Verteilungsdienste finanziert werden.

Infolge dieses Finanzierungsmechanismus kann jede Änderung (ob für die Mitarbeiter günstig oder ungünstig) des französischen Standard-Pensionssystems, die nicht an das IEG-Pensionssystem weitergegeben wird, zu einer Veränderung der Höhe der vom Konzern zur Deckung seiner Verpflichtungen gebildeten Rückstellungen führen.

Die durch die Pensionsrückstellungen abgedeckten Leistungen umfassen:

―	Sonderleistungen der Mitarbeiter in der deregulierten oder wettbewerbsorientierten Tätigkeit;
―	Sonderleistungen, die die Mitarbeiter ab dem 1. Januar 2005 für die regulierten Tätigkeiten (öffentliche Stromverteilung Inseln) erhalten (vor diesem Zeitpunkt erworbene Leistungen werden durch die CTA-Abgabe finanziert).

Die Verwaltungskosten der CNIEG, die von EDF für die Verwaltung und Zahlung der Pensionen der pensionierten Mitarbeiter zu zahlen sind, sind ebenfalls enthalten.

Neben den Pensionen werden weitere Leistungen an ehemalige Mitarbeiter (die derzeit nicht im aktiven Dienst stehen) des IEG gewährt, wie nachfolgend erläutert:

―	Sachbezüge (Energie): Artikel 28 der nationalen IEG-Gesetzgebung berechtigt diese Mitarbeiter und aktuellen Mitarbeiter zu Sachleistungen in Form von Strom- oder Gaslieferungen zu Vorzugspreisen. Die Verpflichtung zur Lieferung von Energie an Mitarbeiter von EDF und Engie entspricht dem wahrscheinlichen Barwert von kWh, der den Begünstigten oder deren Angehörigen während ihrer Pensionierung zu liefern ist, bewertet auf der Grundlage der Stückkosten. Darin enthalten ist auch die Zahlung aus dem Energieaustauschvertrag mit Engie;
―	Altersversorgungsleistungen: Diese werden bei der Pensionierung an die Mitarbeiter gezahlt, die die gesetzliche Altersrente erhalten, oder an deren Angehörige, wenn der Mitarbeiter vor Erreichen der Pensionierung stirbt. Diese Verpflichtungen sind fast vollständig durch eine Versicherung abgedeckt;
―	Rente wegen Todes: Diese wird nach dem Tod eines inaktiven oder behinderten Mitarbeiters ausgezahlt, um die zu diesem Zeitpunkt entstandenen Kosten finanziell zu unterstützen (Artikel 26 -§ 5 der nationalen Bestimmungen). Sie wird an die Hauptunterhaltsberechtigten des Verstorbenen (gesetzliche Entschädigung in Höhe von drei Monatsrenten, unter Einhaltung einer Obergrenze) oder an einen Dritten gezahlt, der Bestattungskosten bezahlt hat (Ermessensausgleich in Höhe der entstandenen Kosten);
―	Bonus auf Vorruhestand: Alle Mitarbeiter, die zum Zeitpunkt ihres Ausscheidens sofort in den Genuss der gesetzlichen Altersrente kommen und mindestens 55 Jahre alt sind, haben während der letzten zwölf Monate ihrer Tätigkeit Anspruch auf 18 Tage Bonusurlaub;
―	Zu den sonstigen Leistungen gehören die Unterstützung bei den Studienkosten, das Zeitbudget für den Vorruhestand und die Renten für Mitarbeiter, die an Tochtergesellschaften entsandt werden, die nicht unter das IEG-System fallen.

1.16.3 Sonstige langfristige Leistungsverpflichtungen

Diese Leistungen betreffen Mitarbeiter, die derzeit im Dienst sind, und umfassen:

―	Renten infolge von Arbeitsunfähigkeit, Invalidität, Arbeitsunfall oder Berufskrankheit. Wie ihre Kollegen im allgemeinen nationalen System haben IEG-Mitarbeiter Anspruch auf finanzielle Unterstützung bei Arbeitsunfällen oder arbeitsbedingten Erkrankungen sowie bei Invalidität auf Invaliditätsrenten und -leistungen. Die Verpflichtung wird als wahrscheinlicher Barwert der zukünftigen Leistungen an die gegenwärtigen Begünstigten, einschließlich etwaiger Anwartschaften, bewertet;
―	Dienstjubiläen;
―	Sonderleistungen für Mitarbeiter, die mit Asbest in Berührung gekommen sind.

1.17 DERIVATE

EDF setzt Derivate ein, um die Auswirkungen von Wechselkurs- und Zinsrisiken zu minimieren.

Diese Derivate umfassen Zins- und Währungsderivate wie Futures, Terminkontrakte, Swaps und Optionen, die außerbörslich gehandelt werden.

Die Anwendung der Vorschrift 2015-05 über Terminfinanzinstrumente und Sicherungsgeschäfte zum 1. Januar 2017 führte in der Bilanz zur Erfassung von unrealisierten Gewinnen aus dem Portfolio zur Währungsoptimierung und von unrealisierten Gewinnen oder Verlusten aus Währungsderivaten, die in der Bilanz als Absicherungsinstrumente eingestuft sind, in den durch die neue Verordnung geschaffenen Neubewertungsrücklagen. Diese Rücklagen werden mit den unrealisierten Fremdwährungsgewinnen oder -verlusten verrechnet, die in Bezug auf die abgesicherten Grundgeschäfte verbucht wurden.

Sicherungsderivate korrigieren das Währungsergebnis und die Zinserträge der entsprechenden Vermögenswerte oder Verbindlichkeiten. Wenn das Fremdwährungsrisiko vollständig abgesichert ist, wird keine Rückstellung gebildet. Wenn es nur teilweise abgesichert ist, wird eine Rückstellung für den gesamten nicht abgesicherten Teil des unrealisierten Verlustes gebildet.

Für sonstige Instrumente, für die keine Sicherungsbeziehung besteht, wird eine Rückstellung für unrealisierte Verluste gebildet und unrealisierte Gewinne werden nicht erfasst.

Die zum Jahresende im Portfolio befindlichen Instrumente sind in den außerbilanziellen Verpflichtungen zum Nominalwert der Verträge enthalten.

1.18 ROHSTOFFVERTRÄGE

Terminfinanzinstrumente auf Rohstoffe werden zu Sicherungszwecken gehandelt. Gewinne und Verluste aus diesen Geschäften werden gemäß der seit dem 1. Januar 2017 geltenden Vorschrift 2015-05 über Terminfinanzinstrumente und Sicherungsgeschäfte symmetrisch zu den Grundgeschäften im Umsatz oder in den Kosten des Energieeinkaufs berücksichtigt.

Die Instrumente des Portfolios zum Jahresende werden in den außerbilanziellen Verpflichtungen in Höhe der zu liefernden oder zu erhaltenden Mengen aus den Verträgen ausgewiesen.

1.19 UMWELT

1.19.1 Treibhausgasemissionsrechte

Das derzeit geltende System ist in Anmerkung 40.1 beschrieben.

EDF wendet die Bilanzierungsmethoden für Treibhausgasemissionsrechte gemäß der ANC-Verordnung 2012-03 vom 4. Oktober 2012 an, die in den Artikeln 615-1 bis 615-22 der ANC-Verordnung 2014-03 enthalten ist.

Die bilanzielle Behandlung von Emissionsrechten hängt von der Halteabsicht ab. Es gibt zwei Wirtschaftsmodelle, die beide innerhalb von EDF nebeneinander existieren.

Die nach dem "Handelsmodell" gehaltenen Emissionsrechte werden zu Anschaffungskosten in die Vorräte einbezogen. Eine Abschreibung wird vorgenommen, wenn der Barwert der Emissionsrechte niedriger ist als der Buchwert.

Emissionsrechte, die zur Erfüllung der regulatorischen Anforderungen an die Treibhausgasemissionen gehalten werden ("Erzeugungsmodell"), werden zu Anschaffungskosten in die Vorräte aufgenommen und nach der FIFO-Methode ("First in First out") bewertet. Eine Abschreibung wird vorgenommen, wenn die Erzeugungskosten des Stroms, zu denen auch die Kosten der Rechte gehören, höher sind als der Barwert dieses Stroms. Zum Jahresende wird das Prinzip der "Nettodarstellung" wie folgt angewandt:

―	Ein Vermögenswert wird (unter den Vorräten) erfasst, wenn die Mengen der Treibhausgasemissionen niedriger sind als die Anzahl der im Portfolio gehaltenen Emissionsrechte. Dies entspricht den verfügbaren Rechten zur Deckung zukünftiger Treibhausgasemissionen;
―	eine Verbindlichkeit (Rückstellung) wird im umgekehrten Fall in Höhe der noch erforderlichen Rechte zur Deckung der bereits produzierten Emissionen erfasst, bewertet zum vertraglich vereinbarten Einstandspreis für vor der Rückgabe lieferbare Terminkäufe und zum Marktwert für den Restbetrag.

Das Nettoausweisprinzip geht davon aus, dass die im Portfolio gehaltenen Emissionsrechte die Rechte sein werden, die zum Ausgleich der erzeugten Emissionen verwendet werden. Die Fungibilität der Rechte bei EDF ist jedoch begrenzt, da keine Übertragung von Rechten zwischen der Insel und dem Festland möglich ist. Dies kann zu einem gleichzeitigen Ansatz eines Vermögenswerts und einer Verbindlichkeit führen.

1.19.2 Energiesparzertifikate

Das derzeit geltende System ist in Anmerkung 40.2 beschrieben.

EDF-Konten für Energiesparzertifikate gemäß Artikel 616-1 bis 616-25 der ANC-Verordnung 2014-03 des nationalen Kontenplans.

EDF verfügt über Energiesparzertifikate, um die Anforderungen der Vorschriften über Energieeinsparungen zu erfüllen. Daher wendet EDF das durch die ANC-Regelung definierte Modell zur "Energieeinsparung" an.

Erhaltene oder zu erhaltende Zertifikate werden zu Herstellungs- oder Anschaffungskosten in den Vorräten erfasst und nach der FIFO-Methode ("First in First out") bewertet.

Zum Jahresende wird im Jahresabschluss nur die Nettoposition ausgewiesen:

―

ein Vermögenswert wird (in den Vorräten) erfasst, wenn die erzielten Energieeinsparungen höher sind als die Verpflichtungen aus den Energieeinsparungen. Dieser Vorrat entspricht den gekauften, erhaltenen oder ausstehenden Zertifikaten, die zukünftige Energiesparverpflichtungen abdecken. Dieser wird beansprucht, wenn der Energieumsatz abgeschlossen ist, der Verpflichtungen zur Energieeinsparung begründet; oder

―

es wird eine Verbindlichkeit (Rückstellung) erfasst, wenn die erzielten Energieeinsparungen niedriger sind als die Verpflichtungen aus den Energieeinsparungen. Die Verbindlichkeit entspricht den Kosten der noch zu ergreifenden Maßnahmen zur Deckung der Verpflichtungen aus dem abgeschlossenen Energieverkauf. Sie wird anschließend durch Energiesparausgaben, die es der Gesellschaft ermöglichen, Zertifikate zu erhalten, oder durch den Kauf von Zertifikaten aufgehoben.

ANMERKUNG 2 WESENTLICHE EREIGNISSE UND TRANSAKTIONEN

2.1 ABSCHLUSS DES VERKAUFS DES EDF-ANTEILS AN DUNKERQUE LNG

Nach einem wettbewerbsorientierten Auktionsverfahren, das Anfang 2018 eingeleitet wurde, gab der EDF Konzern am 29. Juni 2018 bekannt, dass er mit zwei Investorengruppen Exklusivverhandlungen über die Veräußerung seines Anteils von 65,01% am Aktienkapital von Dunkerque LNG, Eigentümer und Betreiber des Terminals für Flüssigerdgas (LNG) in Dünkirchen, aufgenommen hat.

Die 65,01% -Beteiligung des EDF Konzerns an Dunkerque LNG wird über die Tochtergesellschaft EDEV gehalten, die sich zu 100% im Besitz der EDF SA befindet.

Ein Konsortium, das sich aus Fluxys, AXA Investment Managers - Real Assets, im Auftrag seiner Kunden, und Credit Agricole Assurances zusammensetzt, verpflichtete sich, einen Anteil von 31% zu erwerben, und ein Konsortium koreanischer Investoren, angeführt von der IPM Group (bestehend aus InfraPartners Management Korea Co. Ltd. in Seoul und InfraPartners Management LLP in London) in Zusammenarbeit mit Samsung Asset Management Co., Ltd. und bestehend aus Samsung Securities Co. Ltd., IBK Securities Co. Ltd. und Hanwha Investment & Securities Co. Ltd., erwarb einen Anteil von 34,01%.

Auf der Grundlage der von den beiden Konsortien gezahlten Preise belief sich der durchschnittliche Unternehmenswert für 100% von Dunkerque LNG auf 2,4 Mrd. EUR.

Diese Transaktion ermöglichte Fluxys, die bereits 25% der Anteile an Dunkerque LNG hält, die Kontrolle über und die Konsolidierung von Dunkerque LNG mit Unterstützung von Axa Investment Managers - Real Assets & Credit Agricole Assurances.

EDF engagiert sich als Kunde von Dunkerque LNG langfristig weiterhin für das Terminal, das die Gasstrategie des Konzerns weiter unterstützen wird.

Der EDF Konzern unterzeichnete am 12. Juli 2018 mit denselben Konsortien verbindliche Vereinbarungen für diesen Verkauf.

Nachdem die erforderlichen behördlichen Genehmigungen erteilt worden waren, schloss der EDF Konzern über seine Tochtergesellschaft EDEV (die 65,01% an Dunkerque LNG hielt) den Verkauf seiner Anteile am Dunkerque LNG-Terminal am 30. Oktober 2018 ab.

Nach Abschluss der Transaktion erhielt EDF SA von ihrer Tochtergesellschaft EDEV eine Dividende in Höhe von 740 Mio. EUR (siehe Anmerkung 13).

Nach diesem Verkauf führte die Bewertung der langfristigen Vereinbarung zwischen EDF und Dunkerque LNG zur Buchung von LNG-Regasifizierungskapazitäten zu einer Erhöhung der Rückstellungen für belastende Verträge um 737 Mio. EUR (siehe Anmerkung 27).

2.2 AUSGABE VON VORRANGIGEN ANLEIHEN: EDF ERZIELT 3,75 MILLIARDEN USD UND 1 MILLIARDE EUR

Am 19. September 2018 erzielte EDF 3,75 Mrd. USD durch drei vorrangige Anleihenemissionen:

―	eine Anleihe in Höhe von 1,8 Mrd. USD mit einer Laufzeit von 10 Jahren und einem festen Kupon von 4,500%;
―	eine Anleihe über 650 Mio. USD mit einer Laufzeit von 20 Jahren und einem festen Kupon von 4,875%;
―	eine 1,3-Milliarden-Dollar-Anleihe mit einer Laufzeit von 30 Jahren und einem festen Kupon von 5,000%.

Darüber hinaus hat EDF am 25. September 2018 ein vorrangiges Schuldscheinangebot in Höhe von 1 Mrd. EUR mit einer Laufzeit von 12 Jahren und einem festen Kupon von 2% aufgelegt.

Diese Transaktionen ermöglichen es EDF, die Struktur ihrer Bilanz weiter zu stärken und anstehende finanzielle Verpflichtungen zu refinanzieren.

2.3 AUSGABE VON UNBEFRISTETEN NACHRANGANLEIHEN

Am 25. September 2018 hat EDF erfolgreich eine "Reset Perpetual 6 Year Non-Call Hybrid Note" in Höhe von 1,25 Mrd. EUR mit einem 4%-Kupon und einer ersten Rückzahlung nach Aufforderung von EDF zwischen dem 4. Juli 2024 und dem 4. Oktober 2024, eingeschlossen, aufgelegt. Die französische Marktregulierungsbehörde erteilte die Zulassungsnr. 18-466 vom 2. Oktober 2018 für den Prospekt zu diesen Instrumenten, für welche die Abrechnung und Übergabe am 4. Oktober 2018 erfolgte.

EDF ist weiterhin bestrebt, Hybridanleihen als festen Bestandteil seiner Kapitalstruktur zur Finanzierung des im Bau befindlichen Vermögens einzusetzen.

2.4 RÜCKNAHME BESTIMMTER SERIEN VON HYBRIDBONDS

Am 25. September 2018 gab EDF ein Barangebot zur Rückzahlung von vier ausstehenden Serien von Hybridanleihen heraus.

Nach Ablauf der Angebotsfrist am 3. Oktober 2018 hat EDF die Rückzahlung von Anleihen, die aus den ersten beiden Hybridemissionen gültig angekündigt wurden, in Höhe von 1,25 Mrd. EUR nach Prioritätsreihenfolge vorgenommen.

Der Gesamtwert der Hybridanleihen von EDF bleibt aufgrund der oben genannten Ausgabe- und Rückzahlungstransaktionen für Hybridanleihen unverändert.

Die Ergebnisse des öffentlichen Kaufangebots sind in der folgenden Tabelle zusammengefasst:

Gezielte Hybridanleihen	ISIN	Annahme Prioritätsstufen	Angebotene Beträge	Angebotene Beträge (in% der ausstehenden Anleihen)	Annahme Beträge	Pro-Rating Faktoren
2020 Anleihen	FR0011401736	1	911.800.000 €	73%	911.800.000 €	100,00%
2022 Anleihen	FR0011697010	2	635.100.000 €	64%	338.200.000 €	59,50%
2026 Anleihen	FR0011401728	3	k.A.	k.A.	0	k.A.
2025 Anleihen	FR0011401751	4	k.A.	k.A.	0	k.A.

Gezielte Hybridanleihen	Angebotspreise
2020 Anleihen	105,255%
2022 Anleihen	108,185%
2026 Anleihen	k.A.
2025 Anleihen	k.A.

Die Abwicklung des Übernahmeangebots erfolgte am 5. Oktober 2018.

2.5 SYNDIZIERUNG EINER INNOVATIVEN ESG-INDEXIERTEN REVOLVIERENDEN KREDITFAZILITÄT

Am 14. Dezember 2018 schloss EDF die Syndizierung einer revolvierenden Kreditfazilität in Höhe von 4 Mrd. EUR ab, deren Kosten laut drei der wichtigsten Leistungsindikatoren (KPIs) des Konzerns für Umwelt-, Sozial- und Governance-Angelegenheiten (ESG) indexiert sind: EDFs direkte CO ₂Emissionen, die Nutzung der Online-Verbrauchsüberwachungstools durch EDF-Kunden (als Indikator für den Erfolg von EDF, französische Privatkunden für ihren Verbrauch zu begeistern) und die Elektrifizierung des Fuhrparks von EDF.

Diese ESG-indexierte Kreditfazilität, an der ein Konsortium von mehr als 20 Banken beteiligt ist, ändert die bestehende revolvierende Kreditfazilität von EDF in Höhe von 4 Mrd. EUR und verlängert sie mit einer neuen Laufzeit bis 2023. Sie ergänzt die Reihe nachhaltiger Finanzierungsinstrumente, die EDF in den letzten Jahren entwickelt hat, insbesondere auf dem Green Bond-Markt.

2.6 BESTÄTIGUNG DER ENTSCHEIDUNG DER EUROPÄISCHEN KOMMISSION ÜBER DIE STEUERLICHE BEHANDLUNG DER ZWISCHEN 1987 UND 1996 GEBILDETEN RÜCKSTELLUNGEN FÜR DIE ERNEUERUNG DER ALLGEMEINEN NETZANLAGEN

Am 16. Januar 2018 wies das Gericht der Europäischen Union die Beschwerde von EDF gegen die Entscheidung der Europäischen Kommission vom 22. Juli 2015 zurück, mit der die steuerliche Behandlung von Rückstellungen, die zwischen 1987 und 1996 für die Erneuerung der allgemeinen Netzanlagen gebildet wurden, als staatliche Beihilfe eingestuft und deren Rückforderung durch den französischen Staat angeordnet wurde. Nach dieser Entscheidung der Kommission vom 13. Oktober 2015 zahlte EDF 1,383 Mrd. EUR zurück, was dem Betrag der staatlichen Beihilfen einschließlich Zinsen entspricht. Enedis und RTE brachten ihre jeweiligen Anteile ein.

In seiner Entscheidung bestätigte das Gericht die Entscheidung der Europäischen Kommission vom 22. Juli 2015. Angesichts der Rückzahlung am 13. Oktober 2015 war die Vollstreckung dieses Urteils nicht mit einer zusätzlichen Zahlung verbunden.

Am 27. März 2018 legte EDF beim Gerichtshof der Europäischen Union eine Berufung gegen das Urteil des Gerichts vom 16. Januar 2018 ein. Am 13. Dezember 2018 wies der Gerichtshof diese Berufung zurück und bestätigte die Entscheidung der Europäischen Kommission. Dieser Rechtsstreit ist nun endgültig abgeschlossen.

2.7 FLAMANVILLE 3 EPR-PROJEKT

Es wurden wichtige Meilensteine im Jahr 2018 erreicht:

―	Abschluss der Kaltfunktionsprüfung, bestehend aus einer Vielzahl von Prüfvorgängen, einschließlich der Dichtheitsprüfung des Primärsystems bei einem Druck von mehr als 240 bar - höher als der Druck dieses Systems, wenn es einmal in Betrieb ist;
―	erfolgreiche Erprobung des Reaktorsicherheitsgebäudes im April 2018. Hierbei handelt es sich um einen In-Air-Test, bei dem das mechanische Verhalten und die Luftdichtheit der Betonkonstruktion überprüft werden, indem der Druck im Inneren des Gebäudes auf das Sechsfache des Außenluftdrucks erhöht wird;
―	Integration einer Instrumentierungs- und Steuerungskonfiguration (I&C) mit rund 250 Modifikationen, die Anfang September 2018 abgeschlossen wurde, damit die Funktionsprüfung in einer stabilen, kohärenten I&C-Konfiguration durchgeführt werden kann.

Gerätebau und Qualität

Zum 31. Dezember 2018 waren fast alle Ausrüstungen für den Nuklearbereich und konventionelle nukleare Kernkraftwerkteile vor Ort geliefert und montiert worden. Die Situation in Bezug auf die Qualität der von Framatome für das Primärsystem hergestellten Geräte wird in den folgenden Absätzen beschrieben.

Reaktorkessel

Das Problem des unerwartet hohen Kohlenstoffgehalts im Kesselkopf und -boden wurde im ersten Halbjahr 2017 von der französischen Nuklearsicherheitsbehörde ASN (Agence de Securite Nucleaire) auf der Grundlage der von Framatome, unter Aufsicht von EDF, vorgelegten Unterlagen geprüft. Auf der Grundlage der Stellungnahme einer Gruppe von Sachverständigen, die durch die ASN ernannt wurden, gab die ASN am 11. Oktober 2017 eine Stellungnahme ab, in der sie zu dem Schluss kam, dass die mechanischen Eigenschaften des Kesselkopfs und -bodens auch im Falle eines Unfalls für ihre Verwendung angemessen waren.

Am 9. Oktober 2018 genehmigte die ASN:

―	die Inbetriebnahme des Kesselbodens unter Vorbehalt der Funktionskontrolle;
―	die Inbetriebnahme des Kesselkopfes für eine begrenzte Betriebsdauer bis 2024, es sei denn, die technische Durchführbarkeit von Kontrollen, die mit den Kontrollen des Kesselbodens vergleichbar sind, kann nachgewiesen werden.

EDF arbeitet derzeit an der Entwicklung von Überprüfungen des in Betrieb befindlichen Kesselkopfs, um im Laufe des Jahres 2019 die Genehmigung zur Beibehaltung des derzeitigen Kesselkopfs zu erhalten, sofern solche Überprüfungen industriell durchführbar sind. Wenn keine Genehmigung erteilt wird, kann EDF für einen Teil oder die Gesamtheit der Kosten, die für die Herstellung eines Ersatzkopfs anfallen, haften. Diese Kosten sind nicht in den geplanten Baukosten enthalten, da sie, falls sie anfallen, nach der Inbetriebnahme der Anlage anfallen würden. EDF SA hat diesbezüglich ein Schiedsverfahren gegen AREVA SA eingeleitet.

Bruchausschluss und Qualitätsabweichungen in den Schweißnähten des Hauptnebensystems

Am 30. November 2017 meldete EDF der ASN ein bedeutendes Ereignis in Bezug auf die Feststellung einer Qualitätsabweichung beim Schweißen des Sekundärsystems, das den Dampf von den Dampferzeugern zur Turbine des Flamanville 3 EPR leitet.

Dieses System (Hauptdampfleitungen) wurde nach dem Bruchausschluss-Konzept konzipiert und hergestellt, wobei strengere Anforderungen an die Konstruktion, Herstellung und Überwachung im Betrieb gestellt wurden. Diese von EDF geforderten strengeren Anforderungen werden durch eine "hohe Qualitätsanforderung" für den Bau dieser Systeme untermauert.

Obwohl diese Anforderungen in der Entwurfsphase angewendet wurden, wurden sie nicht ordnungsgemäß in die Schweißarbeiten einbezogen. Die Nichteinhaltung dieser Anforderungen hat nicht unbedingt die Nichteinhaltung der Vorschriften für Nukleardruckgeräte zur Folge.

Am 21. März 2018 hat EDF bei einer ersten umfassenden Inspektion weitere Qualitätsabweichungen bei Schweißnähten an den Rohren im Hauptnebensystem des Flamanville 3 EPR festgestellt. Die erstmalige umfassende Prüfung ist vor Inbetriebnahme der Anlage gesetzlich vorgeschrieben und umfasst hauptsächlich die Prüfung der Schweißnähte an Primär- und Sekundärsystemen. Sie gibt Anlass zu einem ersten Benchmark-Bericht über den Zustand der Anlage, bevor sie ihren Betrieb aufnimmt.

In Übereinstimmung mit den industriellen Verfahren wurden die Schweißnähte vom Konsortium der für die Herstellung des Systems zuständigen Auftragnehmer geprüft und bei Abschluss der Arbeiten für konform erklärt.

Am 10. April 2018 (siehe Pressemitteilung von EDF vom selben Datum) teilte EDF der ASN ein wichtiges Ereignis im Zusammenhang mit der Feststellung von Abweichungen bei den Leistungsprüfungen für diese Schweißnähte mit (ein Teil des Sekundärsystems war bereits von der unzureichenden Anwendung der Bruchausschluss-Anforderungen betroffen).

Aus diesem Grund hat EDF im zweiten Quartal 2018 eine weitere Inspektion aller 150 betroffenen Schweißnähte im Hauptnebensystem begonnen. Von diesen 150 Schweißnähten:

―	erfüllten 87 Schweißnähte die Anforderungen;
―	wiesen 33 Schweißnähte Qualitätsmängel auf und mussten repariert werden. Die Arbeiten zur Reparatur dieser Schweißnähte vor Ort begannen Ende Juli 2018;
―	EDF beschloss außerdem, weitere 20 Schweißnähte zu überarbeiten, die, obwohl sie keine Mängel aufwiesen, die von EDF in der EPR-Konstruktionsphase festgelegten Anforderungen an den Bruchausschluss nicht erfüllten. Die Dateien für die Anpassungen der ersten Schweißnähte wurden an die ASN gesendet, und die Schweißarbeiten vor Ort begannen im November 2018
―	Für zehn weitere Schweißnähte legte EDF der ASN einen Vorschlag vor, in dem eine spezifische Begründungsmethode zur Bestätigung des hohen Sicherheitsniveaus der Anlage während ihrer gesamten Betriebsdauer aufgeführt ist. Nach einer abschließenden Analyse wurde diese Zahl auf 8 reduziert. Bei der Überprüfung wurde auch deutlich, dass eine dieser acht Schweißnähte einen kleinen Qualitätsmangel aufwies. Die ASN wird die spezifische Rechtfertigungsmethode von EDF in den nächsten Monaten eingehend prüfen.

Inbetriebnahmeplan und Baukosten

Am 25. Juli 2018 (siehe Pressemitteilung von EDF vom selben Datum) legte der Konzern eine Aktualisierung dieser Inspektionen vor und passte den EPR-Zeitplan von Flamanville und die geplanten Baukosten an.

―	Der geplante Termin für die Beladung des Kernbrennstoffs war für das Ende des vierten Quartals 2019 vorgesehen. Die Inbetriebnahme und die Prüfung der Heißfunktion sind für Ende 2018 geplant;
―	Die angestrebten Baukosten wurden von 10,5 Mrd. EUR auf 10,9 Mrd. EUR (Euro 2015 ohne Fremdkapitalkosten) revidiert.

Am 21. Januar 2019 (siehe Pressemitteilung von EDF vom selben Datum) gab EDF bekannt, dass der Zeitplan für die Funktionsprüfung im heißen Zustand überarbeitet wurde und nun voraussichtlich in der zweiten Februarhälfte 2019 beginnen wird.

Der Zeitplan und die geschätzten Baukosten bleiben eng. Dazu gehört ein Zeitplan für den Erhalt von Genehmigungen von der ASN, der unter anderem davon abhängt, ob die ASN die von EDF vorgeschlagenen Methoden zur Reparatur der Schweißnähte im Hauptnebensystem abgeschlossen hat, wie in der Pressemitteilung des Konzerns vom 31. Januar 2019 angegeben.

Am 29. Januar 2019 gab der Vorsitzende der ASN bekannt, dass die ASN im Mai 2019 eine Erklärung zum Validierungsprogramm für die Schweißnähte im Hauptnebensystem abgeben wird, in der er mitteilt, "ob sich herausstellt, dass die acht Schweißnähte, die in der Gebäudestruktur des Reaktors enthalten sind, auch überarbeitet werden müssen, wobei es in diesem Fall unmöglich ist, die Frist einzuhalten". Eine detaillierte Aktualisierung der Fortschritte beim EPR von Flamanville, insbesondere des Zeitplans und der Baukosten, wird nach Veröffentlichung der Erklärung der ASN veröffentlicht. EDF ist derzeit nicht in der Lage, die Auswirkungen zu bewerten, falls die ASN den vorgeschlagenen Ansatz nicht validiert.

2.8 ERWERB VON 75,5% VON FRAMATOME

Am 22. Dezember 2017 haben AREVA SA, AREVA NP und EDF den Verkauf eines Anteils an EDF abgeschlossen, der die ausschließliche Kontrolle über New NP (seit Januar 2018 in Framatome umbenannt), eine 100 ge Tochtergesellschaft von AREVA NP, überträgt.

Der Erwerb von 75,5% des Kapitals von New NP durch EDF erfolgte auf einer bereinigten Bewertung von 2,47 Mrd. EUR (für 100% des Kapitals) ohne Übertragung von Finanzschulden. Dieser Preis entsprach einem prognostizierten EBITDA-Multiplikator von 8x für 2017. ⁽¹⁾ .

Der Kaufpreis zum 31. Dezember 2018 beträgt 2,6 Mrd. EUR (für 100% des Kapitals). Dies sind 94 Mio. EUR mehr, einschließlich der Anschaffungskosten von EDF (für 75,5% des Kapitals) als ursprünglich veranschlagt (siehe Anmerkung 18-1 ⁽¹⁾), aufgrund von:

―	Preisanpassungen auf der Grundlage der Endabrechnung zum Abschlussdatum der Transaktion (31. Dezember 2017);
―	geschätzte Earn-Out-Zahlungen, von denen einige von der Erreichung der nach Abschluss des Kaufs gemessenen Leistungsziele abhängig sind: Der endgültige Betrag von bis zu 245 Mio. EUR sollte im Jahr 2019 festgelegt werden;
―	Schätzung bestimmter Garantien, die EDF von AREVA NP im Verkaufsvertrag vom 22. Dezember 2017 gewährt wurden.

Am 3. Februar 2018 legte Teollisuuden Voima (TVO) beim Gericht der Europäischen Union Berufung gegen die Entscheidung der Europäischen Kommission vom 29. Mai 2017 ein, mit der der Kauf von Framatome durch EDF gemäß den Kartellbestimmungen genehmigt wurde. Später zog TVO seine Berufung zurück und die Ankündigung des Gerichts vom 16. Mai 2018, den Fall aus seinem Register zu streichen, wurde Ende Mai veröffentlicht.

⁽¹⁾ Normalisiertes Pro-forma-EBITDA für die erworbenen Aktivitäten, ohne Großprojekte.

ANMERKUNG 3 REGULATORISCHE ÄNDERUNGEN IN FRANKREICH

3.1 FRANKREICHS MEHRJÄHRIGES ENERGIEPROGRAMM (PPE)

Am 25. Januar 2019 veröffentlichte das französische Ministerium für den ökologischen und integrativen Wandel den Entwurf des PPE, das Aufsichtstool für die Energiepolitik, das durch das im Jahr 2015 verabschiedete französische Gesetz zur Energiewende für grünes Wachstum eingeführt wurde. Grundsätzlich erstreckt sich das PPE über zwei aufeinanderfolgende Fünfjahresperioden. Das erste im Oktober 2016 veröffentlichte PPE wich von dieser Regel ab, indem zwei aufeinander folgende Zeiträume von drei bzw. fünf Jahren (2016-2018 und 2019-2023) festgelegt wurden. Das überarbeitete PPE, das noch nicht abgeschlossen ist, wird die Zeiträume 2019-2023 und 2024-2028 abdecken. Dieser Entwurf des PPE folgt der Pressemitteilung des Ministeriums vom 27. November 2018, in der die Ziele der Regierung für das Mehrjahresprogramm und die nationale Strategie zur Senkung des CO ₂-Ausstoßes dargelegt werden.

Für die nukleare Stromerzeugung hat die französische Regierung nun die Frist bis 2035 festgesetzt, um das Ziel eines Anteils von 50% am nationalen Strommix zu erreichen. Dieses Ziel wird daher im Energiegesetz angepasst. Um dies zu erreichen, müssten bis 2035 14 Kernreaktoren abgeschaltet werden, einschließlich der Abschaltung der beiden Reaktoren in Fessenheim "bis zum Frühjahr 2020, um den EPR von Flamanville in Betrieb zu nehmen".

Der Zeitplan für diese Abschaltungen würde am Zeitpunkt der fünften Zehnjahresinspektion der betreffenden Reaktoren ausgerichtet werden, mit Ausnahme von zwei Reaktoren, deren Stilllegung für den zweiten Zeitraum des PPE in den Jahren 2027 und 2028 vorgesehen ist, sofern das Kriterium der Versorgungssicherheit erfüllt ist. Wenn bestimmte Bedingungen in Bezug auf die Strompreise und die Entwicklung des europäischen Strommarkts erfüllt sind, könnten durch eine Entscheidung von 2023 auch zwei weitere Reaktoren im Zeitraum 2025-2026 stillgelegt werden.

Die endgültige Version des PPE nennt die vorrangigen Standorte für diese Reaktorstilllegungen. Alle Schließungen würden mit staatlicher Unterstützung für die betroffenen Regionen verbunden sein, hauptsächlich durch einen ökologischen Übergangsvertrag zur Förderung neuer lokaler Entwicklungsdynamiken.

Der Entwurf des PPE befindet sich derzeit in einem Konsultationsprozess, bevor er 2019 angenommen und in Gesetze oder Verordnungen umgesetzt werden kann.

Wenn die oben beschriebenen Maßnahmen in den endgültigen Gesetzen und Verordnungen bestätigt werden, wird deren Hauptauswirkung auf den EDF-Jahresabschluss die Erfassung der Änderung des voraussichtlichen Abschaltdatums von zwei Kernreaktoren in den Jahren 2027 und 2028 vor ihrer fünften Zehnjahresinspektion sein: Dies wird sich auf den Wert der Nuklearrückstellungen zum Zeitpunkt der Änderung der Schätzung auswirken und eine voraussichtliche Änderung des Abschreibungszeitraums für die beiden betroffenen Einheiten bewirken. Da diese Situation die Abschaltung von zwei Reaktoren in der Flotte des Konzerns um einige Jahre vorziehen würde, zeigen die verschiedenen untersuchten Szenarien, dass die potenzielle Auswirkung auf die Nuklearrückstellungen, insbesondere die Stilllegungsrückstellung, bei einer Anpassung der entsprechenden Bilanzaktiva, einen Anstieg um einige zehn Millionen Euro bedeuten könnte.

Die französische Regierung wird die Bedingungen eines neuen Regulierungssystems für bestehende Kernkraftwerke vorschlagen, das die Verbraucher vor steigenden Marktpreisen ab 2025 schützt, indem es ihnen ermöglicht, den Wettbewerbsvorteil von Investitionen in die historische Kernkraftwerksflotte zu nutzen, während EDF die finanzielle Leistungsfähigkeit zur Sicherstellung der wirtschaftlichen Nachhaltigkeit von Erzeugungsanlagen und zur Erfüllung der Anforderungen des PPE in Niedrigpreisszenarien erhält.

In dem Entwurf des PPE heißt es auch, dass "die Regierung zusammen mit der Industrie bis Mitte 2021 ein Arbeitsprogramm durchführen wird, um die Kosten der neuen Kernenergieerzeugung und ihre Vor- und Nachteile in Bezug auf andere kohlenstoffarme Erzeugungsformen zu untersuchen, die möglichen Finanzierungsmodelle, die Projektmanagementmodalitäten für neue Reaktorprojekte und die öffentliche Konsultation sowie Fragen im Zusammenhang mit der Abfallbewirtschaftung, die durch die potenzielle neue Nuklearflotte erzeugt werden. Auf der Grundlage dieser Informationen und in Abhängigkeit von der Entwicklung der Energiesituation wird die Regierung eine Entscheidung über die Eignung des Starts eines Erneuerungsprogramms für kerntechnische Anlagen treffen".

Nach dem Entwurf des PPE würden für die fossil befeuerte Stromerzeugung die letzten Kohlekraftwerke bis 2022 stillgelegt und keine weiteren Genehmigungen für neue Elektrizitätswerke erteilt, die fossile Brennstoffe verwenden.

Wenn diese Maßnahmen in den endgültigen Gesetzen und Verordnungen bestätigt werden, wird die voraussichtliche Änderung des Abschreibungszeitraums für die von EDF in Frankreich betriebenen Kohlekraftwerke in Le Havre und Cordemais als wichtigste Konsequenz ihrer Übernahme in den EDF-Jahresabschluss aufgenommen (Erhöhung der jährlichen Abschreibungsaufwendungen im Zeitraum 2019-2022 um rund 200 Mio. EUR). EDF prüft jedoch die Möglichkeiten, diese Anlagen auf Biomasse-Anlagen umzustellen. Am Ende einer Sitzung am 24. Januar 2019 genehmigten EDF und das Ministerium für ökologische und integrative Transformation ein Arbeitsprogramm, das zu einer Entscheidung über das Ecocombust-Projekt führte.

Wie in der Pressemitteilung von EDF vom 29. Januar 2019 angekündigt, soll dieses Arbeitsprogramm bis zum Herbst 2019 dazu beitragen, die technischen Versuche, Umweltverträglichkeitsprüfungen und das wirtschaftliche Modell für dieses Umstellungsprojekt zu validieren. Nach diesem Zeitraum wird EDF, sofern die technischen, wirtschaftlichen und ökologischen Schlussfolgerungen zufriedenstellend sind, nach den Gesprächen mit der Regierung und den örtlichen Gemeinden die Industrialisierungsphase einleiten und beabsichtigen, die Produktion des Kraftstoffs im Jahr 2022 aufzunehmen. Das Ecocombust-Projekt befasst sich mit der Herstellung eines innovativen, ökologischen Brennstoffs, mit dem Heiz- oder Stromerzeugungsanlagen betrieben werden können, die derzeit mit Kohle betrieben werden. Um eine sichere Stromversorgung im Nordwesten Frankreichs, insbesondere in der Bretagne, zu gewährleisten, könnte ein Teil oder die gesamte produzierte Biomasse bis 2026 zur Bereitstellung von 80% des Brennstoffs für die derzeitigen Reaktoren verwendet werden, sofern die von der Regierung in Auftrag gegebenen Untersuchungen den Bedarf bestätigen, um zu gewährleisten, dass das Stromnetz in Westfrankreich zu den höchsten Spitzenverbrauchszeiten sicher ist.

Der Entwurf des PPE setzt auch das Ziel einer deutlichen Beschleunigung des Ausbaus der erneuerbaren Energien.

3.2 REGULIERTE STROMVERKAUFSTARIFE IN FRANKREICH - "BLAUE" TARIFE

Entscheidung des Staatsrates vom 18. Mai 2018

Rechtliche Einwände gegen die Tarifentscheidungen von 2016 und 2017 wurden vom französischen Staatsrat von Anode (dem nationalen Verband der Energieeinzelhandelsunternehmen) und Engie mit der Begründung erhoben, dass die "blauen" Stromverkaufstarife für Privatkunden und Nicht-Privatkunden gegen das Recht der Europäischen Union verstießen.

Mit Entscheidungen vom 18. Mai und 3. Oktober 2018 bestätigte der Staatsrat das Prinzip der regulierten Stromverkaufstarife und räumte insbesondere ein, dass sie dem Ziel des öffentlichen wirtschaftlichen Interesses dienen, den Verbrauchern einen Strompreis zu garantieren, der stabiler ist als die Marktpreise. Der Staatsrat bestätigte, dass dieses Ziel nicht durch ein sanfteres Eingreifen des Staates erreicht werden kann und dass die Regulierung der Verkaufstarife den Elektrizitätsunternehmen einen gleichberechtigten Zugang zu den Verbrauchern garantiert und nicht diskriminierend ist.

Der Staatsrat war jedoch der Auffassung, dass die Tarifverordnung in Bezug auf ihre permanente Dauer und ihren Anwendungsbereich, der derzeit große Gewerbeflächen mit einer Bezugsleistung von weniger als 36 kVA abdeckt, unverhältnismäßig ist. Diese Tatsachen wurden als Rechtfertigung für die teilweise Aufhebung der Tarifentscheidungen vom 28. Juli 2016 und 27. Juli 2017 angeführt.

Die Umsetzung dieser Entscheidungen liegt in der Verantwortung des Gesetzgebers, der derzeit die erforderlichen gesetzgeberischen Maßnahmen durch Frankreichs künftiges "Paktgesetz" für das Wirtschaftswachstum vorbereitet.

Tarifänderungen

Seit dem 8. Dezember 2015 ist die französische Energieregulierungsbehörde (Commission de regulation de l'energie oder CRE) gemäß dem NOME-Gesetz zur Organisation des französischen Strommarkts (Artikel L. 337-4 und L. 337-13 des französischen Energiegesetzes) dafür zuständig, ihre begründeten Vorschläge für regulierte Stromverkaufstarife an die Wirtschafts- und Energieminister zu schicken. Werden innerhalb von drei Monaten keine Einwände erhoben, gelten die Vorschläge als genehmigt.

Für die Tarifänderungen von 2018 hat die CRE im Einklang mit dem NOME-Gesetz zur Organisation des französischen Strommarktes am 11. Januar 2018 eine Entscheidung erlassen, wonach die Regierung die "blauen" regulierten Tarife für Privatkunden um +0,7 % erhöhen soll und für Nicht-Privatkunden um +1,6 %. Dieser Vorschlag wurde durch eine Tarifentscheidung vom 31. Januar 2018 bestätigt, die im Amtsblatt vom 1. Februar 2018 veröffentlicht und zu diesem Zeitpunkt umgesetzt wurde.

Die Tarifänderung vom Sommer 2018 folgte demselben Prozess. In Anbetracht der TURPE-Anpassung vom 1. August 2018 und in Anwendung des französischen Energiegesetzes schlug die CRE in einem Beschluss vom 12. Juli 2018 eine Senkung der "blauen" regulierten Tarife für Privatkunden um 0,5% und eine Erhöhung der "blauen" Tarife um +1,1% für Nicht-Privatkunden vor.

Dieselbe CRE-Entscheidung enthielt unter Berufung auf die Entscheidung des Staatsrates vom 18. Mai 2018 das Auslaufen der "blauen" Tarife für Nicht-Privatkunden für alle großen Gewerbeflächen, wobei eine Definition für die Bestimmung des Umfangs großer Unternehmen auf der Grundlage des "Dekrets 2008-1354 vom 18. Dezember 2008 über die Kriterien zur Bestimmung der Kategorie, zu der ein Unternehmen zu Zwecken der wirtschaftlichen und statistischen Analyse gehört" vorgeschlagen wurde.

Alle Punkte des CRE-Vorschlags wurden in einem Tarifbeschluss vom 27. Juli 2018 genehmigt, im Amtsblatt vom 31. Juli 2018 veröffentlicht und am 1. August 2018 umgesetzt.

In einer am 12. Februar 2019 veröffentlichten Entscheidung vom 7. Februar 2019 schlug die CRE eine Erhöhung der "blauen" regulierten Tarife für Privatkunden und Nicht-Privatkunden um 7,7% (ohne Steuern) vor. Der Zeitpunkt der Anwendung ist noch nicht bekannt. Die Regierung hat drei Monate Zeit, gegen diese Entscheidung Einspruch einzulegen.

3.3 LIEFERANTENBEAUFTRAGUNG

Nachdem das Gesetz 2017-1839 vom 30. Dezember 2017 die Zuständigkeit der CRE für die Beauftragung von Lieferanten bestätigt hatte, erließ die CRE am 18. Januar 2018 eine neue Entscheidung, die im Amtsblatt vom 25. Januar 2018 veröffentlicht wurde. Mit diesem Beschluss wurden die Grundsätze des vorherigen Beschlusses vom 26. Oktober 2017 über die Vergütung von Verteilernetzbetreibern an Lieferanten für die Verwaltung ihrer Kunden im Rahmen eines einzigen Vertrags bekräftigt.

Der Inhalt dieser Entscheidungen hält an dem Grundsatz fest, dass für alle Anbieter, die Marktpreisangebote mit einem einzigen Vertrag verkaufen, identische Provisionen gelten. Lediglich die regulierten Stromtarife führen zu geringfügig niedrigeren Provisionen (4,50 EUR statt 6,80 EUR pro Lieferpunkt bis zum 1. August 2019), und diese Differenz wird bis zum 1. August 2022 schrittweise auf Null gesenkt.

Für die Vergütung vergangener Kundenmanagementgebühren (vor dem 1. Januar 2018) legt die CRE in ihrer Entscheidung einen Betrag fest, den sie als Deckel betrachtet und der über den TURPE-Tarif weitergegeben werden kann.

Das Gesetz 2017-1839 vom 30. Dezember 2017 führt jedoch eine Maßnahme ein, die darauf abzielt, die Möglichkeit auszuschließen, dass Lieferanten für frühere Kundenmanagementdienste eine Vergütung von Netzwerkmanagern erhalten.

3.4 STROMAUSGLEICHSFONDS

Am 22. März 2018 veröffentlichte die CRE ihre Konsultation zu den Beitragshöhen des Stromausgleichsfonds für EDF SEI und Electricite de Mayotte für die Jahre 2018 bis 2021. Der jährliche Durchschnittsbeitrag zum Stromausgleichsfonds für EDF SEI in diesem Zeitraum einschließlich des geplanten Smart-Metering-Systems beträgt 185 Mio. EUR.

3.5 ENTSCHÄDIGUNG FÜR ÖFFENTLICHE ENERGIEDIENSTLEISTUNGSENTGELTE (CSPE)

Rechtlicher und regulatorischer Rahmen

Der Ausgleichsmechanismus für öffentliche Energiedienstleistungsentgelte (Compensation des Charges de Service Public de l'Énergie) ist das Ergebnis einer Reform, die durch das geänderte französische Finanzgesetz von 2015 eingeführt und am 30. Dezember 2015 im Amtsblatt veröffentlicht wurde. Nach dem neuen Rechts- und Verwaltungsrahmen sollten die öffentlichen Energiedienstleistungsentgelte (Strom und Gas) ab 2016 über zwei staatliche Haushaltsposten ausgeglichen werden, die in den französischen Finanzgesetzen enthalten sind. Das erste Finanzgesetz für 2019 markiert eine Fortsetzung ab 2018 und definiert die folgenden Belastungen für 2019:

―

einen speziellen Budgetposten "Energiewende" in Höhe von 7,3 Mrd. EUR, der vor allem die zusätzlichen Kosten für alle Verträge kompensiert, die die Betreiber zur Abnahme von erneuerbaren Energien und Biogas verpflichten, sowie den jährlichen Beitrag zur Rückzahlung der kumulierten Ausgleichslücke aufgrund von EDF;

―

einen Posten "Öffentliche Energiedienstleistung" in Höhe von 3,3 Mrd. EUR im Gesamtbudget zur Deckung der Solidaritätszuschläge der Gas- und Elektrizitätsversorger, der Kosten im Zusammenhang mit Abnahmeverpflichtungen unter Ausschluss erneuerbarer Energien (im Wesentlichen Kraft-Wärme-Kopplung) und der Kosten für die Anwendung der nationalen Standardtarife auf Gebiete, die nicht an das französische Festland angeschlossen sind. Die Zinsen auf den aufgelaufenen Fehlbetrag, der an EDF zurückzuzahlen ist, werden ebenfalls aus dem Gesamtbudget finanziert.

Seit dem 1. Januar 2018 werden die Sätze für den "notwendigsten Bedarf" (Tarif de premiere necessite) für Strom und die sogenannten "Sondersolidaritätssätze" für Gas durch ein Energie-Vouchersystem ersetzt. Die Kosten für dieses System werden nicht von EDF getragen, sondern wurden vom Staat im Rahmen des Programms "Public Energy Service" veranschlagt. EDF wird jedoch 2019 Solidaritätsgebühren für den nationalen Solidaritätsfonds für den Wohnungsbau und für Dienstleistungen für schutzbedürftige Kunden tragen.

Im Jahr 2019 wird dieser Mechanismus zur Kompensation von Gebühren für den öffentlichen Dienst wie folgt finanziert:

―	die mit dem Energiewandel verbundenen Kosten, die den Fördermechanismen für erneuerbare Energien entsprechen, und die Erstattung des in der Vergangenheit aufgelaufenen Fehlbetrags der vom EDF Konzern getragenen Ausgleichszahlung, gemessen am 31. Dezember 2015, werden in einer speziellen Haushaltsposition "Energiewende" erfasst, die durch das geänderte Finanzgesetz von 2015 geschaffen wurde; das Gesetz Nr. 2016-1917 vom 29. Dezember 2016 (Finanzgesetz 2017) sieht vor, dass die beiden zusätzlichen Finanzierungsquellen für diesen speziellen Haushaltsposten ein Teil der inländischen Steuer auf Kohle, Braunkohle und Koks (TICC) und ein Teil der inländischen Steuer auf Energieerzeugnisse (TICPE) sind; das Finanzgesetz für 2019 ersetzt die Prozentsätze von TICC und TICPE durch einen bestimmten Betrag, um die Unsicherheiten der prognostizierten Einnahmen aus diesen Steuern zu vermeiden, und erweitert die Finanzierungsquellen für den Haushaltsposten "Energiewende" um die Erlöse aus Versteigerungen von Herkunftsnachweisen, wie sie laut Artikel L. 314-14-1 des Energiegesetzbuches erlaubt sind, miteinzubeziehen;
―	sonstige Gebühren für den öffentlichen Dienst - mit Ausnahme der Kosten im Zusammenhang mit den Subventionsmechanismen für erneuerbare Energien - (Brennstoffknappheit, Tarifausgleich in Zonen, die nicht an das französische Festland angeschlossen sind, Kraft-Wärme-Kopplung, Haushalt des Energiebeauftragten usw.) werden direkt in den Gesamthaushalt eingestellt;
―	die Einnahmen aus der inländischen Steuer auf den Endverbrauch von Strom, die jetzt in Beitrag zum öffentlichen Stromversorgungsdienst (Contribution au Service Public de l'Electricite, CSPE) umbenannt wurden, fließen direkt in den Gesamthaushalt. die CSPE-Steuer wird direkt von den Endverbrauchern von Strom in Form einer zusätzlichen Abgabe auf den Stromverkaufspreis (und somit von den Stromversorgern) oder direkt von den Stromerzeugern, die Strom für ihren eigenen Gebrauch produzieren, erhoben;
―	Das Niveau der CSPE-Steuer wurde für 2019 auf dem gleichen Niveau wie 2018 festgelegt, mit dem vollen Satz von 22,5 EUR/MWh und acht reduzierten Sätzen von 12 EUR/MWh bis 0,5 EUR/MWh je nach den Kriterien der Elektrointensität, der Geschäftskategorie und dem Risiko aus Verlagerungseffekten (d.h. die Verlagerung von Anlagen in Länder, in denen die Treibhausgasemissionen aufgrund ihres Strommixes höher sind).

Die mit dem Abschluss und der Verwaltung von Kaufverpflichtungen verbundenen Kosten werden 2019 wie bereits seit 2017 erstattungsfähig sein. Es handelt sich um einen jährlichen Betrag von rund 45 Mio. EUR.

Zusätzlich zu diesen Maßnahmen wurde im geänderten französischen Finanzgesetz für 2018 eine Abwärtsanpassung der vom Staat für die Gebühren für den öffentlichen Dienst im Jahr 2018 gezahlten Ausgleichsbeträge vorgenommen. Diese Gebühren waren aufgrund eines Anstiegs der Strommarktpreise im Jahr 2018 zwischen der ursprünglichen Prognose im Juli 2017 und der angepassten Prognose im Juli 2018 erheblich gesunken und dieser Rückgang verringerte automatisch die Differenz zwischen dem an die Erzeuger im Rahmen der Abnahmeverpflichtung zu zahlenden Tarif und dem Marktpreis für Strom. Aus dem gleichen Grund senkte der Staat 2018 auch die Entschädigung 2018 für die Differenz zwischen den im Juli 2017 neu prognostizierten Ausgaben 2017 und den im Juli 2018 ermittelten tatsächlichen Ausgaben 2017.

Vom EDF Konzern getragene Gebühren für den öffentlichen Dienst

Der Betrag der Ausgaben (ohne den jährlichen Rückzahlungsbeitrag und die damit verbundenen Zinsen), die an EDF für 2018 zu erstatten sind, beläuft sich auf 6.554 Mio. EUR.

Die im Jahr 2018 eingegangenen Beträge (ohne den jährlichen Rückzahlungsbeitrag und die damit verbundenen Zinsen) beliefen sich auf 6.919 Mio. EUR (einschließlich 4.610 Mio. EUR für das Haushaltskonto "Energiewende" und 2.309 Mio. EUR für den Gesamthaushaltsplan).

Mit dem Ministerialbeschluss vom 13. Mai 2016 in der Fassung vom 2. Dezember 2016 wurde ein Rückzahlungsplan für die Forderung von EDF entsprechend dem aufgelaufenen Fehlbetrag in Höhe von 5.780 Mio. EUR zum 31. Dezember 2015 festgelegt. Nach diesem Zeitplan wird die Forderung bis 2020 vollständig zurückgezahlt sein. Am 22. Dezember 2016 verbriefte EDF einen Teil dieser Forderung (1,5 Mrd. EUR) durch eine staatlich genehmigte "Dailly law"-Zession an zwei Gruppen von Zessionaren. Folglich hat EDF seit dem 1. Januar 2017 einen Anteil von 73,6% an den vom Staat geleisteten Zahlungen zur Erstattung der Forderung gemäß dem Rückzahlungsplan erhalten. Der Restbetrag wird direkt an die Zessionare ausgezahlt.

Im Jahr 2018 zahlte der Staat 1.217 Mio. EUR aus dem Kapitalbetrag der Finanzforderung, der sich aus 1.194 Mio. EUR aus dem Tilgungsplan 2018 und 23 Mio. EUR aus dem Tilgungsplan 2017, mit Zahlung am 2. Januar 2018, zusammensetzte. Die erhaltenen 1.194 Mio. EUR entsprechen dem im Tilgungsplan für 2018 vorgesehenen Betrag. Zum 31. Dezember 2018 belief sich der Anteil von EDF an der ausstehenden Finanzforderung auf 2.014 Mio. EUR.

Schließlich hat die CRE, gemäß dem Dekret 2016-158 vom 18. Februar 2016 über den Ausgleich der öffentlichen Energiedienstleistungsentgelte, am 12. Juli 2018 ihre Entscheidung 2018-156 veröffentlicht, mit der die Gebühren für den öffentlichen Dienst für 2017 (6.475 Mio. EUR) erfasst und eine überarbeitete Gebührenprognose für 2018 (6.940 Mio. EUR) sowie eine Gebührenprognose für 2019 (7.206 Mio. EUR) vorgelegt wurden.

3.6 KAPAZITÄTSMECHANISMUS

Der französische Kapazitätsmechanismus trat am 1. Januar 2017 in Kraft. Er wurde durch das französische Energiegesetz eingeführt, um eine sichere nationale Stromversorgung zu gewährleisten.

Am 8. November 2016 genehmigte die Europäische Kommission den von Frankreich vorgeschlagenen Kapazitätsmechanismus, sofern das Land 7-Jahres-Zertifizierungsverträge für neue Kapazitäten einführt, ausländische Kapazitäten zulässt und Maßnahmen zur Verhinderung von Marktmanipulationen ergreift.

In den Jahren 2017 und 2018 fanden an der Europäischen Strombörse EPEX SPOT mehrere Kapazitätsauktionen für 2018 statt. Die gehandelten Mengen betrugen im November 2017 10,96 GW zum Preis von 9,31 €/kW, 10,25 GW im Dezember 2017 zum Preis von 9,38 €/kW und 1,17 GW im April 2018 zum Preis von 9,38 €/kW (der Marktreferenzpreis für 2018 lautete 9,34 €/kW).

In den Jahren 2017 und 2018 fanden an der Europäischen Strombörse EPEX SPOT mehrere Kapazitätsauktionen für 2019 statt. Die gehandelten Mengen und die damit verbundenen Preise lauteten wie folgt:

Auktionsdatum	Mengen (GW)	Preis (EUR/kW)
Dezember 2017	1,22	13,00
März 2018	1,24	18,50
April 2018	2,65	18,24
Juni 2018	4,99	18,50
September 2018	5,22	18,50
Oktober 2018	5,48	16,77
Dezember 2018	5,91	18,05

Nach der Auktion vom 13. Dezember 2018, der letzten vor dem Auslieferungsjahr, liegt der Referenzpreis für 2019 nun bei 17,37 €/kW.

Neben diesen Kapazitätsauktionen besteht ein außerbörslicher Markt.

EDF hat an diesen Auktionen von Anfang an teilgenommen. Alle Einnahmen aus den Auktionen werden vollständig in den Umsatzerlösen für Erzeugnisse erfasst.

Der Kapazitätspreis wird über alle Kundenverträge von EDF weitergegeben, unabhängig davon, ob die Kunden regulierte Verkaufstarife oder Marktpreisverträge abgeschlossen haben, sowie über Verträge anderer Stromversorger.

3.7 ENERGIESPARZERTIFIKATE

Das Dekret 2017-690 des französischen Ministeriums für Umwelt, Energie und Meeresfragen vom 2. Mai 2017, das am 3. Mai 2017 im Amtsblatt veröffentlicht wurde, legt die Verpflichtungshöhe für den vierten Zeitraum der Energiesparverpflichtungen fest, der vom 1. Januar 2018 bis 31. Dezember 2020 läuft. Das Gesamtvolumen der Verpflichtungen für diesen Dreijahreszeitraum wird durch das Dekret erheblich erhöht: 1.200 TWhc für die "Standardverpflichtungen" und 400 TWhc für die Verpflichtungen, die den Haushalten mit Energiearmut zugute kommen sollen, verglichen mit 700 TWhc bzw. 150 TWhc im vorangegangenen Zeitraum.

Energieverkäufer können ihrer Verpflichtung auf drei Arten nachkommen: durch Unterstützung der Verbraucher bei ihren Energieeffizienzmaßnahmen, durch die Finanzierung von vom Ministerium genehmigten Energiesparzertifikaten und durch den Kauf von Zertifikaten von förderfähigen Akteuren. Ein in der Vorperiode erworbener Überschuss in Form von "Bestand" an Zertifikaten trägt ebenfalls zur Erfüllung der Verpflichtung bei. Liegt am Ende des Zeitraums ein Fehlbetrag vor, müssen die verpflichteten Akteure dem Finanzministerium die in Artikel L. 221-4 des Energiegesetzbuches festgelegte Geldbuße von 15 EUR je MWhc aus dem Fehlbetrag zahlen, was etwa dem Zweifachen der laufenden Kosten der Standardverpflichtung entspricht.

EDF erzielte 2018 eine wesentlich höhere Anzahl von Energiesparzertifikaten als 2017 und strebt eine weitere Erhöhung an, um das vom Staat festgelegte Ziel zu erreichen. Angesichts der erheblichen Erhöhung der Verpflichtung in Verbindung mit dem derzeit geringen Markt für Energiesparzertifikate und der Zweifel an der künftigen Liquidität dieses Marktes, ist EDF jedoch dem Risiko eines Zertifikatemangels für die vierte Periode des Systems ausgesetzt.

3.8 ARENH

Die ARENH-Anträge für Lieferungen im Jahr 2018 beliefen sich auf 96,3 TWh: 87,1 TWh für Lieferungen an Endkunden und 9,2 TWh, um die Netzbetreiber für Netzverluste zu entschädigen.

Diese Anträge wurden zu einer Zeit gestellt, als der ARENH-Preis (der eine Kapazitätsgarantie in Höhe von 42 EUR/MWh enthält) im Vergleich zu den Forward-Baseload-Preisen für 2018 (ab Anfang September 2017) wettbewerbsfähig war.

Für die ARENH-Anträge vom November 2018 lag die Gesamtnachfrage von alternativen Lieferanten mit 132,98 TWh, ohne EDF-Tochtergesellschaften, über dem gesetzlichen Höchstwert, und EDF wird das maximale ARENH-Volumen von 100 TWh für die Belieferung der Endkunden der Wettbewerber im Jahr 2019 liefern. Abonnements zur Abdeckung von Netzwerkverlusten beliefen sich auf 20,4 TWh.

Mit der Entscheidung Nr. 2018-222 vom 25. Oktober 2018, wie durch das Energiegesetz vorgeschrieben, legte die CRE die Methode für die Zuteilung von ARENH-Mengen fest, wenn Anträge das gesetzliche Maximum überschreiten. Diese Entscheidung sah vor, dass bei einer ARENH-Überzeichnung im November 2018 eine Kürzung nur für neue ARENH-Anträge in dieser Sitzung gelten würde und dass die übermäßigen Anträge der von EDF kontrollierten Tochtergesellschaften vollständig gekürzt würden (dies gilt nicht für Verteiler). Schließlich wurde angeführt, dass von EDF kontrollierte Tochterunternehmen Verträge mit der Muttergesellschaft abschließen könnten, in denen das ARENH-System und die Lieferbedingungen, insbesondere der Kürzungssatz für alternative Lieferanten, nachgebildet würden. Durch diesen Kürzungsmechanismus wird der Einfluss der Bezugnahme auf die Marktpreise auf die Festlegung der regulierten Verkaufstarife erhöht, und wenn alle anderen Faktoren gleich sind, steigt auch der Preis der Energiekomponente.

GEWINN- UND VERLUSTRECHNUNG

ANMERKUNG 4 UMSATZ

Die Umsatzerlöse setzen sich zusammen aus:

(in Mio. EUR)	2018	2017
Energieabsatz ⁽¹⁾	42.630	40.131
Verkauf von Waren und Dienstleistungen	2.244	2.240
UMSATZ	44.874	42.371

⁽¹⁾ Einschließlich eines Anteils der Bezugskosten für den Verkauf von Strom und Gas.

Der Umsatzanstieg im Jahr 2018 spiegelt vor allem höhere Umsätze auf den Märkten wider, die auf einen deutlichen Anstieg der Kernenergieerzeugung im Jahr 2018 (+14,1 TWh) im Vergleich zu 2017 zurückzuführen sind, der durch mehrere Reaktorausfälle und den Anstieg der Wasserkrafterzeugung beeinträchtigt wurde (+9,2 TWh netto). Dies erklärt sich auch aus einer positiven Veränderung der Weiterveräußerung von Abnahmeverpflichtungen aufgrund eines erheblichen Mengeneffekts, günstiger Preiseffekte auf Marktpreisangebote und der höheren Energiesparzertifikat-Komponente der Angebote, zusammen mit einer Erhöhung der Kosten aus der Verpflichtung.

ANMERKUNG 5 BETRIEBSSUBVENTIONEN

(in Mio. EUR)	2018	2017
BETRIEBSSUBVENTIONEN	6.566	6.558

Die Betriebssubventionen umfassen im Wesentlichen die von EDF erhaltene oder zu erhaltende Subvention im Zusammenhang mit der Entschädigung für öffentliche Energiedienstleistungsentgelte (CSPE). Im Jahresabschluss ist diese Vergütung mit einem Ertrag von 6.554 Mio. EUR für 2018 (6.547 Mio. EUR für 2017) enthalten. Diese Stabilität ist im Wesentlichen auf die höhere Förderung von Abnahmeverpflichtungen aufgrund gestiegener Abnahmemengen für Photovoltaik und Windenergie zurückzuführen, denen höhere Marktpreise für Strom gegenüberstanden. Ein weiterer Faktor ist die Auswirkung des Wegfalls der Stromtarife für den "notwendigsten Bedarf" (Tarif de premiere necessite) und der "Sondersolidaritätssätze" für Gas (Tarifs speciaux de solidarite): Diese wurden durch ein Energie-Vouchersystem ersetzt, dessen Kosten nicht von EDF getragen werden.

ANMERKUNG 6 AUFLÖSUNG VON RÜCKSTELLUNGEN UND WERTMINDERUNG

(in Mio. EUR)	2018	2017
Auflösung von Risikorückstellungen	174	382
Pensionen und ähnliche Verpflichtungen	954	998
Behandlung abgebrannter Brennelemente	986	851
Langfristige Entsorgung radioaktiver Abfälle	260	236
Stillegung von Kernkraftwerken	138	131
Stilllegung von fossil befeuerten Kraftwerken und Wasserkraftwerken	35	49
Sonstige Aufwandsrückstellungen	113	122
Auflösung von Aufwandsrückstellungen	2.486	2.387
Zuschreibungen	336	462
GESAMTAUFLÖSUNG VON RÜCKSTELLUNGEN UND WERTBERICHTIGUNGEN	2.996	3.231

ANMERKUNG 7 SONSTIGES BETRIEBSERGEBNIS UND GEBÜHRENÜBERTRAGUNGEN

(in Mio. EUR)	2018	2017
Sonstiges Betriebsergebnis	743	740
Gebührenübertragungen	107	83
GESAMT	850	823

ANMERKUNG 8 EINKÄUFE UND SONSTIGE EXTERNE KOSTEN

(in Mio. EUR)	2018	2017
Verwendete Brennstoffeinkäufe ⁽¹⁾	3.172	3.186
Energieeinkauf ⁽²⁾	17.057	15.870
Dienstleistungen und sonstige verwendete Einkäufe ⁽³⁾	17.181	17.667
EINKÄUFE UND SONSTIGE EXTERNE KOSTEN	37.410	36.723

⁽¹⁾ Die Brennstoffeinkäufe umfassen Kosten für Rohstoffe zur Energieerzeugung (Kernbrennstoffe, spaltbare Materialien, Kohle, Öl und Gas) sowie den Bezug von Dienstleistungen im Zusammenhang mit dem Kernbrennstoffkreislauf. In dieser Position sind auch die verbrauchten Treibhausgasemissionsrechte enthalten (siehe Anmerkung 1.19.1).
⁽²⁾ Der Energiebezug beinhaltet Stromabnahmeverpflichtungen. Der Anstieg der Energieeinkäufe ist hauptsächlich auf die gestiegenen Abnahmeverpflichtungen und die gestiegenen Gaseinkäufe zurückzuführen, die teilweise durch geringere Einkäufe auf den Märkten aufgrund der gestiegenen Kernkraft- und Wasserkraftproduktion ausgeglichen wurden.
⁽³⁾ Der Dienstleistungseinkauf beinhaltet die von der Tochtergesellschaft Enedis in Rechnung gestellten Netzzugangsentgelte. Ohne Berücksichtigung der Lieferung sanken die Dienstleistungseinkäufe im Jahr 2018 um 126 Mio. EUR.

ANMERKUNG 9 ANDERE STEUERN ALS ERTRAGSTEUERN

Die Zusammensetzung der sonstigen Steuern ohne Ertragsteuern stellt sich wie folgt dar:

(in Mio. EUR)	2018	2017
Steuern auf Löhne und Gehälter	180	174
Energiebezogene Steuern	1.240	1.249
Lokaler Wirtschaftsbeitrag	505	417
Grundsteuer	433	413
Sonstige Steuern	304	314
SUMME ANDERE STEUERN ALS ERTRAGSTEUERN	2.662	2.567

ANMERKUNG 10 PERSONALAUFWAND

(in Mio. EUR)	2018	2017
Löhne und Gehälter	3.711	3.831
Sozialbeiträge	2.854	2.923
PERSONALAUFWAND	6.565	6.754

Der Rückgang des Personalaufwands ist im Wesentlichen auf die geringere Mitarbeiterzahl zurückzuführen.

	2018			2017
	Führungskräfte	Nicht leitende Angestellte	Summe	Summe
IEG Status	27.388	33.371	60.759	62.493
Sonstige	1.879	2.289	4.168	4.084
DURCHSCHNITTLICHE MITARBEITERZAHL	29.267	35.660	64.927	66.577

Die durchschnittliche Mitarbeiterzahl wird auf Vollzeitbasis ausgewiesen.

ANMERKUNG 11 OPERATIVE ABSCHREIBUNGEN UND RÜCKSTELLUNGEN

11.1 ABSCHREIBUNGEN

(in Mio. EUR)	2018	2017
Abschreibungen auf immaterielle Vermögenswerte	235	216
Abschreibungen auf Sachanlagen:
- im Besitz von EDF ⁽¹⁾	2.991	2.864
- betrieben im Rahmen von Konzessionen ⁽²⁾	272	260
Summe Abschreibungen auf das Anlagevermögen	3.498	3.340
Sonstige Abschreibungen und aktive Rechnungsabgrenzungsposten	33	26
SUMME ABSCHREIBUNGEN	3.531	3.366

⁽¹⁾ Einschließlich 115 Mio. EUR beschleunigter Abschreibungen im Jahr 2017 aufgrund der Stilllegung von mit Öl befeuerten Kraftwerken.
⁽²⁾ Diese Abschreibung betrifft die öffentlichen Stromverteilungskonzessionen von Island Energy Systems und die Konzessionen für Wasserkraftwerke.

11.2 RÜCKSTELLUNGEN UND WERTBERICHTIGUNGEN

(in Mio. EUR)	2018	2017
Risikorückstellungen ⁽¹⁾	1.125	78
Pensionen und ähnliche Verpflichtungen	832	889
Entsorgung abgebrannter Kernbrennstoffe	488	443
Langfristige Entsorgung radioaktiver Abfälle	48	118
Stilllegung von Kernkraftwerken und letzten Kernen	52	2
Stilllegung von Wärme- und Wasserkraftwerken	22	19
Sonstige Aufwandsrückstellungen	120	160
Aufwandsrückstellungen	1.562	1.631
Wertminderung	253	366
SUMME RÜCKSTELLUNGEN UND WERTBERICHTIGUNGEN	2.940	2.075

⁽¹⁾ Der Anstieg zum 31. Dezember 2018 betrifft hauptsächlich Liefer- und Verkaufsverträge, darunter 737 Mio. EUR für den langfristigen Vertrag mit Dunkerque LNG (siehe Anmerkung 2.1 und Anmerkung 27).

ANMERKUNG 12 SONSTIGER BETRIEBSAUFWAND

Die sonstigen betrieblichen Aufwendungen belaufen sich im Jahr 2018 auf 1.743 Mio. EUR (Vorjahr 1.644 Mio. EUR) und umfassen insbesondere Verluste aus nicht einbringlichen Forderungen, Lizenzgebühren für Software, Kosten für im Laufe des Jahres verwendete Energiesparzertifikate und den Nettobuchwert der abgerissenen oder verschrotteten Vermögenswerte. Die Veränderung der sonstigen betrieblichen Aufwendungen im Jahr 2018 ist im Wesentlichen auf die gestiegenen Kosten im Zusammenhang mit Energiesparzertifikaten zurückzuführen.

ANMERKUNG 13 FINANZERGEBNIS

(in Mio. EUR)	2018	2017
Erträge aus Beteiligungen ⁽¹⁾	2.804	1.828
Erträge aus sonstigen Wertpapieren und Forderungen des Anlagevermögens ⁽²⁾	607	496
Zinsen und ähnliche Erträge und Aufwendungen ⁽³⁾	(948)	(1.325)
Auflösung von Rückstellungen und Wertberichtigungen sowie Gebührenübertragungen ⁽⁴⁾	315	948
Fremdwährungsergebnis	(330)	(172)
- Gewinne	1.239	2.256
- Verluste	(1.569)	(2.428)
Ergebnis aus dem Verkauf von marktfähigen Wertpapieren	(135)	(140)
- Nettoertrag	7	18
- Nettokosten	(142)	(158)
Finanzielle Abschreibungen, Rückstellungen und Wertminderungen ⁽⁵⁾ , einschließlich:	(4.069)	(2.623)
- Diskontaufwand für Leistungen an Arbeitnehmer	(574)	(585)
- Diskontaufwand für Nuklearrückstellungen	(2.365)	(1.881)
- Rückstellung für Finanzanlagen des zweckgebundenen Anlagevermögens ⁽⁶⁾	(618)	(28)
FINANZERGEBNIS	(1.756)	(988)

⁽¹⁾ Die Veränderung der erhaltenen Dividenden betrifft hauptsächlich:
⁽²⁾ In diesem Posten sind im Jahr 2018 Erträge in Höhe von 46 Mio. EUR (64 Mio. EUR im Jahr 2017) für die Deckung der CSPE-Finanzforderung enthalten.
⁽³⁾ Der Rückgang resultiert im Wesentlichen aus der Veränderung der unrealisierten Fremdwährungsgewinne oder -verluste aus Währungsinstrumenten (456 Mio. EUR).
⁽⁴⁾ Diese Veränderung ist hauptsächlich auf die Auflösung von Rückstellungen für unrealisierte Wechselkursverluste aus von EDF begebenen unbefristeten Anleihen und langfristigen Anleihen in Höhe von 524 Mio. EUR zurückzuführen, die zum 31. Dezember 2017 verbucht wurden und 2018 keinen Gegenwert aufwiesen (siehe Anmerkung 27).
⁽⁵⁾ Die Veränderung spiegelt im Wesentlichen den Effekt der Abzinsung von Rückstellungen für das Ende des Nuklearkreislaufs, die Stilllegung und die letzten Kerne in Höhe von (484) Mio. EUR wider. Im Jahr 2018 erhöhten sich die Abzinsungsaufwendungen für Nuklearrückstellungen, da der Rückgang des realen Abzinsungssatzes 2017/2018 stärker war als im Vergleichszeitraum 2016/2017 (der Satz betrug zum 31. Dezember 2018 2,4%, zum 31. Dezember 2017 2,6% und zum 31. Dezember 2016 2,7%).
⁽⁶⁾ Die Veränderung ist im Wesentlichen auf die ungünstige Entwicklung der Finanzmärkte im Jahr 2018 zurückzuführen.

ANMERKUNG 14 AUSSERORDENTLICHES ERGEBNIS

Zum 31. Dezember 2018 ergab sich aus Sondereinflüssen ein Jahresüberschuss von 939 Mio. EUR. Die wichtigsten Posten umfassen die folgenden:

―	Nettogewinne von 846 Mio. EUR aus dem Verkauf von Finanzanlagen aus den zweckgebundenen Vermögenswerten, der im Rahmen der operativen Portfolioverwaltung getätigt wurde;
―	Netto-Wertaufholungen von 65 Mio. EUR aus steuerlichen Überabschreibungen.

Zum 31. Dezember 2017 führten Sonderposten zu einem Nettoertrag von 1.232 Mio. EUR. Die wichtigsten Posten umfassen die folgenden:

―	einen Nettogewinn von 388 Mio. EUR aus dem Verkauf der CTE-Finanzanlagen nach Abschluss des RTE-Geschäfts (siehe Anmerkung 2.4);
―	Nettogewinne von 872 Mio. EUR aus dem Verkauf von Finanzanlagen aus den zweckgebundenen Vermögenswerten, der im Rahmen der operativen Portfolioverwaltung getätigt wurde;
―	Netto-Wertaufholungen von 62 Mio. EUR aus steuerlichen Überabschreibungen.

ANMERKUNG 15 ERTRAGSTEUERN

15.1 STEUERGRUPPE

Seit dem 1. Januar 1988 bilden EDF und bestimmte Tochtergesellschaften eine Gruppe, die dem nach französischem Steuerrecht bestehenden Steuerkonsolidierungssystem unterliegt (Artikel 223A bis 223U des französischen Steuergesetzes). Der steuerliche Konsolidierungskreis umfasst im Jahr 2018 234 Tochtergesellschaften, darunter Enedis, EDF International, EDF Renewables und Dalkia.

15.2 ERTRAGSTEUERVERBINDLICHKEITEN

Gemäß Artikel 223a des französischen Steuergesetzbuches ist EDF als Leiter der konsolidierten Steuergruppe die einzige Gesellschaft, die für die Zahlung der Ertragsteuern und der damit verbundenen Zusatzbeiträge verantwortlich ist.

Die Steuerkonsolidierungsvereinbarung zwischen den Mitgliedern der Steuergruppe sieht vor, dass die Vereinbarung neutral sein muss. In Anwendung dieses Grundsatzes zahlt jede Tochtergesellschaft der konsolidierenden Gesellschaft einen Beitrag zur Konzernertragsteuer in Höhe der Steuer, die sie gezahlt hätte, wenn sie separat besteuert worden wäre.

Die Steuerkonsolidierungsvereinbarung zwischen EDF und den in die Steuergruppe einbezogenen Tochtergesellschaften sieht vor, dass EDF verlustbringenden Tochtergesellschaften die durch ihre Verluste erzielte Steuerersparnis erstattet, wenn die betreffenden Unternehmen unter Beachtung der Standardvorschriften für die Nutzung steuerpflichtiger Verluste steuerpflichtige Gewinne erzielen.

Die Gesellschaft an der Spitze der Steuergruppe, EDF, wies für 2018 eine Ertragsteuerforderung von 756 Mio. EUR aus.

Die Aufschlüsselung lautet wie folgt:

―	Steuerforderung von 955 Mio. EUR für den steuerlichen Verlust von 2018;
―	Steuerforderung in Höhe von 235 Mio. EUR für das außerordentliche Ergebnis;
―	ein Aufwand von 36 Mio. EUR für Anpassungen aus der Steuerkonsolidierung.

15.3 STEUERGUTSCHRIFT FÜR WETTBEWERBSFÄHIGKEIT UND BESCHÄFTIGUNG (CICE)

Die im Jahr 2018 im Rahmen des französischen CICE-Steuergutschriftverfahrens für 2017 erhaltenen Beträge dienten der Finanzierung der Investitions- und Rekrutierungsmaßnahmen der Gesellschaft.

15.4 LATENTE STEUERN

Latente Steuern werden in den Einzelabschlüssen von EDF nicht berücksichtigt. Latente Steuern resultieren aus Unterschieden zwischen den steuerlichen Wertansätzen und den Werten in der Konzernbilanz. Sie entstehen in der Regel durch zeitliche Differenzen bei der Erfassung von Erträgen und Aufwendungen:

―	die latenten Steueransprüche spiegeln Aufwendungen wider, die in zukünftigen Jahren steuerlich absetzbar sind, oder Verlustvorträge, die das zu versteuernde Einkommen in der Zukunft mindern;
―	die latenten Steuerverbindlichkeiten spiegeln entweder den vorgezogenen Steuerabzug künftiger Buchhaltungskosten oder Buchgewinne wider, die in zukünftigen Jahren steuerpflichtig sein werden und das zu versteuernde Einkommen in der Zukunft erhöhen werden.

Die Entwicklung der latenten Steuern stellt sich wie folgt dar:

(in Mio. EUR)	31.12.2018	31.12.2017	Veränderung
1. Zeitliche Differenzen, die zu einem latenten Steueranspruch führen
- Nicht abzugsfähige Rückstellungen ⁽¹⁾	(15.385)	(13.925)	(1.460)
- Finanzinstrumente und unrealisierte Kursgewinne	(1.067)	43	(1.110)
- Sonstige	(404)	(312)	(92)
SUMME DER LATENTEN STEUERANSPRÜCHE ZUM STANDARDSATZ	(16.856)	(14.194)	(2.662)
2. Zeitliche Differenzen, die zu einer latenten Steuerverbindlichkeit führen
- Finanzinstrumente und unrealisierte Kursverluste	3.758	19	3.739
- Sonstige	2.149	1.926	223
SUMME DER LATENTEN STEUERVERBINDLICHKEITEN ZUM STANDARDSATZ	5.907	1.945	3.962
- Noch nicht versteuerte Veräußerungsgewinne nach Abzug von Veräußerungsverlusten	-	-	-
- Rückstellungen für Verluste, die mit 15% zu versteuern sind	-	(8)	8
SUMME LATENTE STEUERVERBINDLICHKEITEN MIT REDUZIERTEM STEUERSATZ	-	(8)	8
BEMESSUNGSGRUNDLAGE FÜR LATENTE STEUERN	(10.949)	(12.257)	1.308
Zukünftige Nettosteueransprüche zum Standardsatz ⁽²⁾	3.099	3.338	(239)
Zukünftige Nettosteuerverbindlichkeit zum reduzierten Satz	-	1	(1)

⁽¹⁾ Hauptsächlich in Bezug auf Personalleistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses.
⁽²⁾ Bei Anwendung eines Körperschaftsteuersatzes von 25,82% auf langfristige zeitliche Differenzen.

BILANZ

ANMERKUNG 16 BRUTTOWERTE DER IMMATERIELLEN UND MATERIELLEN VERMÖGENSWERTE

(in Mio. EUR)	Bruttowert zum 31.12.2017	Zunahmen	Abnahmen	Bruttowert zum 31.12.2018
Software	1.586	303	57	1.832
Sonstige	247	22	10	259
Immaterielle Vermögenswerte	1.833	325	67	2.091
Grundstücke	119	3	11	111
Gebäude	10.600	346	71	10.875
Kernkraftwerke	56.106	3.322	1.050	58.378
Maschinen und Anlagen mit Ausnahme von Netzwerken	13.091	376	231	13.236
EDF-eigene Netzwerke	1.027	26	1	1.052
Sonstige	1.590	151	67	1.674
Sachanlagen im Besitz von EDF	82.533	4.224	1.431	85.326
Grundstücke	40	7	-	47
Gebäude	10.032	139	5	10.166
Maschinen und Anlagen mit Ausnahme von Netzwerken	1.570	57	15	1.612
Konzessionsnetze	2.753	127	14	2.866
Sonstige	20	-	-	20
Im Rahmen von Konzessionen betriebenes Sachanlagevermögen ⁽¹⁾	14.415	330	34	14.711
Sachanlagen ⁽²⁾	16.132	5.396	4.263	17.265
Immaterielle Vermögenswerte ⁽²⁾	707	405	336	776
Erhaltene Anzahlungen und Abschlagszahlungen aus Bestellungen	3.004	69	-	3.073
Anlagen im Bau	19.843	5.870	4.599	21.114
SUMME IMMATERIELLE UND MATERIELLE VERMÖGENSWERTE ⁽³⁾	118.624	10.749	6.131	123.242

⁽¹⁾ Die im Rahmen von Konzessionen betriebenen Vermögenswerte betreffen die öffentlichen Stromverteilungskonzessionen von Island Energy Systems und die Konzessionen für Wasserkraftwerke.
⁽²⁾ Die Investitionen im Berichtsjahr betrafen im Wesentlichen Ausrüstungen für bestehende Kraftwerke und den Bau der EPR-Anlage Flamanville 3. In den immateriellen Vermögenswerten, die sich in der Entwicklung befinden, sind derzeit laufende Studien für das EPR 2-Projekt in Höhe von 281 Mio. EUR enthalten.
⁽³⁾ Der aktivierte Wert des Flamanville 3 EPR-Projekts im Jahresabschluss zum 31. Dezember 2018 beträgt 10.552 Mio. EUR ^* (10.312 Mio. EUR in Sachanlagen im Bau und 241 Mio. EUR in Sachanlagen in Betrieb). In diesem Betrag sind neben den Baukosten ein Bestand an Ersatzteilen und aktivierte Beträge in Höhe von 328 Mio. EUR für verwandte Projekte (insbesondere die anfängliche umfassende Inspektion und die Erschließung des Nordbereichs) sowie 520 Mio. EUR für Vorlaufkosten und sonstige Sachanlagen im Zusammenhang mit dem Flamanville-Projekt enthalten, so dass sich die Gesamtbaukosten auf einen historischen Wert von 9.704 Mio. EUR belaufen. Die zum 31. Dezember 2018 erfassten Abschreibungen auf in Betrieb befindliche Vermögenswerte belaufen sich auf 50 Mio. EUR.

^* Zinsen werden im Abschluss der Muttergesellschaft nicht aktiviert.

ANMERKUNG 17 ABSCHREIBUNGEN UND WERTMINDERUNGEN VON IMMATERIELLEN UND MATERIELLEN VERMÖGENSWERTEN

(in Mio. EUR)	31.12.2017	Zunahmen	Abnahmen	31.12.2018
Software	772	229	51	950
Sonstige	128	6	10	124
Immaterielle Vermögenswerte	900	235	61	1.074
Grundstücke und Gebäude	7.142	255	59	7.338
Kernkraftwerke	39.414	2.303	1.338	40.379
Maschinen und Anlagen mit Ausnahme von Netzwerken	8.448	419	226	8.641
EDF-eigene Netzwerke	474	28	-	502
Sonstige	989	136	64	1.061
Sachanlagen im Besitz von EDF	56.467	3.141	1.687	57.921
Grundstücke und Gebäude	6.342	142	5	6.479
Maschinen und Anlagen mit Ausnahme von Netzwerken	1.052	29	15	1.066
Konzessionsnetze	1.140	73	13	1.200
Sonstige	10	-	-	10
Im Rahmen von Konzessionen betriebenes Sachanlagevermögen	8.544	244	33	8.755
Sachanlagen im Bau	188	29	40	177
SUMME ABSCHREIBUNGEN UND WERTMINDERUNGEN	66.099	3.649	1.821	67.927

17.1 WERTHALTIGKEITSTESTS FÜR VERMÖGENSWERTE

Das integrierte Management und die gegenseitige Abhängigkeit der verschiedenen Erzeugungsanlagen der französischen Flotte (Kern-, Wärme- und Wasserkraftwerke) haben, unabhängig von ihren maximalen technischen Kapazitäten, dazu geführt, dass EDF die gesamte Flotte als eine einzige ZGE betrachtet.

Auch wenn kein Hinweis auf eine Wertminderung vorliegt, wird aufgrund des hochsignifikanten Werts dieser ZGE im Jahresabschluss und ihrer erheblichen Abhängigkeit von Marktpreisen, seit dem Wegfall der regulierten "gelben" und "grünen" Tarife zum 1. Januar 2016, ein Werthaltigkeitstest durchgeführt.

Der erzielbare Wert der Erzeugungsflotte wird geschätzt, indem zukünftige Cashflows nach der üblichen Methode, die in Anmerkung 1.6 beschrieben ist, über die Nutzungsdauer der Vermögenswerte unter Verwendung eines Nachsteuer-WACC von 5,2% zum 31. Dezember 2018 diskontiert werden. Für derzeit in Betrieb befindliche kerntechnische Anlagen (mit Ausnahme von Fessenheim) wird in der Grundbewertung von EDF davon ausgegangen, dass die Nutzungsdauer im Einklang mit der Industriestrategie auf 50 Jahre verlängert wird. Die Nuklearkapazität bleibt im Test nach dem französischen Energieumwandlungsgesetz auf 63,2 GW begrenzt.

Die Annahme stabiler Renditen bei einer Kapazität von 10 €/KW wird langfristig im Einklang mit der Analyse der im Benchmark-Szenario verwendeten Systemgrundlagen angenommen. Der durchschnittliche Auktionspreis im Jahr 2018 lag bei 18 €/KW.

Der Werthaltigkeitstest deutete auf eine signifikante positive Differenz zwischen dem erzielbaren Wert und dem Buchwert der Erzeugungsflotte hin, unterstützt durch den leichten Anstieg der Strompreise am Markthorizont und die Umsetzung von Sparplänen. Die sich aus dem Test ergebende Marge ist gegenüber dem 31. Dezember 2017 leicht rückläufig, hauptsächlich aufgrund niedrigerer langfristiger Preisszenarien und weil das ARENH-System kurzfristig nicht den gesamten Wert erfassen kann, der mit höheren Terminkursen verbunden ist.

Die Hauptannahmen des Tests sind die Nutzungsdauer der nuklearen Anlagen, das langfristige Preisszenario, der Diskontierungssatz, die Entwicklung der Kosten und Investitionen sowie die angenommene Kapazitätsprämie. Jede dieser Annahmen wurde einer Sensitivitätsanalyse unterzogen, die das Vorhandensein einer positiven Differenz zwischen dem erzielbaren Betrag und dem Buchwert nicht in Frage stellt. Bei dem zum 31. Dezember 2018 durchgeführten Test wurde auch die Sensitivität berücksichtigt, die mit den Vorschlägen für die vorzeitige Stilllegung bestimmter Kernkraftwerke verbunden ist, die im vorgeschlagenen mehrjährigen Energieprogramm festgelegt sind. Dies hatte keinen Einfluss auf die Schlussfolgerungen des Tests.

ANMERKUNG 18 FINANZANLAGEN

18.1 VERÄNDERUNG DER FINANZANLAGEN

(in Mio. EUR)	Bruttowert zum 31.12.2018	Bruttowert zum 31.12.2017
Beteiligungen ⁽¹⁾	59.207	58.594
Forderungen aus Beteiligungen	51	55
Finanzanlagen ⁽²⁾	20.790	17.875
Sonstige Anlagen	286	269
CSPE-Forderung ⁽³⁾	2.060	3.294
Darlehen an Tochtergesellschaften und sonstige Finanzanlagen ⁽⁴⁾	10.485	9.095
SUMME FINANZANLAGEN, BRUTTO	92.879	89.182
Wertminderungen von Beteiligungen und damit verbundenen Forderungen	(307)	(204)
Wertminderung von Finanzanlagen	(716)	(55)
SUMME WERTMINDERUNG	(1.023)	(259)
SUMME FINANZANLAGEN, NETTO	91.856	88.923

⁽¹⁾ Die Veränderung der Kapitalanlagen entspricht im Wesentlichen: - zusätzlichen 94 Mio. EUR aus der Bewertung der Anteile an Framatome. Zum 31. Dezember 2018 wurde die 75,5% -Beteiligung an Framatome mit einem Wert von 1.988 Mio. EUR einschließlich Anschaffungskosten ausgewiesen.- Neuinvestitionen von EDF Invest (siehe Anmerkung 38.2.5): - Zeichnung der Kapitalerhöhung von EDF Nam Theun Holding, die einen Staudamm in Laos besitzt (437 Mio. EUR); - Zeichnung der Kapitalerhöhung von C45, Eigentümerin der Windparks in Großbritannien (99 Mio. EUR).
⁽²⁾ Die Veränderungen bei den Wertpapieren des Anlagevermögens resultieren hauptsächlich aus dem Erwerb und der Veräußerung von zweckgebundenen Vermögenswerten im Berichtszeitraum, aus denen 2018 ein Nettogewinn von 846 Mio. EUR resultierte (siehe Anmerkung 14). Diese Gewinne werden in das zweckgebundene Vermögensportfolio reinvestiert.
⁽³⁾ Diese Forderung besteht aus dem aufgelaufenen Fehlbetrag zum 31. Dezember 2015 als Ausgleich für die öffentlichen Energiedienstleistungsentgelte (CSPE) und den damit verbundenen Finanzierungskosten. Die im Jahr 2018 erhaltenen Erstattungen belaufen sich auf 1.281 Mio. EUR einschließlich Zinsen (954 Mio. EUR in 2017) (siehe Anmerkung 3.5) gemäß dem Tilgungsplan.
⁽⁴⁾ Die Darlehen an Tochterunternehmen beliefen sich zum 31. Dezember 2018 auf 10.426 Mio. EUR, darunter 6.404 Mio. EUR für EDF International, 1.325 Mio. EUR für Dalkia, 1.063 Mio. EUR für EDF Renewables, 788 Mio. EUR für PEI und 502 Mio. EUR für Enedis.

18.2 TOCHTERGESELLSCHAFTEN UND BETEILIGUNGEN VON MINDESTENS 50% DES KAPITALS

(in Mio. EUR)	Bruttobuchwert der Aktien im Besitz	Wertminderung erfasst zum 31.12.2018	Kapital in % im Besitz	Eigenkapital 2017	Nettoertrag 2017	Erhaltene Dividenden in 2018
I. Tochtergesellschaften
- Holdinggesellschaften
EDEV	6.891	-	100	6.431	123	926
EDF International	25.930	-	100	19.273	(701)	-
EDF Production Electrique Insulaire SAS	561	-	100	912	118	92
EDF Holding SAS	1.950	-	100	2.080	n.w.	581
C3	11.196	-	100	11.434	122	116
EDF Immo	1.361	-	100	1.530	137	130
EDF Group Support Services	n.w.	-	100	n.w.	n.w.	-
CTE	2.705	-	50,1	5.440	203	157
C45	99	-	-	-	-	-
EDF Nam Theun Holding	437	-	-	-	-	-
Sonstige Unternehmen	1.935	37	100	1.987	62	177
- Industrie- und Handelsunternehmen
Frankreich
Centrale Electrique Rhenane de Gambsheim	3	-	50	10	-	-
Dalkia Investissement	200	77	100	177	24	90
Dalkia France	967	-	100	541	(40)	n.w.
Enedis	2.700	-	100	5.077	609	513
Framatome	1.988	-	75,5	2.391	1	-
Edvance	12	-	80	(6)	(6)	-
Sonstige Länder		-
Emosson	14	14	50	120	-	-
Rheinkraftwerk Iffezheim (RKI)	3	-	50	105	3	-
Forces Motrices du Châtelot	n.w.	-	50	8	n.w.	n.w.
- Sonstige Unternehmen (GIE EIFER)	124	121	-	-	-	-
GESAMT	59.076	249				2.782

(in Mio. EUR)	Umsatz 2017
I. Tochtergesellschaften
- Holdinggesellschaften
EDEV	-
EDF International	1
EDF Production Electrique Insulaire SAS	722
EDF Holding SAS	-
C3	-
EDF Immo	-
EDF Group Support Services	143
CTE	-
C45	-
EDF Nam Theun Holding	-
Sonstige Unternehmen	5
- Industrie- und Handelsunternehmen
Frankreich
Centrale Electrique Rhenane de Gambsheim	5
Dalkia Investissement	n.w.
Dalkia France	2.102
Enedis	14.083
Framatome	-
Edvance	10
Sonstige Länder
Emosson	30
Rheinkraftwerk Iffezheim (RKI)	16
Forces Motrices du Châtelot	4
- Sonstige Unternehmen (GIE EIFER)	-
SUMME I

n.w.: nicht wesentlich (weniger als 500.000 EUR).

CTE ist das Unternehmen, das 100% der RTE besitzt.

18.3 TOCHTERGESELLSCHAFTEN UND BETEILIGUNGEN UNTER 50%

(in Mio. EUR)	Bruttobuchwert der Aktien im Besitz	Wertminderung erfasst zum 31.12.2018	Kapital in % im Besitz	Eigenkapital 2017	Nettoertrag 2017	Erhaltene Dividenden 2018
I. Tochtergesellschaften
Summe I Vortrag	59.076	249				2.782
II Beteiligungen
II.1 Unternehmen, an denen EDF einen Anteil zwischen 10% und 50% hält
- Industrie- und Handelsunternehmen
Frankreich
Trimet France	130	58	35	289	23	6
Summe II.1	130	58				6
II.2 Unternehmen, an denen EDF einen Anteil von weniger als 10% hält
Sonstige Unternehmen	-	-	-	-	-	-
Sonstige Länder
Forces Motrices de Mauvoisin	1	-	10	102	5	n.w.
Summe II.2	1	-				-
Summe II	131	58				6
Summe Beteiligungen, brutto	59.207	307				2.788
SUMME BETEILIGUNGEN NETTO	58.900

n.w.: nicht wesentlich (weniger als 500.000 EUR).

18.4 WERTPAPIERPORTFOLIO

	Zum Jahresbeginn			Zum Jahresende
(in Mio. EUR)	Bruttobuchwert	Nettobuchwert	Zeitwert	Bruttobuchwert	Nettobuchwert	Zeitwert
WERT DER ANLAGEPAPIERE	17.875	17.825	19.717	20.790	20.136	20.830

Zum 31. Dezember 2018 umfasst das Wertpapierportfolio 20.136 Mio. EUR an zweckgebundenem Vermögen.

18.5 VERÄNDERUNG DER EIGENEN AKTIEN

Der Vorstand hat ein von der Hauptversammlung vom 9. Juni 2006 genehmigtes Aktienrückkaufprogramm bis zu einer Höhe von 10% der Gesamtzahl der Aktien des Grundkapitals der Gesellschaft durchgeführt. Die anfängliche Laufzeit des Programms betrug 18 Monate, die dann jedes Jahr durch stillschweigende Vereinbarung um 12 Monate verlängert wurde.

Für dieses Programm besteht ein Liquiditätsvertrag, wie von der französischen Marktregulierung AMF gefordert.

(in Mio. EUR)	Bruttowert zum 31.12.2017	Zunahmen	Abnahmen	Bruttowert zum 31.12.2018
EIGENE AKTIEN	37	200	(184)	53

Zum 31. Dezember 2018 repräsentieren die im Wertpapierbestand enthaltenen eigenen Aktien 3.677.425 Aktien im Gesamtwert von 53 Mio. EUR.

18.6 FINANZDARLEHEN UND -FORDERUNGEN IN VERBINDUNG MIT BETEILIGUNGEN

	Liquidität			Bruttowert	Bruttowert
(in Mio. EUR)	< 1 Jahr	1 - 5 Jahre	>5 Jahre	zum 31.12.2018	zum 31.12.2017
Forderungen aus Beteiligungen	2	-	49	51	55
CSPE-Forderung	1.400	660	-	2.060	3.294
Darlehen und sonstige Finanzanlagen	1.143	7.657	1.685	10.485	9.095
FINANZIELLE DARLEHEN UND FORDERUNGEN IM ZUSAMMENHANG MIT BETEILIGUNGEN	2.545	8.317	1.734	12.596	12.444

ANMERKUNG 19 VORRÄTE UND UNFERTIGE ERZEUGNISSE

	31.12.2018			31.12.2017
(in Mio. EUR)	Bruttowert	Rückstellungen	Nettobetrag	Bruttowert	Rückstellungen	Nettobetrag
Kernbrennstoff	8.486	(6)	8.480	8.693	(15)	8.678
Sonstige Rohstoffe	139	-	139	123	-	123
Sonstige Lieferungen	1.438	(183)	1.255	1.186	(179)	1.007
Unfertige Erzeugnisse und sonstige Vorräte	33	-	33	161	-	161
GESAMTVORRÄTE	10.096	(189)	9.907	10.163	(194)	9.969

ANMERKUNG 20 SONSTIGES UMLAUFVERMÖGEN

	Liquidität			Bruttowert	Bruttowert
(in Mio. EUR)	< 1 Jahr	1 - 5 Jahre	>5 Jahre	zum 31.12.2018	zum 31.12.2017
Anzahlungen auf Bestellungen	350	93	247	690	786
- Forderungen aus Lieferungen und Leistungen
In Rechnung gestellte Beträge	2.064	-	-	2.064	2.524
Nicht in Rechnung gestellte Forderungen ⁽¹⁾	13.354	-	-	13.354	12.972
- Sonstige operative Forderungen ⁽²⁾	5.474	24	178	5.676	5.749
Operative Forderungen	20.892	24	178	21.094	21.245
Geldmarktinstrumente ⁽³⁾	773	603	1.229	2.605	2.096
Aktive Rechnungsabgrenzungsposten	692	315	442	1.449	1.358
SUMME UMLAUFVERMÖGEN	22.707	1.035	2.096	25.838	25.485

⁽¹⁾ Im Wesentlichen Forderungen aus Energielieferungen, die 2018 nicht abgerechnet wurden.
⁽²⁾ Darin enthalten sind Forderungen gegenüber dem Staat in Höhe von 4.192 Mio. EUR, die sich auf andere Steuern als Steuern vom Einkommen und vom Ertrag beziehen, sowie Forderungen in Höhe von 783 Mio. EUR für Ausgleichszahlungen für öffentliche Energiedienstleistungsgebühren (CSPE) (1.140 Mio. EUR in 2017). Der Rest der CSPE-Forderung wird unter "Finanzanlagen" ausgewiesen (siehe Anmerkung 18.1).
⁽³⁾ Unrealisierte Gewinne aus Deviseninstrumenten.

ANMERKUNG 21 MARKTGÄNGIGE WERTPAPIERE

(in Mio. EUR)	31.12.2018	31.12.2017	Veränderung
Eigene Aktien	3	3	-
Investmentfonds	2.868	2.650	218
Handelbare Schuldtitel (Euro oder sonstige Währungen), die innerhalb von 3 Monaten fällig werden	175	-	175
Handelbare Schuldtitel (Euro oder sonstige Währungen), die nach 3 Monaten fällig werden	3.468	3.093	375
Anleihen	7.969	7.179	790
Aufgelaufene Zinsen und sonstige marktgängige Wertpapiere	2.430	1.613	817
Gesamtbruttowert	16.913	14.538	2.375
Rückstellungen	(52)	(11)	(41)
GESAMTNETTOWERT	16.861	14.527	2.334

ANMERKUNG 22 VERÄNDERUNG DER IN DER KAPITALFLUSSRECHNUNG AUSGEWIESENEN BARMITTEL UND BARMITTELÄQUIVALENTE

(in Mio. EUR)	31.12.2018	31.12.2017	Veränderung
Marktfähige Wertpapiere	16.913	14.538	2.375
Barmittel und Barmitteläquivalente	4.619	5.110	(491)
Zwischensumme der Bilanzaktiva	21.532	19.648	1.884
Auf Euro lautende Investmentfonds	(2.868)	(2.650)	(218)
Handelbare Schuldtitel (Euro) mit einer Laufzeit von mehr als 3 Monaten	(2.202)	(2.125)	(77)
Handelbare Schuldtitel (nicht auf Euro lautend) mit einer Laufzeit innerhalb von 3 Monaten	(175)	-	(175)
Handelbare Schuldtitel (nicht auf Euro lautend) mit einer Laufzeit von mehr als 3 Monaten	(1.266)	(968)	(298)
Anleihen	(7.969)	(7.179)	(790)
Eigene Aktien	(3)	(3)	-
Aufgelaufene Zinsen und sonstige marktgängige Wertpapiere	(2.430)	(1.613)	(817)
In der Kapitalflussrechnung unter den Finanzanlagen ausgewiesene Wertpapiere des Umlaufvermögens	(16.913)	(14.538)	(2.375)
Barvorschüsse an Tochtergesellschaften (Cash-Pooling-Vereinbarungen), die unter "Sonstige operative Forderungen" in der Bilanz ausgewiesen werden	-	-	-
Barvorschüsse von Tochtergesellschaften (Cash-Pooling-Vereinbarungen), die unter "Sonstige operative Verbindlichkeiten" in der Bilanz ausgewiesen werden	(6.182)	(7.985)	1.803
Barmittel und Barmitteläquivalente, Endsaldo in der Kapitalflussrechnung ^*	(1.563)	(2.875)	1.312
Eliminierung der Auswirkungen von Währungsschwankungen			13
Eliminierung des Nettofinanzertrags aus Barmitteln und Barmitteläquivalenten			(52)
NETTOVERÄNDERUNG DER BARMITTEL UND BARMITTELÄQUIVALENTE IN DER KAPITALFLUSSRECHNUNG ^*			1.273

^* Siehe Kapitalflussrechnung.

Im Jahr 2018 werden die Kassenbestände aller Tochterunternehmen in der Kapitalflussrechnung nach Autonomiekriterien klassifiziert.

Ein Unternehmen gilt als nicht autonom, wenn es eine Holdinggesellschaft ist, den größten Teil seines Umsatzes mit Unternehmen des EDF Konzerns erzielt oder nicht den Status eines Arbeitgebers hat.

Die als nicht autonom eingestuften Haupttöchter sind C2, C3, EDF Holding und EDF International, und die als autonom eingestuften Haupttöchter sind Enedis, PEI, Sofilo und GGF.

In der Kapitalflussrechnung werden nun die Kassenbestände autonomer Tochterunternehmen als Abzug von "Barmitteln und Barmitteläquivalenten" ausgewiesen. Die Kassenbestände nicht autonomer Tochterunternehmen sind in den Bestandteilen der Veränderung des Umlaufvermögens enthalten.

ANMERKUNG 23 UNREALISIERTE FREMDWÄHRUNGSVERLUSTE

Die unrealisierten Fremdwährungsverluste belaufen sich zum 31. Dezember 2018 auf 767 Mio. EUR und spiegeln im Wesentlichen die Entwicklung des US-Dollars und des britischen Pfunds wider (572 Mio. EUR zum 31. Dezember 2017).

ANMERKUNG 24 EIGENKAPITALVERÄNDERUNGEN

(in Mio. EUR)	Kapital	Rücklagen und Prämien	Gewinnrücklagen und Zwischendividenden	Gewinn oder Verlust für das Geschäftsjahr	Investitionszuschüsse	Steuerlich geregelte Rückstellungen
Zum 31. Dezember 2016	1.055	13.627	2.311	5.517	169	6.132
Allokation des Nettoertrags 2016	-	4	4.412	(4.416)	-	-
Gewinn 2017	-	-	-	1.924	-	-
Kapitalerhöhung vom 31. März 2017	316	3.689	-	-	-	-
Kapitalerhöhung vom 30. Juni 2017	73	951	-	-	-	-
Dividendenausschüttung	-	-	1	(1.101)	-	-
Kapitalerhöhung vom 11. Dezember 2017	20	378	-	-	-	-
Zwischendividende	-	-	(433)	-	-	-
Sonstige Änderungen	-	2	84 ⁽¹⁾	-	(6)	(34)
Zum 31. Dezember 2017	1.464	18.651	6.375	1.924	163	6.098
Allokation des Nettoertrags 2017	-	41	973	(1.014)	-	-
Gewinn 2018	-	-	-	1.591	-	-
Kapitalerhöhung vom 19. Juni 2018	41	806	-	-	-	-
Dividendenausschüttung	-	-	1	(910)	-	-
Zwischendividende	-	-	(451)	-	-	-
Sonstige Änderungen	-	(4)	1	-	3	(42)
ZUM 31. DEZEMBER 2018	1.505	19.494	6.900	1.591	166	6.056

(in Mio. EUR)	Summe Eigenkapital
Zum 31. Dezember 2016	28.812
Allokation des Nettoertrags 2016	-
Gewinn 2017	1.924
Kapitalerhöhung vom 31. März 2017	4.005
Kapitalerhöhung vom 30. Juni 2017	1.024
Dividendenausschüttung	(1.100)
Kapitalerhöhung vom 11. Dezember 2017	398
Zwischendividende	(433)
Sonstige Änderungen	46
Zum 31. Dezember 2017	34.676
Allokation des Nettoertrags 2017	-
Gewinn 2018	1.591
Kapitalerhöhung vom 19. Juni 2018	847
Dividendenausschüttung	(909)
Zwischendividende	(451)
Sonstige Änderungen	(42)
ZUM 31. DEZEMBER 2018	35.712

⁽¹⁾ Auswirkungen der Anwendung der Sicherungsbilanzierung in Übereinstimmung mit der ANC-Regelung 2015-05.

24.1 AKTIENKAPITAL

Zum 31. Dezember 2018 beträgt das Grundkapital von EDF 1.505.133.838 EUR, bestehend aus 3.010.267.676 voll gezeichneten und eingezahlten Aktien mit einem Nennwert von je 0,50 EUR, die sich zu 83,67% im Besitz des französischen Staates, zu 15,06% im Besitz der Öffentlichkeit (institutionelle und private Investoren) und zu 1,15% im Besitz von aktuellen und pensionierten Konzernmitarbeitern befinden, wobei 0,12% von EDF als eigene Aktien gehalten werden.

Im Juni 2018 führte die Zahlung eines Teils der Dividende für 2017 in Form einer Scrip-Dividende zu einer Erhöhung des Grundkapitals um 41 Mio. EUR und einem Ausgabeaufschlag von 806 Mio. EUR nach Ausgabe von 82.828.872 neuen Aktien. Die Formalitäten für diesen Vorgang wurden im Juni 2018 abgeschlossen.

Gemäß Artikel L. 111-67 des französischen Energiegesetzes muss der französische Staat jederzeit mehr als 70% des Kapitals von EDF halten.

24.2 DIVIDENDEN

Die Hauptversammlung vom 15. Mai 2018 beschloss die Ausschüttung einer ordentlichen Dividende von 0,46 EUR je Aktie für das Geschäftsjahr 2017 und bot den Aktionären die Wahl zwischen einer Bar- oder Aktienzahlung (Scrip-Option).

In Anwendung von Artikel 24 der Satzung der Gesellschaft erhalten Aktionäre, die ihre Aktien am Jahresende mindestens 2 Jahre lang kontinuierlich gehalten haben und sie zum Zeitpunkt der Dividendenausschüttung noch halten, einen Bonus von 10% auf ihre Dividenden. Die Anzahl der Aktien, die Anspruch auf die Bonusdividende haben, darf 0,5% des Grundkapitals der Gesellschaft je Aktionär nicht übersteigen. Die Bonusdividende beträgt 0,506 EUR je Aktie.

Da am 11. Dezember 2017 Zwischendividenden von 0,15 EUR je Aktie in Form von Bargeld oder Aktien (Scrip-Option) gezahlt wurden, betrug der für 2017 zu zahlende Saldo 0,31 EUR je Aktie, die von der Stammdividende profitiert, und 0,356 EUR je Aktie, die von der Bonusdividende profitiert. Der Saldo der Dividende wurde am 19. Juni 2018 ausgezahlt.

Die französische Regierung entschied sich im Rahmen der Ausschüttung 2017 für die Scrip-Dividende.

Der Betrag der Bardividende an Aktionäre, die sich nicht für die Scrip-Dividende für 2017 entschieden haben, belief sich auf 60 Mio. EUR.

Am 6. November 2018 beschloss der Vorstand von EDF, für 2018 eine Zwischendividende von 0,15 EUR je Aktie auszuschütten. Diese Zwischendividende in Höhe von insgesamt 451 Mio. EUR wurde am 10. Dezember 2018 vollständig in bar ausgezahlt.

ANMERKUNG 25 ZUSÄTZLICHES EIGENKAPITAL

Das zusätzliche Eigenkapital zum 31. Dezember 2018 setzt sich aus den von EDF im Januar 2013 und Januar 2014 begebenen nachrangigen Anleihen im Wert von 5.223 Mio. EUR bzw. 3.635 Mio. EUR (abzüglich der Rückzahlungsprämien), nach Abzug der am 3. Oktober 2018 und 2013 vorgenommenen Rückzahlung, zusammen. Die im Jahr 2018 begebenen Anleihen beliefen sich auf insgesamt 1.250 Mio. EUR (siehe Anmerkungen 2.3 und 2.4).

Bereinigt um Wechselkursschwankungen, die Abschreibung der Rücknahmeprämie über das Jahr und die oben genannten Vorgänge, ergibt sich zum 31. Dezember 2018 ein zusätzliches Eigenkapital von 10.620 Mio. EUR.

Die Auszahlungen an die Inhaber unbefristeter nachrangiger Anleihen beliefen sich im Jahr 2018 auf 551 Mio. EUR (im Jahr 2017 auf 551 Mio. EUR). Dieser Aufwand wird in den "Zinsen und ähnlichen Erträgen und Aufwendungen" erfasst (siehe Anmerkung 13).

UNBEFRISTETE NACHRANGANLEIHEN

(in Mio. von Währungseinheiten)
Ausgabedatum	Betrag	Währung	Einlöseoption	Rate
01/2013	338	EUR	7 Jahre	4,25%
01/2013	1.250	EUR	12 Jahre	5,38%
01/2013	1.250	GBP	13 Jahre	6,00%
01/2013	3.000	USD	10 Jahre	5,25%
01/2014	1.500	USD	10 Jahre	5,63%
01/2014	662	EUR	8 Jahre	4,13%
01/2014	1.000	EUR	12 Jahre	5,00%
01/2014	750	GBP	15 Jahre	5,88%
10/2018	1.250	EUR	6 Jahre	4,00%

ANMERKUNG 26 VERPFLICHTUNGEN AUS SONDERKONZESSIONEN

(in Mio. EUR)	31.12.2018	31.12.2017
	108	107
Differenz aus der Neubewertung	840	860
Zusätzliche Abschreibungen	240	198
Rechte an Wasserkraft-Konzessionsvermögen	1.188	1.165
Wert in Form von Sachwerten	1.746	1.695
Nicht abgeschriebene Finanzierung durch den Betreiber	(1.073)	(1.026)
Abschreibung der Finanzierung durch den Konzessionsgeber	332	319
Erhaltene Zuschüsse für im Rahmen von Konzessionen im Bau befindliche Anlagen	6	6
Rechte an öffentlichen Vertriebskonzessionen ⁽¹⁾	1.011	994
SUMME VERPFLICHTUNGEN AUS SONDERKONZESSIONEN	2.199	2.159

⁽¹⁾ Die Rechte an öffentlichen Vertriebskonzessionen betreffen die öffentliche Stromverteilungskonzession von Island Energy Systems (SEI).

ANMERKUNG 27 RISIKORÜCKSTELLUNGEN

		Zunahmen		Abnahmen
(in Mio. EUR)	31.12.2017	Operative ⁽¹⁾	Finanzielle ⁽²⁾	Verwendungen	Auflösungen	Finanzielle
Rückstellungen für unrealisierte Kursverluste	572	-	215	-	-	(20)
Rückstellungen für Verluste aus Aufträgen	510	900	14	(89)	(39)	-
Rückstellungen für sonstige Risiken	302	225	-	(9)	(37)	-
RISIKORÜCKSTELLUNGEN	1.384	1.125	229	(98)	(76)	(20)

(in Mio. EUR)	Sonstige	31.12.2018
Rückstellungen für unrealisierte Kursverluste	-	767
Rückstellungen für Verluste aus Aufträgen	150	1.446
Rückstellungen für sonstige Risiken	(150)	331
RISIKORÜCKSTELLUNGEN	-	544

⁽¹⁾ Die Erhöhung der Rückstellungen für Verluste aus Aufträgen betrifft im Wesentlichen den langfristigen Vertrag mit Dunkerque LNG (Erhöhung um 737 Mio. EUR, siehe Anmerkung 2.1).
⁽²⁾ Die Erhöhung der Rückstellungen für unrealisierte Währungsverluste betrifft im Wesentlichen Verluste aus unbefristeten Anleihen (Anstieg um 178 Mio. EUR im Jahr 2018). Im Jahr 2017 wurde eine Auflösung von 524 Mio. EUR aus diesen Rückstellungen für begebene unbefristete und langfristige Anleihen erfasst (siehe Anmerkung 13).

ANMERKUNG 28 RÜCKSTELLUNGEN IN VERBINDUNG MIT DER KERNENERGIEERZEUGUNG - ENDE DES NUKLEARKREISLAUFS, STILLLEGUNG VON ANLAGEN UND LETZTE KERNE

In Frankreich ergeben sich die von der EDF SA für die Kernkraftwerksflotte gebildeten Rückstellungen aus dem Gesetz vom 28. Juni 2006 über die langfristige Entsorgung radioaktiver Stoffe und Abfälle und den damit verbundenen Durchführungsbestimmungen zur sicheren Finanzierung der Nuklearausgaben.

In Übereinstimmung mit den in Anmerkung 1.15 beschriebenen Rechnungslegungsgrundsätzen:

―	bildet EDF Rückstellungen für alle Verpflichtungen in Verbindung mit den betriebenen kerntechnischen Anlagen;
―	hält EDF zweckgebundene Vermögenswerte für die sichere Finanzierung langfristiger Verbindlichkeiten (siehe Anmerkung 38).

Die Berechnung der Rückstellungen berücksichtigt ein dem jeweiligen Geschäftsbetrieb angemessenes Maß an Risiken und Unsicherheiten. Die Bewertung der Kosten ist mit Unsicherheitsfaktoren belegt wie:

―	Änderungen der Vorschriften, insbesondere in den Bereichen Sicherheit, Gefahrenabwehr und Umweltschutz sowie Finanzierung der Nuklearausgaben;
―	Änderungen des regulatorischen Stilllegungsprozesses und der für die Erteilung der behördlichen Genehmigung erforderlichen Zeit;
―	künftige Verfahren zur Lagerung langlebiger radioaktiver Abfälle und Bereitstellung von Lagereinrichtungen durch die französische Agentur für die Entsorgung radioaktiver Abfälle ANDRA (Agence Nationale pour la Gestion des Déchets Radioactifs);
―	Änderungen bestimmter finanzieller Parameter wie Diskontierungssätze, insbesondere in Bezug auf den regulatorischen Grenzwert, Inflationsraten oder Änderungen der Vertragsbedingungen für die Behandlung abgebrannter Brennelemente.

Die Entwicklung der Rückstellungen für das Ende des Nuklearkreislaufs, die Stilllegung und die letzten Kerne stellt sich wie folgt dar:

		Zunahmen		Abnahmen		Sonstige Änderungen ⁽²⁾
(in Mio. EUR)	31.12.2017	Operative	Finanzielle ⁽¹⁾	Benutzung	Auflösungen
Rückstellungen für die Behandlung abgebrannter Brennelemente	10.786	488	651	(784)	(202)	(241)
Rückstellungen für die Beseitigung und Aufbereitung von Abfällen	726	10	43	(29)	-	1
Rückstellungen für die langfristige Entsorgung radioaktiver Abfälle	8.814	38	826	(231)	-	399
Rückstellungen für das Ende des Nuklearkreislaufs	20.326	536	1.520	(1.044)	(202)	159
Rückstellungen für die Stilllegung von Kernkraftwerken	14.920	52	752	(138)	-	399
Rückstellungen für letzte Kerne	2.387	-	97	-	-	42
Rückstellungen für die Stilllegung und die letzten Kerne	17.307	52	849	(138)	-	441
SUMME RÜCKSTELLUNGEN FÜR DIE KERNENERGIEERZEUGUNG	37.633	588	2.369	(1.182)	(202)	600

(in Mio. EUR)	31.12.2018
Rückstellungen für die Behandlung abgebrannter Brennelemente	10.698
Rückstellungen für die Beseitigung und Aufbereitung von Abfällen	751
Rückstellungen für die langfristige Entsorgung radioaktiver Abfälle	9.846
Rückstellungen für das Ende des Nuklearkreislaufs	21.295
Rückstellungen für die Stilllegung von Kernkraftwerken	15.985
Rückstellungen für letzte Kerne	2.526
Rückstellungen für die Stilllegung und die letzten Kerne	18.511
SUMME RÜCKSTELLUNGEN FÜR DIE KERNENERGIEERZEUGUNG	39.806

⁽¹⁾ Der Abzinsungseffekt umfasst die Kosten in Höhe von 1.534 Mio. EUR für die Aufzinsung und die Auswirkungen aus der Änderung des realen Diskontierungssatzes im Jahr 2018, die in der Gewinn- und Verlustrechnung für Rückstellungen ohne entsprechende Vermögenswerte erfasst wurden (835 Mio. EUR) (Kosten für die Aufzinsung).
⁽²⁾ Weitere Änderungen betreffen im Wesentlichen: - die Umgliederung der Rückstellung für die Zwischenlagerung von Abfällen aus der Behandlung abgebrannter Brennelemente als Teil der Rückstellung für die langfristige Entsorgung radioaktiver Abfälle (298 Mio. EUR); - die Auswirkungen der Änderung des realen Abzinsungssatzes zum 31. Dezember 2018 für Rückstellungen mit zugehörigen Vermögenswerten (718 Mio. EUR).

Für Anlagen, die nicht EDF betreffen:

―

EDF, COGEMA (jetzt Orano Cycle) und die französische Atomenergiekommission (Commissariat a l'Energie Atomique oder CEA) haben im Dezember 2004 eine Vereinbarung unterzeichnet, laut der die Verwaltung und Finanzierung der endgültigen Abschaltung, Stilllegung und Abfallverwertung sowie die Aufbereitung für die UP1-Aufbereitungsanlage in Marcoule an die CEA übertragen wurde. Im Gegenzug zahlte EDF der CEA einen einmaligen finanziellen Beitrag zur Deckung ihres vollen Anteils an den Kosten ausstehender Vorgänge, blieb jedoch Eigentümer der eigenen endgültigen Abfälle und trug nur die Transport- und Lagerkosten;

―

EDF, AREVA und AREVA NC (jetzt Orano Cycle) haben im Dezember 2008 und Juli 2010 zwei Verträge unterzeichnet, in denen die rechtlichen und finanziellen Bedingungen für die Übertragung der vertraglichen Verpflichtungen von EDF in Bezug auf ihren finanziellen Beitrag zum Abbau der Anlagen in La Hague und zur Rückgewinnung und Konditionierung von Abfällen an AREVA NC festgelegt sind. In Anwendung dieser Vereinbarungen zahlte EDF AREVA NC einen einmaligen finanziellen Beitrag zur Deckung ihres vollen Anteils an den Kosten ausstehender Vorgänge, blieb jedoch Eigentümer der eigenen endgültigen Abfälle und trug nur die Transport- und Lagerkosten.

28.1 RÜCKSTELLUNGEN FÜR DIE BEHANDLUNG ABGEBRANNTER KERNBRENNSTOFFE

Die derzeit im Einvernehmen mit dem französischen Staat verabschiedete Strategie von EDF für den Brennstoffkreislauf besteht darin, abgebrannte Brennstoffe zu verarbeiten und das abgetrennte Plutonium in Form von MOX-Brennelementen (Mischoxid aus Plutonium und Uran) zu recyceln.

Die von Orano auf Antrag von EDF verarbeiteten Mengen von insgesamt ca. 1.100 Tonnen pro Jahr werden auf der Grundlage der Menge an recycelbarem Plutonium in den Reaktoren, die zum Laden von MOX-Brennelementen berechtigt sind, bestimmt.

Folglich umfassen die Rückstellungen für abgebrannte Brennelemente Dienstleistungen im Zusammenhang mit den folgenden Punkten:

―	Beseitigung abgebrannter Brennelemente aus den Erzeugungsanlagen von EDF sowie Aufnahme und Zwischenlagerung;
―	Verarbeitung, einschließlich Konditionierung und Lagerung von Wertstoffen.

Die in diesen Rückstellungen enthaltenen Verarbeitungskosten betreffen ausschließlich abgebrannte Brennelemente, die in bestehenden Anlagen recycelt werden können, einschließlich des Anteils in Reaktoren, der noch nicht bestrahlt ist.

Die Bewertung der Aufwendungen erfolgt auf der Grundlage der am Jahresende prognostizierten physischen Ströme unter Bezugnahme auf die Verträge mit Orano, die die Bedingungen für die Umsetzung der Rahmenvereinbarung für den Zeitraum 2008-2040 festlegen. Die letzte dieser Vereinbarungen, die am 5. Februar 2016 unterzeichnet wurde, betrifft den Zeitraum 2016-2023.

2018 genehmigte der Vorstand die Wiederaufnahme des Recyclings von Uran aus der Wiederaufbereitung (die 2013 ausgesetzt wurde, bis ein neues Industrieschema zur Verfügung stand), wobei die Verladung der ersten Brennelemente für 2023 geplant war, vorbehaltlich technischer Anpassungen und der erforderlichen Genehmigungen der Nuklearsicherheitsbehörde. Die entsprechenden Verträge wurden im zweiten Quartal 2018 mit den jeweiligen Lieferanten abgeschlossen.

Der Teil der Rückstellung für die Entsorgung abgebrannter Brennelemente in Bezug auf Uran aus der Wiederaufbereitung wird wieder aufgeholt, sobald alle industriellen, behördlichen und wirtschaftlichen Bedingungen für die Wiederaufnahme des Uranrecyclings erfüllt sind. EDF hat jedoch keine Kontrolle über die Erfüllung einiger dieser Bedingungen (derzeit wurde kein Zeitplan festgelegt).

Diese Rückstellungen decken auch die langfristige Lagerung von abgebrannten Brennelementen ab, die derzeit nicht in bestehenden Anlagen recycelt werden können: Plutoniumbrennstoffe (MOX) oder Uranbrennstoffe aus der angereicherten Verarbeitung und Brennstoffe aus Creys-Malville und Brennilis, bis Reaktoren der vierten Generation verfügbar sind.

Nach der Veröffentlichung der Ministerialverordnung vom 28. Dezember 2018 zur Änderung der Verordnung vom 21. März 2017 über die sichere Finanzierung von Kernkraftwerkskosten, wurde die Rückstellung für die Zwischenlagerung von Abfällen aus der Aufbereitung abgebrannter Brennelemente im Jahr 2018 als Teil der Rückstellung für die langfristige Entsorgung radioaktiver Abfälle umgegliedert (dies betrifft einen Betrag von 298 Mio. EUR).

28.2 RÜCKSTELLUNG FÜR DIE BESEITIGUNG UND AUFBEREITUNG VON ABFÄLLEN - RÜCKSTELLUNG FÜR DIE LANGFRISTIGE ENTSORGUNG RADIOAKTIVER ABFÄLLE

Rückstellungen für die Beseitigung und Aufbereitung von Abfällen

Die Rückstellungen für die Beseitigung und Aufbereitung von Abfällen werden ab dem 1. Januar 2017 separat ausgewiesen.

Sie decken die folgenden zukünftigen Ausgaben für radioaktive Abfälle aus dem Betrieb oder der Stilllegung (mit Ausnahme von abgebrannten Brennelementen) ab:

―	Charakterisierung und Aufbereitung von Abfällen;
―	Zwischenlagerung der Abfälle.

Die Montage der Ausrüstung für das Aufbereitungs- und Zwischenlager für radioaktive Abfälle (Installation de conditionnement et d'entreposage des dechets actives - ICEDA) wurde im Dezember 2018 abgeschlossen. Derzeit werden Tests vor der Inbetriebnahme durchgeführt. Informationen zur Identifizierung von EIP-Geräten (Geräte, die für den Schutz von Interessen wichtig sind) wurden in den Antrag auf Erteilung einer Inbetriebnahmegenehmigung (DAMS) aufgenommen, der jetzt an die ASN gesendet wurde. Ziel ist die Eröffnung des Lagers im September 2019.

Rückstellungen für die langfristige Entsorgung radioaktiver Abfälle

Diese Rückstellungen betreffen zukünftige Aufwendungen für:

―	Beseitigung und Lagerung radioaktiver Abfälle, die bei der Stilllegung von Kernkraftwerken entstehen, die von EDF betrieben werden;
―	Zwischenlagerung (Umgliederung im Jahr 2018 von 298 Mio. EUR aus der Rückstellung für die Entsorgung abgebrannter Brennelemente (siehe Anmerkung 28.1), Beseitigung und Lagerung von Abfallgebinden radioaktiver Abfälle aus der Aufbereitung abgebrannter Brennelemente);
―	gegebenenfalls direkte Lagerung von abgebrannten Brennelementen, die in bestehenden Anlagen nicht recycelt werden können: insbesondere Plutoniumbrennstoffe (MOX) oder Uranbrennstoffe aus der angereicherten Verarbeitung sowie Brennstoffe aus Creys-Malville und Brennilis;
―	EDF beteiligt sich an den Kosten für Studien, Bau, Betrieb und Wartung, Stilllegung und Überwachung bestehender und zukünftiger Lagerzentren.

Die von den Rückstellungen betroffenen Abfallmengen umfassen bestehende Abfallverpackungen und alle aufzubereitenden Abfälle, die bei der Stilllegung von Anlagen oder der Verarbeitung abgebrannter Brennelemente in La Hague anfallen (einschließlich aller Brennstoffe in Reaktoren zum 31. Dezember, bestrahlt oder anderweitig belastet). Diese Mengen werden regelmäßig überprüft, in Übereinstimmung mit den Daten, die für die Zwecke des von ANDRA durchgeführten nationalen Abfallbestands angegeben wurden.

Die Rückstellungen für die langfristige Entsorgung radioaktiver Abfälle setzen sich wie folgt zusammen:

(in Mio. EUR)	31.12.2018	31.12.2017
Sehr schwachaktive, schwachaktive und mittelaktive Abfälle	1.278	1.161
Langlebige, schwachaktive Abfälle	292	265
Langlebige mittel- und hochaktive Abfälle	8.276	7.388
RÜCKSTELLUNGEN FÜR DIE LANGFRISTIGE ENTSORGUNG RADIOAKTIVER ABFÄLLE	9.846	8.814

Sehr schwachaktive, schwachaktive und mittelaktive Abfälle

Sehr schwachaktive Abfälle stammen hauptsächlich aus der Stilllegung von Kernkraftwerken und werden in der Regel in Form von Bauschutt (Beton, Schrott, Dämmstoffe und Rohre) entsorgt. Diese Art von Abfall wird oberirdisch im von ANDRA verwalteten Lagerzentrum Morvilliers gelagert.

Schwach- und mittelaktive Abfälle stammen aus kerntechnischen Anlagen (Handschuhe, Filter, Harze). Diese Art von Abfall wird oberflächennah im von ANDRA verwalteten Soulaines-Lagerzentrum gelagert.

Die Kosten für die Beseitigung und Lagerung kurzlebiger Abfälle (sehr schwachaktiv, schwachaktiv und mittelaktiv) werden auf der Grundlage laufender Verträge mit Spediteuren und Verträgen mit der ANDRA über den Betrieb der bestehenden Lagerzentren bewertet.

Langlebige, schwachaktive Abfälle

Langlebige schwachaktive Abfälle von EDF bestehen im Wesentlichen aus Graphitabfällen aus der laufenden Stilllegung der ehemaligen UNGG-Reaktoren (natürliche Urangraphit-gasmoderierte Reaktoren).

Da diese Abfälle eine lange Lebensdauer haben, aber weniger aktiv sind als langlebige mittel- und hochaktive Abfälle, gelten nach dem französischen Gesetz vom 28. Juni 2006 spezifische Anforderungen an die Lagerung unter Tage.

Nach ersten geologischen Untersuchungen hat ANDRA im Juli 2015 einen Bericht über das geplante Lagerzentrum für langlebige schwachaktive Abfälle auf einem Gelände in der Region Soulaines (Aube) in Frankreich vorgelegt. Dieser Bericht wurde der ASN zur Stellungnahme vorgelegt. Es bestehen noch Unsicherheiten hinsichtlich der Kapazität des Standorts, alle Abfälle aufzunehmen, die im Grundbestand des Lagers für langlebigen, schwach radioaktiven Abfall enthalten sind. Weitere Studien sind im Rahmen des Nationalen Plans für die Entsorgung radioaktiver Stoffe und Abfälle 2016-2018 geplant, die sowohl die Machbarkeit dieses Lagers als auch die Suche nach zusätzlichen Entsorgungslösungen betreffen. Bis Ende 2019 soll auch ein allgemeiner Industrieplan für die Entsorgung aller langlebigen schwachaktiven Abfälle verabschiedet werden.

Langlebige mittel- und hochaktive Abfälle

Langlebige mittel- und hochaktive Abfälle stammen im Wesentlichen aus der Verarbeitung abgebrannter Brennelemente und in geringerem Maße aus der Stilllegung von Kernkraftwerken (metallische Komponenten, die sich im Reaktor befanden).

Das französische Gesetz vom 28. Juni 2006 schreibt für diese Art von Abfällen eine reversible Lagerung in tiefen geologischen Schichten vor.

Die für langlebige mittel- und hochaktive Abfälle gebildete Rückstellung stellt den größten Bestandteil der Rückstellungen für die langfristige Entsorgung radioaktiver Abfälle dar.

Bis Juni 2015 basierten der Bruttowert und die Auszahlungspläne für die veranschlagten Ausgaben auf einem Szenario der industriegeologischen Lagerung von geologischen Abfällen, nachdem eine unter Aufsicht des Staates gebildete Arbeitsgruppe, an der Vertreter der betroffenen Verwaltungen, ANDRA und der Abfallerzeuger (EDF, Orano, CEA) beteiligt waren, im ersten Halbjahr 2005 Schlussfolgerungen gezogen hatte. EDF hat einen vernünftigen Ansatz für die von dieser Arbeitsgruppe gelieferten Informationen gewählt, was zu Benchmark-Kosten für die Lagerung von Abfällen aller Hersteller von 14,1 Mrd. EUR unter den wirtschaftlichen Bedingungen des Jahres 2003 (20,8 Mrd. EUR unter den wirtschaftlichen Bedingungen des Jahres 2011) führte.

Im Jahr 2012 führte ANDRA konzeptionelle Vorstudien für das geologische Speicherprojekt Cigeo durch, nachdem sie die von den Abfallerzeugern vorgeschlagenen technischen Optimierungen diskutiert hatte.

Auf dieser Grundlage erstellte ANDRA Zahlen, die in Übereinstimmung mit dem Gesetz vom 28. Juni 2006 einem Ende 2014 vom französischen Ministerium für Energie und Klima (Direction générale de l'énergie et du climat oder DGEC) eingeleiteten Konsultationsprozess mit den Abfallerzeugern unterzogen wurden. Im April 2015 übermittelten EDF und die anderen Hersteller der DGEC ihre Kommentare zum ANDRA-Bericht und eine gemeinsame Schätzung der angestrebten Cigeo-Lagerkosten aufgrund unterschiedlicher Ansätze. Alle diese Informationen wurden zusammen mit der Stellungnahme der ASN in einen Bericht aufgenommen, der dem Minister für Ökologie, nachhaltige Entwicklung und Energie vorgelegt wurde.

Am 15. Januar 2016 erließ das Ministerium für Ökologie, nachhaltige Entwicklung und Energie eine Ministerialverordnung, in der die Zielkosten für das Cigeo-Speicherprojekt auf 25 Mrd. EUR, unter Annahme der wirtschaftlichen Bedingungen von 2011, festgelegt wurden. Die definierten Kosten stellen ein Ziel dar, das die ANDRA in Übereinstimmung mit den von der ASN festgelegten Sicherheitsstandards und in enger Zusammenarbeit mit den Betreibern von Kernanlagen erreichen will.

Die Veröffentlichung dieses Auftrags führte zu einer Anpassung der im Jahresabschluss von EDF zum 31. Dezember 2015 ausgewiesenen Rückstellung um 820 Mio. EUR. Die im Auftrag definierten Kosten für das Cigeo-Projekt haben die geschätzten Benchmark-Kosten von 20,8 Mrd. EUR ersetzt, die EDF zuvor für den Konzernabschluss verwendet hatte.

In Anwendung dieser Ministerialverordnung werden die Kosten des Cigeo-Projekts regelmäßig aktualisiert, mindestens zu jedem wichtigen Meilenstein im Laufe der Projektentwicklung (Genehmigung zur Errichtung der Anlage, Inbetriebnahme, Ende der "industriellen Pilotphase", Sicherheitsüberprüfungen) gemäß der Stellungnahme der ASN.

Derzeit werden mit ANDRA und den Interessengruppen Designstudien für zukünftige Anlagen durchgeführt. Dazu gehören technische und wirtschaftliche Optimierungen sowie die Antworten auf den Bericht von ANDRA über Sicherheitsoptionen, der im April 2016 an die ASN geschickt wurde. Mit dem Gesetz vom 11. Juli 2016 wurde auch der Begriff der Reversibilität klargestellt. Im Jahr 2017 entschied sich ANDRA für eine neue Konfiguration, um die Grundlage für das Vorprojekt zu schaffen.

Nach dem von der ANDRA erstellten Zeitplan sollte der Antrag auf den Bau von Cigeo (klassifiziert als nukleare Basisanlage) im Laufe des Jahres 2019 gestellt werden, und die Genehmigung würde voraussichtlich 2022 erteilt. Nach einer industriellen Pilotphase, die 2026 beginnt, sollen die ersten Abfallgebinde im Jahr 2031 entgegengenommen werden.

Am 11. Januar 2018 gab die ASN ihre Stellungnahme zum Bericht über die Sicherheitsoption Cigeo (DOS Cigeo) ab. Sie ist der Auffassung, dass das Projekt in diesem Stadium insgesamt eine zufriedenstellende technologische Reife erreicht hat, und fordert die Prüfung von Alternativen zu den derzeitigen Vorschlägen für die Lagerung bituminöser Abfälle bei Cigeo. Bevor im September 2018 ein Antrag auf Genehmigung der Gründung von Cigeo im Jahr 2019 gestellt wurde, wurde von der DGEC eine Expertengruppe beauftragt, einen Bericht über die derzeitigen Entsorgungsverfahren von Bitumenabfällen zu erstellen, der sich auf drei Themen konzentriert: Kenntnisse über Bitumenabfälle und deren Eigenschaften, Neutralisationsprozesse und Lagerungsmodalitäten.

28.3 RÜCKSTELLUNGEN FÜR DIE STILLLEGUNG VON KERNKRAFTWERKEN

EDF trägt die volle technische und finanzielle Verantwortung für die Stilllegung der betriebenen Kernkraftwerke. Der Stilllegungsprozess unterliegt dem französischen Gesetz vom 13. Juni 2006, dem Dekret 2007-1557 vom 2. November 2007 und dem französischen Umweltgesetzbuch (Artikel L. 593-25 ff.). Er beinhaltet die folgenden Schritte für jeden Standort:

―

eine Stillstandserklärung, die mindestens zwei Jahre vor dem geplanten Stilllegungsdatum abzugeben ist;

―

seit dem Energieumwandlungsgesetz vom 17. August 2015 wird die endgültige Abschaltung, die während der Betriebsphase der nuklearen Basisanlage erfolgt, getrennt vom Rückbau als eine nennenswerte Änderung von untergeordneter Bedeutung angesehen (die lediglich eine Erklärung des Betreibers gegenüber dem Minister und der ASN erfordert);

―	ein Antrag auf Stilllegung, der nach Prüfung durch die Behörden und einer öffentlichen Untersuchung zu einem einzigen Dekret führt, der die Stilllegung genehmigt;
―	wichtige Fortschrittsüberprüfungen mit der ASN, die in ein formales Sicherheitsverfahren speziell für Demontagearbeiten aufgenommen wurden;
―	ein internes Genehmigungsverfahren für den Betreiber, unabhängig vom Betriebspersonal und von der ASN überprüft, das es ermöglicht, einige spezifische Arbeiten vor dem genehmigten Sicherheitsverfahren einzuleiten;
―	schließlich, sobald diese Vorgänge abgeschlossen sind, die Deklassierung der Anlage, um sie aus dem Rechtssystem für nukleare Basisanlagen zu entfernen.

Das von EDF angenommene Stilllegungsszenario entspricht dem französischen Umweltgesetz, das einen möglichst kurzen Zeitraum zwischen der endgültigen Stilllegung und der Demontage unter wirtschaftlich akzeptablen Bedingungen und in Übereinstimmung mit den Grundsätzen des Artikels L. 1333-1 des Gesundheitsgesetzbuches (Strahlenschutz) und des Artikels L. 110-1 Abschnitt II des Umweltgesetzes (Umweltschutz) vorsieht. Der beabsichtigte Endzustand ist die industrielle Nutzung: Die Standorte werden in ihren ursprünglichen Zustand versetzt und können für Industrieanlagen wiederverwendet werden.

Der laufende Betrieb betrifft Anlagen, die vor der aktuellen Kernflotte gebaut und betrieben wurden ("Anlagen der ersten Generation"), sowie die Superphenix-Anlage und die Werkstatt für bestrahlte Materialien in Chinon. Diese Vorgänge umfassen vier verschiedene Technologien: einen Schwerwasserreaktor (Brennilis), einen natriumgekühlten Schnellneutronenreaktor (Superphenix in Creys-Malville), gasgekühlte Natururan-Graphit-Reaktoren (UNGG) (in Chinon, Saint Laurent und Bugey) und einen Druckwasserreaktor (DWR in Chooz). Jeder von ihnen stellt einen Erstfall für EDF dar, und abgesehen vom DWR betreffen sie Reaktortechnologien, für die es wenig oder gar keine internationale Erfahrung gibt. Sie erfordern daher die Entwicklung neuer Methoden und Technologien, die riskanter sind als Technologien, für die bereits Feedback vorhanden ist. Die Stilllegung des DWR in Chooz profitiert von den Erfahrungen der Vergangenheit (hauptsächlich aus den USA, jedoch in begrenztem Umfang), aber der Reaktor hat die Besonderheit, dass er sich in einer Höhle befindet, was ihn zu einem einzigartigen Betrieb macht, der Erfahrungen mit sich bringt, die nicht sofort umsetzbar sind und spezifische Risiken mit sich bringen.

Die Erfahrungen aus dem Rückbau des DWR in Chooz werden die Studien und Schätzungen für die zukünftige Stilllegung der derzeit in Betrieb befindlichen Kernflotte ("Anlagen der zweiten Generation") so stabil wie möglich machen. Bisher hat jedoch weder EDF noch ein anderer Betreiber ein Stilllegungsprogramm in einem Umfang begonnen, der mit der derzeitigen DWR-Flotte vergleichbar ist, so dass die Schätzungen sowohl Chancen als auch Risiken, insbesondere die mit dem Skaleneffekt verbundenen Risiken, berücksichtigen.

Die Stilllegungsrückstellungen decken die oben beschriebenen zukünftigen Stilllegungskosten ab (ohne die Kosten für die Beseitigung und Lagerung von Abfällen, die durch die Rückstellungen für die langfristige Abfallentsorgung abgedeckt sind).

Der vorläufige Demontageplan und die Prioritätsbereiche für die vierte regelmäßige Überprüfung von Fessenheim (RP4) wurden im Juli 2018 an die ASN gesendet, mit dem Ziel, die Demontage- und RP4-Dokumente Mitte 2020 einzureichen.

Der konsolidierte vorläufige Plan (Avant-Projet Consolide oder APC) wird derzeit fertiggestellt, wobei die Studien den zusammenfassenden vorläufigen Plan (Avant-Projet Sommaire oder APS), die Risikoreduzierung usw. miteinbeziehen.

Die Entwicklung der Rückstellungen für die Stilllegung von Kernkraftwerken stellt sich wie folgt dar:

		Zunahmen		Abnahmen	Sonstige Veränderungen ⁽²⁾
(in Mio. EUR)	2017	Operative	Finanzielle ⁽¹⁾	Benutzung		2018
Rückstellungen für die Stilllegung von in Betrieb befindlichen Kernanlagen	11.616	-	482	(17)	399	12.480
Rückstellungen für die Stilllegung von stillgelegten Kernkraftwerken	3.304	52	270	(121)	-	3.505
SUMME RÜCKSTELLUNGEN FÜR DIE STILLLEGUNG VON KERNKRAFTWERKEN	14.920	52	752	(138)	399	15.985

⁽¹⁾ Kosten für die Aufzinsung und Auswirkungen von Änderungen des Netto-Diskontierungssatzes für Rückstellungen ohne entsprechende Vermögenswerte.
⁽²⁾ Dabei handelt es sich um Schätzungsänderungen mit entsprechender Anpassung des Sachanlagevermögens (siehe Anmerkung 1.15.1) oder Umgliederung von Rückstellungen.

Für die derzeit in Betrieb befindlichen Kernkraftwerke (DWR-Druckwasserreaktoranlagen mit 900 MW-, 1.300 MW- und N4-Reaktoren)

Bis 2013 wurden die Rückstellungen auf der Grundlage einer Studie des französischen Handels- und Industrieministeriums aus dem Jahr 1991 geschätzt, in der die geschätzten Benchmark-Kosten für die Stilllegung in EUR/MW angegeben wurden, was die 1979 von der PEON-Kommission definierten Annahmen bestätigt. Diese Schätzungen wurden 2009 durch eine detaillierte Studie von EDF über die Stilllegungskosten am repräsentativen Standort Dampierre (vier 900-MW-Blöcke) bestätigt, deren Ergebnisse durch einen Vergleich mit der Studie der Berater von La Guardia untermauert wurden, die hauptsächlich auf dem Maine Yankee Reaktor in den USA basiert.

Im Jahr 2014 wurde die Dampierre-Studie von EDF überprüft, um sicherzustellen, dass die bisherigen Berechnungen angesichts der jüngsten Entwicklungen und Erfahrungen sowohl international als auch intern noch gültig waren. Für diese Überarbeitung basierten die Stilllegungsrückstellungen für in Betrieb befindliche Anlagen auf den Kosten der Dampierre-Studie, um bestmögliche Schätzungen und Rückmeldungen aus dem In- und Ausland zu berücksichtigen. Diese Schätzungsänderung hatte keinen wesentlichen Einfluss auf die Höhe der Rückstellungen zum 31. Dezember 2014.

Zwischen Juni 2014 und Juli 2015 wurde auf Antrag des französischen Ministeriums für Energie und Klima (Direction Générale de l'Énergie et du Climat oder DGEC) von spezialisierten Beratungsunternehmen eine Prüfung der Demontagekosten für die derzeit in Betrieb befindliche Kernflotte von EDF durchgeführt. Am 15. Januar 2016 veröffentlichte das DGEC eine Zusammenfassung des Auditberichts. Dieser stellte fest, dass die Schätzung der Kosten für die Stilllegung von Kernreaktoren zwar aufgrund der relativ begrenzten Erfahrungen in der Vergangenheit, der Aussichten auf Änderungen der Techniken und des weit entfernten Zeitpunkts der Ausgaben insgesamt eine anspruchsvolle Aufgabe ist, wobei jedoch die Prüfung die Schätzung der Stilllegungskosten von EDF für seine derzeit in Betrieb befindliche Kernflotte bestätigt. Das DGEC hat EDF im Anschluss an diese Prüfung auch eine Reihe von Empfehlungen ausgesprochen.

Im Jahr 2016 überarbeitete EDF die Stilllegungsvorausschätzung, um die Prüfempfehlungen und die bisherigen Erfahrungen aus dem Rückbau von Reaktoren der ersten Generation (insbesondere Chooz A) zu berücksichtigen.

Zur Überarbeitung dieser Schätzung wurde ein detaillierter analytischer Ansatz verwendet, der alle Kosten für Engineering, Bauarbeiten, Betrieb und Abfallverarbeitung im Zusammenhang mit der zukünftigen Stilllegung von derzeit in Betrieb befindlichen Reaktoren aufzeigt. Dies führte zu Zahlen, die auf detaillierten Zeitplänen für die Stilllegung von Anlagen basieren. Der gewählte Ansatz ermöglichte es, die Bewertung der spezifischen Kosten für die Anfangsblöcke jeder Baureihe, die für jede Baureihe auf der Grundlage von Umsetzungskoeffizienten geschätzt wurden, die auf die Basiskosten für den ersten 900-MW-Block angewandt wurden, und der Auswirkungen dank der Baureihe und gemeinsamen Nutzung gründlicher zu untersuchen, da diese Kosten und Auswirkungen der Größe und Konfiguration der Flotte entsprechen.

Die Art der wichtigsten Auswirkungen aus der Baureihe und gemeinsamen Nutzung, die zur Ermittlung der Schätzung herangezogen wurden, werden im Folgenden erläutert.

Es gibt mehrere Arten von Auswirkungen aus der gemeinsamen Nutzung:

―	Einige von ihnen beziehen sich auf die Tatsache, dass sich mehrere Reaktoren gemeinsame Gebäude und Anlagen auf demselben Gelände teilen können, und dass diese Gebäude und Anlagen nicht zweimal außer Betrieb genommen werden müssen. Strukturell gesehen kostet die Stilllegung eines Reaktorpaares am gleichen Standort weniger als die Stilllegung von zwei eigenständigen Reaktoren an zwei verschiedenen Standorten. In Frankreich gibt es im Gegensatz zu anderen Ländern keine einzelnen Reaktoren, sondern Standorte mit zwei oder vier, in einem Fall sechs Reaktoren;
―	bestimmte Kosten sind nicht höher, wenn 2 oder 4 Reaktoren am gleichen Standort außer Betrieb genommen werden. dies ist in der Regel bei den Überwachungskosten und den Kosten für die Aufrechterhaltung sicherer Betriebsbedingungen am Standort der Fall;
―	die Abfallverarbeitung in zentralen Anlagen (z.B. für die Demontage von Großkomponenten) ist kostengünstiger als die Errichtung mehrerer Abfallverarbeitungsanlagen am Stilllegungsstandort.

Auswirkungen dank der Baureihe bestehen hauptsächlich aus zwei Arten:

―	zum einen müssen für eine Flotte, die die gleiche Technologie verwendet, die Studien nicht jedes Mal wiederholt werden;
―	zum anderen können in einer Flotte mit der gleichen Technologie Roboter und Werkzeuge weitgehend von einem Standort zum anderen verschoben werden.

Solche Auswirkungen dank der Baureihe sind von Natur aus vergleichbar mit den Auswirkungen, die beim Bau der Flotte, bei Studien oder bei der Herstellung von Komponenten beobachtet werden.

So wird beispielsweise für die 900-MW-Flotte eine positive Auswirkung dank der Baureihe von etwa 20% zwischen dem ersten Reaktor seiner Art mit 2 Blöcken und einem durchschnittlichen 2-Block-Reaktor erwartet.

Insbesondere Auswirkungen dank der Baureihe und gemeinsamen Nutzung erklären, warum es nicht angebracht ist, die durchschnittlichen Stilllegungskosten pro Reaktor zwischen der französischen Flotte und den Kernflotten anderer Länder zu vergleichen.

Die Zahlen spiegeln die Veränderungen der Produktivität und des Lerneffekts nur am Rande wider. Die externe Prüfung der Stilllegungskosten für die derzeit in Betrieb befindliche Flotte im Auftrag der DGEC kam zu dem Schluss, dass der in die Schätzung einbezogene Lerneffekt konservativ ausgelegt worden war.

Aus Vorsichtsgründen beinhaltet die Schätzung auch eine Einschätzung der Risiken, Eventualitäten und Unsicherheiten.

EDF ist der Ansicht, dass die Arbeiten zur Überarbeitung der Schätzung den Empfehlungen entsprechen, die nach der Prüfung ausgesprochen wurden. Der gewählte Ansatz und seine Ergebnisse wurden der Verwaltungsbehörde vorgelegt und führten zu weiteren Fragen und Erörterungen.

EDF unterstützt die internen Analysen auch weiterhin durch einen internationalen Vergleich und berücksichtigt dabei eine Reihe von Faktoren, die direkte Vergleiche verzerren könnten, wie beispielsweise Unterschiede im Umfang der von der Kostenschätzung betroffenen Bereiche oder nationale und regulatorische Rahmenbedingungen.

Die Ergebnisse dieses detaillierten Ansatzes führten zu begrenzten Änderungen der Kostenschätzung und der damit verbundenen Rückstellungen zum 31. Dezember 2016, abgesehen von den Folgen der Änderung der Abschreibungsdauer für 900-MW-Anlagen der Baureihe (ohne Fessenheim) zum 1. Januar 2016 und dem Effekt von Änderungen der Diskontierungssätze zum 31. Dezember 2016, d.h:

―	eine Erhöhung der geschätzten Stilllegungskosten um 321 Mio. EUR und eine Erhöhung der geschätzten Kosten für die langfristige Verwaltung langlebiger mittelaktiver Abfälle um 334 Mio. EUR;
―	einen Rückgang der Rückstellung für die Stilllegung von Anlagen um (451) Mio. EUR und einen Anstieg der Rückstellung für die langfristige Verwaltung langlebiger mittelaktiver Abfälle um 162 Mio. EUR, mit entsprechenden Veränderungen bei den zugrunde liegenden Vermögenswerten.

Nach der Überarbeitung im Jahr 2016 wurde beschlossen, dass die Schätzung jährlich überprüft wird. Die Überprüfungen 2017 und 2018 führten zu unwesentlichen Anpassungen.

Dauerhaft stillgelegte Kernkraftwerke

Im Gegensatz zu der derzeit in Betrieb befindlichen DWR-Flotte verwendeten die jetzt abgeschalteten Reaktoren der ersten Generation eine Reihe verschiedener Technologien: einen DWR-Reaktor für Chooz A, UNGG-Reaktoren (natürliche Urangraphit-gasmoderierte Reaktoren) für Bugey, St-Laurent und Chinon, einen Schwerwasserreaktor für Brennilis und einen natriumgekühlten schnellen Neutronenreaktor für Creys-Malville.

Die Stilllegungskosten basieren auf Angeboten von Auftragnehmern, die die gesammelten industriellen Erfahrungen, unvorhergesehene und regulatorische Entwicklungen sowie die neuesten verfügbaren Zahlen berücksichtigen.

Im Jahr 2015 wurde die Strategie zur industriellen Stilllegung von UNGG-Anlagen komplett überarbeitet. Die zuvor gewählte Strategie basierte auf einem Szenario des "Unterwasser"-Abbaus der Senkkästen (UNGG-Reaktorgebäude) für vier der Reaktoren mit direkter Graphitlagerung in einem von der ANDRA derzeit untersuchten Zentrum (siehe Langlebige schwachaktive Abfälle, Anmerkung 28.2). Mehrere neue technische Entwicklungen zeigten, dass die alternative "In-Air"-Demontagelösung für die Senkkästen die industrielle Kontrolle des Betriebs verbessern würde und in Bezug auf Sicherheit, Strahlenschutz und Umweltauswirkungen offenbar günstiger war. Die Gesellschaft wählte daher ein neues "In-Air"-Demontageszenario als Benchmark-Strategie für alle sechs Senkkästen. Dieses Szenario beinhaltet eine Konsolidierungsphase, die auf den Erfahrungen aus dem Abbau des ersten Senkkastens vor Beginn der Arbeiten an den anderen fünf Senkkästen aufbaut. Die Stilllegungsphase wird letztlich länger dauern als bisher geplant, was aufgrund der bedingten Betriebskosten zu höheren Kostenvoranschlägen der Auftragnehmer führt.

Die Aktualisierung des Szenarios für die industrielle Stilllegung von Kraftwerken der ersten Generation, insbesondere von UNGG-Anlagen, führte zum 31. Dezember 2015 zu einer Erhöhung der Rückstellung um 590 Mio. EUR.

Das geänderte Industrieszenario wurde den Beauftragten der ASN am 29. März 2016 vorgestellt.

Auf Antrag der ASN wurde im ersten Quartal 2017 eine unabhängige Expertenbewertung in Auftrag gegeben, um die von EDF gewählten Lösungen für die Stilllegung der 6 UNGGG-Reaktoren zu analysieren. Die Schlussfolgerungen stützten die wichtigsten gewählten Optionen. Im Juni 2017 fand ein Treffen mit den Beauftragten der ASN auf der Grundlage dieser Schlussfolgerungen und einer von EDF im März übermittelten Begründungsakte statt.

Das Strategiepapier, der Sicherheitsoptionsbericht zur Einrichtung einer sicheren Konfiguration und der detaillierte Zeitplan für den Betrieb im Zeitraum 2017-2032 wurden Ende Dezember 2017 an die ASN gesendet. 2018 veröffentlichte die ASN ihre wichtigsten Fragen und Schlussfolgerungen zur UNGG-Strategiedatei. "In-Air"-Demontage für alle Reaktoren, die Nützlichkeit eines industriellen Demonstrators und der Zeitplan für die Demontage des ersten Reaktors (Chinon A2) scheinen geklärt zu sein, aber die Gespräche über den Zeitplan für die Demontage für die anderen 5 Reaktoren sind noch nicht abgeschlossen. Der von EDF vorgeschlagene Zeitplan ermöglicht erhebliche erfahrungsbedingte Anpassungen (nach Demontage des ersten Reaktors) vor Beginn der größeren Phasen. Die ASN hat zwar die Notwendigkeit anerkannt, die Erfahrungen aus dem ersten Reaktor dieser Art einzubeziehen, jedoch noch keine Stellungnahme zum Zeitplan insgesamt abgegeben. Bei einer Sitzung am 12. Februar 2019 präsentierte EDF dem ASN-Kommissionsausschuss alle Informationen, die den vorgeschlagenen Zeitplan rechtfertigten. Es wird erwartet, dass die ASN 2019 Entscheidungsentwürfe herausgibt, die zur öffentlichen Konsultation vorgelegt werden.

Aufgrund der Unsicherheiten in Bezug auf die durchzuführenden komplexen Operationen (insbesondere die Entwicklung neuer Methoden und Technologien) sind die Bestimmungen sehr empfindlich in Bezug auf die Reihenfolge der Operationen und den Gesamtzeitplan für den Abbau aller sechs Reaktoren. Wenn EDF letztendlich den Zeitplan für Stilllegungsmaßnahmen ändern würde (Verkürzung der Reihenfolge), würde dies eine Erhöhung der Rückstellungen zur Folge haben.

Nach der Überarbeitung der geschätzten Kosten im Jahr 2015 wurde beschlossen, diese jährlich zu überprüfen. Die Überprüfung 2016 führte zu nicht signifikanten Anpassungen, abgesehen von einer Erhöhung um 125 Mio. EUR für eine bestimmte Anlage (die Werkstatt für bestrahlte Materialien in Chinon). Die Überprüfungen 2017 und 2018 führten zu unwesentlichen Anpassungen.

28.4 RÜCKSTELLUNGEN FÜR DIE LETZTEN KERNE

Diese Rückstellungen decken die zukünftigen Aufwendungen aus der Verschrottung von Brennstoffen ab, die bei Stilllegung des Reaktors nur teilweise bestrahlt werden. Sie werden bewertet auf der Grundlage von:

―	Kosten für den Verlust von Brennstoff im Reaktor, der zum Zeitpunkt der endgültigen Abschaltung des Reaktors nicht vollständig verbraucht wird und aufgrund technischer und regulatorischer Beschränkungen nicht wiederverwendet werden kann;
―	Kosten für die Brennstoffverarbeitung sowie für die Entsorgung und Lagerung von Abfällen. Diese Kosten werden in ähnlicher Weise bewertet wie Rückstellungen für die Behandlung abgebrannter Brennelemente und die langfristige Entsorgung radioaktiver Abfälle.

Diese unvermeidbaren Kosten sind Bestandteile der Kosten für die Abschaltung und Stilllegung des Kernreaktors. Somit sind sie ab dem Zeitpunkt der Inbetriebnahme vollständig durch Rückstellungen abgedeckt und es wird ein mit der Rückstellung verbundener Vermögenswert aktiviert.

28.5 ABZINSUNG VON RÜCKSTELLUNGEN FÜR DIE KERNENERGIEERZEUGUNG UND SENSITIVITÄTSANALYSEN

28.5.1 Diskontierungssatz

Berechnung des Diskontierungssatzes

Der Diskontierungssatz wird auf der Grundlage von Daten für langfristige Baureihen für eine Stichprobe von Anleihen mit einer Laufzeit, die derjenigen der Verbindlichkeit möglichst nahe kommt, ermittelt. Einige der durch diese Rückstellungen abgedeckten Ausgaben werden jedoch über einen Zeitraum ausgezahlt, der deutlich länger ist als die Laufzeit von Instrumenten, die im Allgemeinen an den Finanzmärkten gehandelt werden.

Als Maßstab für die Bestimmung des Diskontierungssatzes dient der gleitende 10-Jahres-Durchschnitt der Rendite von französischen Staatsanleihen OAT 2055, die eine ähnliche Laufzeit wie die Verpflichtungen haben, zuzüglich des Spreads von Unternehmensanleihen mit dem Rating A bis AA, zu denen auch EDF gehört.

Die zur Bestimmung des Diskontierungssatzes angewandte Methodik, insbesondere der Bezug auf gleitende 10-Jahres-Durchschnitte, ist in der Lage, langfristige Entwicklungstendenzen der Zinssätze entsprechend dem langfristigen Horizont für Auszahlungen zu priorisieren. Der Diskontierungssatz wird daher als Reaktion auf strukturelle Entwicklungen in der Wirtschaft, die zu mittel- und langfristigen Veränderungen führen, angepasst.

Die angenommene Inflationsrate wird in Übereinstimmung mit den Prognosen laut Konsens und der erwarteten Inflation auf der Grundlage der Renditen inflationsgeschützter Anleihen ermittelt.

Der auf diese Weise ermittelte Abzinsungssatz beträgt zum 31. Dezember 2018 3,9%, unter der Annahme einer Inflation von 1,5% (4,1% bzw. 1,5% zum 31. Dezember 2017), was einen realen Abzinsungssatz von 2,4% zum 31. Dezember 2018 (2,6% zum 31. Dezember 2017) ergibt.

Regulatorische Grenze für den Diskontierungssatz

Der angewandte Diskontierungssatz muss auch zwei regulatorische Grenzen einhalten. Nach dem geänderten Dekret vom 23. Februar 2007 und der Ministerialverordnung vom 21. März 2007, die ihrerseits durch die Verordnung vom 29. Dezember 2017 geändert wurde, muss der Diskontierungssatz niedriger sein als:

―

ein regulatorischer Höchstbetrag, der bis zum 31. Dezember 2026 als gewichteter Durchschnitt von zwei Laufzeiten festgelegt wurde, wobei der erste auf 4,3% und der zweite auf den arithmetischen Durchschnitt der letzten 48 Monate des 30-jährigen TEC-Satzes plus 100 Punkte bezogen ist; die Gewichtung der ersten konstanten Laufzeit von 4,3% reduziert sich linear von 100% zum 31. Dezember 2016 auf 0% zum 31. Dezember 2026;

―

und die erwartete Verzinsung der Vermögenswerte, die die Verbindlichkeit abdecken (zweckgebundene Vermögenswerte).

Der Höchstsatz auf Basis des TEC-30-Jahres-Satzes beträgt zum 31. Dezember 2018 4,0% (3,97%, aufgerundet auf 4,0%) (4,1% zum 31. Dezember 2017).

Der zum 31. Dezember 2018 verwendete Abzinsungssatz beträgt 3,9%.

28.5.2 Analysen der Sensitivität gegenüber makroökonomischen Annahmen

Die Sensitivität gegenüber Annahmen hinsichtlich Kosten, Inflationsrate, Diskontierungssatz und Auszahlungspläne kann durch Vergleich des unter wirtschaftlichen Bedingungen am Jahresende geschätzten Bruttobetrags mit dem Barwert des Betrags geschätzt werden.

	2018		2017
(in Mio. EUR)	Kosten basierend auf den wirtschaftlichen Bedingungen zum Jahresende	Beträge in Rückstellungen zum Barwert	Kosten basierend auf den wirtschaftlichen Bedingungen zum Jahresende	Beträge in Rückstellungen zum Barwert
Behandlung abgebrannter Brennelemente	18.737	10.698	19.058	10.786
Rückstellungen für die Beseitigung und Aufbereitung von Abfällen	1.194	751	1.203	726
Langfristige Entsorgung radioaktiver Abfälle	30.970	9.846	29.396	8.814
KOSTEN AM ENDE DES NUKLEARKREISLAUFS	50.901	21.295	49.657	20.326
Stilllegungsrücklagen für in Betrieb befindliche Kernkraftwerke	20.755	12.480	20.563	11.616
Stilllegungsrücklagen für stillgelegte Kernkraftwerke	6.576	3.505	6.472	3.304
Rückstellungen für letzte Kerne	4.346	2.526	4.332	2.387
AUFWAND FÜR STILLLEGUNG UND LETZTE KERNE	31.677	18.511	31.367	17.307

Dieser Ansatz kann durch die Schätzung der Auswirkungen einer Änderung des Diskontierungssatzes auf den Barwert ergänzt werden.

In Anwendung von Artikel 11 des Dekrets vom 23. Februar 2007 zeigt die folgende Tabelle diese Details für die Hauptkomponenten der Rückstellungen für das Ende des Nuklearkreislaufs, die Stilllegung von Kernkraftwerken und die letzten Kerne auf:

	Beträge in den Rückstellungen zum Barwert	Sensitivität gegenüber Diskontierungssatz
		Bilanzrückstellung		Vorsteuer Nettoertrag
(in Mio. EUR)	31.12.2018	+0,20%	-0,20%	+0,20%	-0,20%
KOSTEN AM ENDE DES NUKLEARKREISLAUFS
- Behandlung abgebrannter Brennelemente	10.698	(218)	237	185	(202)
- Beseitigung und Aufbereitung von Abfällen	751	(23)	25	14	(15)
- langfristige Entsorgung radioaktiver Abfälle	9.846	(597)	780	498	(673)
AUFWAND FÜR STILLLEGUNG UND LETZTE KERNE
- Stilllegung von in Betrieb befindlichen Kernanlagen	12.480	(496)	520	7	(7)
- Stilllegung von stillgelegten Kernkraftwerken	3.505	(138)	149	138	(149)
- letzte Kerne	2.526	(88)	94	-	-
GESAMT	39.806	(1.560)	1.805	842	(1.046)

ANMERKUNG 29 SONSTIGE RÜCKSTELLUNGEN FÜR DIE STILLLEGUNG

Die sonstigen Rückstellungen für die Stilllegung betreffen im Wesentlichen fossil befeuerte Kraftwerke.

Die Kosten für die Stilllegung fossil befeuerter Kraftwerke werden anhand von regelmäßig aktualisierten Studien berechnet, die auf geschätzten zukünftigen Kosten basieren, gemessen anhand der in der Vergangenheit erfassten Kosten und der jüngsten Schätzungen für noch in Betrieb befindliche Anlagen.

Die zum 31. Dezember 2018 gebildete Rückstellung spiegelt die neuesten bekannten Kostenvoranschläge von Auftragnehmern und die Inbetriebnahme von Anlagen der neuen Generation wider.

ANMERKUNG 30 RÜCKSTELLUNGEN FÜR LEISTUNGEN AN ARBEITNEHMER

Die Rückstellungen für Leistungen an Arbeitnehmer haben sich wie folgt entwickelt:

	Zunahmen			Abnahmen
(in Mio. EUR)	31.12.2017	Operative ⁽¹⁾	Finanzielle	Operative ⁽²⁾	Finanzielle ⁽³⁾	31.12.2018
Rückstellungen für Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses	10.056	796	556	(837)	(267)	10.304
Rückstellungen für langfristige Leistungen	999	36	18	(117)	-	936
RÜCKSTELLUNGEN FÜR LEISTUNGEN AN ARBEITNEHMER	11.055	832	574	(954)	(267)	11.240

⁽¹⁾ Einschließlich eines nachzuverrechnenden Dienstzeitaufwands in Höhe von 529 Mio. EUR, der Abschreibung versicherungsmathematischer Verluste in Höhe von 293 Mio. EUR und nicht unverfallbarer Leistungen in Höhe von 10 Mio. EUR.
⁽²⁾ Darunter (885) Mio. EUR für Arbeitgeberbeiträge und (68) Mio. EUR für versicherungsmathematische Gewinne.
⁽³⁾ Für die erwartete Rendite des Fondsvermögens.

EINZELHEITEN ZUR ENTWICKLUNG DER RÜCKSTELLUNGEN:

(in Mio. EUR)	Verpflichtungen	Fondsobjekten	Verpflichtungen abzüglich Fondsvermögen
SALDO ZUM 31.12.2017	30.108	(11.366)	18.742
Nettoaufwand für 2018	1.104	(268)	836
Nicht erfasste versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	(3.013)	305	(2.708)
Fondsbeiträge	-	(30)	(30)
Gezahlte Leistungen	(1.302)	446	(856)
SALDO ZUM 31.12.2018	26.897	(10.913)	15.984

(in Mio. EUR)	Nicht erfasster nachzuverrechnender Dienstzeitaufwand	Nicht erfasste versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	Rückstellung in der Bilanz
SALDO ZUM 31.12.2017	(49)	(7.638)	11.055
Nettoaufwand für 2018	10	225	1.071
Nicht erfasste versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	-	2.708	-
Fondsbeiträge	-	-	(30)
Gezahlte Leistungen	-	-	(856)
SALDO ZUM 31.12.2018	(39)	(4.705)	11.240

Die versicherungsmathematischen Gewinne und Verluste aus Verpflichtungen belaufen sich im Jahr 2018 auf 3.013 Mio. EUR. Dies spiegelt die Änderung des Abzinsungssatzes (2.036 Mio. EUR), die Aktualisierung der Sterbetafel (408 Mio. EUR) und die Aktualisierung der Lohnsteigerungssätze (356 Mio. EUR) und erfahrungsbedingte Anpassungen in Höhe von (13) Mio. EUR wider.

LEISTUNGEN NACH BEENDIGUNG DES ARBEITSVERHÄLTNISSES UND LANGFRISTIGE LEISTUNGEN AN MITARBEITER:

(in Mio. EUR)	31.12.2018	31.12.2017
Laufender Dienstzeitaufwand	529	530
Zinsaufwand (Abzinsungseffekt)	574	584
Erwartete Rendite aus Fondsvermögen	(267)	(266)
Abschreibungen auf nicht erfasste versicherungsmathematische Gewinne und Verluste - Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses	241	283
Veränderung der versicherungsmathematischen Gewinne und Verluste - langfristige Leistungen	(16)	42
Auswirkungen von Plankürzung oder -abgeltung	-	-
Nachzuverrechnender Dienstzeitaufwand - unverfallbare Leistungen	-	-
Nachzuverrechnender Dienstzeitaufwand - nicht unverfallbare Leistungen	10	10
NETTOKOSTEN IM ZUSAMMENHANG MIT DEN LEISTUNGEN NACH BEENDIGUNG DES ARBEITSVERHÄLTNISSES UND LANGFRISTIGE LEISTUNGEN	1.071	1.184
einschließlich:
Betriebsaufwand ⁽¹⁾	764	865
Finanzaufwand	307	318

⁽¹⁾ Im Jahr 2018 entspricht dieser Betrag im Wesentlichen einem operativen Anstieg von 832 Mio. EUR abzüglich Auflösungen für versicherungsmathematische Gewinne und Verluste ((68) Mio. EUR).

30.1 RÜCKSTELLUNGEN FÜR LEISTUNGEN NACH BEENDIGUNG DES ARBEITSVERHÄLTNISSES

Einzelheiten zu diesen Rückstellungen sind im Folgenden dargestellt:

	Zunahmen
(in Mio. EUR)	31.12.2017	Operative	Finanzielle
Rückstellungen für Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses	10.056	796	556
bestehend aus:
Pensionen	7.331	501	431
CNIEG-Kosten	449	8	9
Sachbezüge (Energie)	1.725	198	87
Altersversorgungsleistungen	(15)	40	12
Sonstige Leistungen	567	49	17

	Abnahmen
(in Mio. EUR)	Operative	Finanzielle	31.12.2018
Rückstellungen für Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses	(837)	(267)	10.304
bestehend aus:
Pensionen	(648)	(257)	7.358
CNIEG-Kosten	(13)	-	453
Sachbezüge (Energie)	(122)	-	1.888
Altersversorgungsleistungen	(32)	(10)	(5)
Sonstige Leistungen	(22)	-	611

(in Mio. EUR)	Verpflichtungen	Fondsobjekten
Rückstellungen für Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses zum 31.12.2018	25.961	(10.913)
bestehend aus:
Pensionen	20.036	(10.402)
CNIEG-Kosten	431	-
Sachbezüge (Energie)	4.110	-
Altersversorgungsleistungen	550	(496)
Sonstige Leistungen	834	(15)

(in Mio. EUR)	Nicht erfasster nachzuverrechnender Dienstzeitaufwand	Nicht erfasster versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	Rückstellung in der Bilanz
Rückstellungen für Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses zum 31.12.2018	(39)	(4.705)	10.304
bestehend aus:
Pensionen	-	(2.277)	7.358
CNIEG-Kosten	-	22	453
Sachbezüge (Energie)	-	(2.222)	1.888
Altersversorgungsleistungen	(20)	(39)	(5)
Sonstige Leistungen	(19)	(189)	611

(in Mio. EUR)	Verpflichtungen	Fondsvermögen
Rückstellungen für Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses zum 31.12.2017	29.109	(11.366)
bestehend aus:
Pensionen	22.582	(10.845)
CNIEG-Kosten	472	-
Sachbezüge (Energie)	4.572	-
Altersversorgungsleistungen	584	(506)
Sonstige Leistungen	899	(15)

(in Mio. EUR)	Nicht erfasster nachzuverrechnender Dienstzeitaufwand	Nicht erfasste versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	Rückstellung in der Bilanz
Rückstellungen für Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses zum 31.12.2017	(48)	(7.639)	10.056
bestehend aus:
Pensionen	-	(4.407)	7.331
CNIEG-Kosten	-	(23)	449
Sachbezüge (Energie)	-	(2.847)	1.725
Altersversorgungsleistungen	(28)	(65)	(15)
Sonstige Leistungen	(20)	(297)	567

30.2 RÜCKSTELLUNGEN FÜR SONSTIGE LANGFRISTIGE LEISTUNGEN AN AKTUELLE MITARBEITER

Die Höhe der Verpflichtungen für sonstige langfristige Leistungen an aktuelle Mitarbeiter entspricht den entsprechenden bilanziellen Rückstellungen. Die Einzelheiten hierzu:

	Zunahmen			Abnahmen
(in Mio. EUR)	31.12.2017	Operative	Finanzielle	Operative	31.12.2018
Rückstellungen für sonstige langfristige Leistungen an aktuelle Mitarbeiter	999	36	18	(117)	936
bestehend aus:
Renten nach Arbeitsunfällen und -krankheiten	854	27	16	(98)	799
Dienstjubiläen	125	8	2	(17)	118
Sonstige	20	1	-	(2)	19

30.3 FONDSVERMÖGEN

Das Fondsvermögen beläuft sich zum 31. Dezember 2018 auf 10.913 Mio. EUR (31. Dezember 2017: 11.366 Mio. EUR) und ist im Wesentlichen auf die Deckung der in der Vergangenheit im Rahmen des Sonderrentensystems erbrachten spezifischen Leistungen (10.402 Mio. EUR) und die Altersversorgungsleistungen (496 Mio. EUR) verteilt.

Die Investitionen aus den betreffenden Verträgen setzen sich wie folgt zusammen:

(in Mio. EUR)	31.12.2018	31.12.2017
SUMME FONDSVERMÖGEN	10.913	11.366
Vermögenswerte zur Finanzierung von speziellen Pensionsleistungen	10.402	10.845
(%)
Beteiligungspapiere	27%	30%
Anleihen und monetäre Instrumente	73%	70%
Vermögenswerte zur Finanzierung von Altersversorgungsleistungen	496	506
(%)
Beteiligungspapiere	27%	32%
Anleihen und monetäre Instrumente	73%	68%
Vermögenswerte, die sonstige Leistungen finanzieren	15	15

30.4 VERSICHERUNGSMATHEMATISCHE ANNAHMEN

Die wichtigsten versicherungsmathematischen Annahmen für Rückstellungen für Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und für langfristige Leistungen an Arbeitnehmer nach dem IEG-System sind nachstehend zusammengefasst:

―	der Abzinsungssatz beträgt zum 31. Dezember 2018 2,30% (1,90% zum 31. Dezember 2017);
―	die Inflationsrate wird zum 31. Dezember 2018 auf 1,50% geschätzt (1,50% zum 31. Dezember 2017);
―	die durchschnittliche Restdienstzeit beträgt 19,75 Jahre;
―	die Fluktuationsrate gilt als nicht wesentlich;
―	der "Händlertarif""(Sonderenergiepreis für EDF-Mitarbeiter) beinhaltet Änderungen der Steuern auf der Grundlage dieses Tarifs;
―	die erwartete Rendite auf das Fondsvermögen, das in der Vergangenheit erworbenen Sonderleistungen aus dem speziellen Pensionssystem abdeckt, beträgt für 2018 2,37% (2,37% für 2017);
―	die erwartete Rendite des Fondsvermögens zur Deckung der Altersversorgungsleistungen beträgt 1,99% für 2018 (1,99% für 2017).

In Frankreich wird der Diskontierungssatz für die Pensionsverpflichtungen durch Anwendung des Zinssatzes für hochwertige Unternehmensanleihen auf der Grundlage ihrer Laufzeit für die Fälligkeiten ermittelt, die den zukünftigen Auszahlungen aus diesen Verpflichtungen entsprechen. Bei längeren Laufzeiten berücksichtigt die Berechnung auch Daten aus einer größeren Auswahl von Unternehmensanleihen, die für Vergleichszwecke mit qualitativ hochwertigen Anleihen angepasst wird, da seit 2017 weniger Anleihen mit diesen Laufzeiten im Umlauf sind.

Änderungen der verwendeten Wirtschafts- und Marktparameter zum 31. Dezember 2018 haben EDF veranlasst, den Abzinsungssatz zum 31. Dezember 2018 auf 2,30% (1,90% zum 31. Dezember 2017) festzusetzen.

Die für die Berechnung der Rückstellungen für Leistungen an Arbeitnehmer verwendete Inflationsrate ergibt sich aus einer intern ermittelten Inflationskurve nach Fälligkeit. Die so ermittelte Inflationsrate beträgt zum 31. Dezember 2018 durchschnittlich 1,50% (identisch mit der Quote zum 31. Dezember 2017).

Die Verpflichtungen beruhen auf Annahmen zur Lohnerhöhung, die nach Altersgruppen und Beschäftigtenkategorien differenziert sind und bei denen ein durchschnittlicher jährlicher Anstieg von 2,6%, einschließlich der Inflation für eine geplante volle Karriere, zu verzeichnen ist.

Die Sterbetafel für die Berechnung der Verpflichtungen wird an die Besonderheiten des IEG-Systems (Gas- und Elektrizitätssektor) angepasst. Im Jahr 2018 wurde sie mithilfe der Generierungstabelle INSEE 2013-2070 (erstellt vom französischen Statistikamt) anstelle der Generierungstabelle INSEE 2007-2060 aktualisiert.

ANMERKUNG 31 RÜCKSTELLUNGEN FÜR SONSTIGE AUFWENDUNGEN

		Operative Zunahmen	Abnahmen		Sonstige
(in Mio. EUR)	31.12.2017		Verwendungen	Auflösungen		31.12.2018
Rückstellungen für:
- Personalaufwand	69	66	(44)	(8)	-	83
- Erneuerung von Anlagen, die unter Konzession betrieben werden	264	10	-	-	(6)	268
- Sonstige Aufwendungen	605	70	(100)	(60)	-	515
RÜCKSTELLUNGEN FÜR SONSTIGE AUFWENDUNGEN	938	146	(144)	(68)	(6)	866

ANMERKUNG 32 VERBINDLICHKEITEN

	Fälligkeit			Bruttowert	Bruttowert
(in Mio. EUR)	< 1 Jahr	1 - 5 Jahre	>5 Jahre	zum 31.12.2018	zum 31.12.2017
Verbindlichkeiten
Anleihen	3.319	11.930	34.819	50.068	46.552
Fremdkapitalaufnahme durch Finanzinstitute	-	-	1.154	1.154	1.200
Sonstige Fremdkapitalaufnahme	1.999	6	6	2.011	1.962
Sonstige finanzielle Verbindlichkeiten:
- Vorschüsse auf den Verbrauch	1	5	20	26	27
- Sonstiges	1.385	-	-	1.385	1.700
Finanzverbindlichkeiten (siehe Anmerkung 33)	6.704	11.941	35.999	54.644	51.441
Erhaltene Anzahlungen und Abschlagszahlungen ⁽¹⁾	7.134	-	-	7.134	6.861
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und zugehörige Konten	7.329	84	34	7.447	7.670
Verbindlichkeiten aus Steuern und Sozialversicherung ⁽²⁾	8.157	-	-	8.157	8.011
Verbindlichkeiten im Zusammenhang mit dem Anlagevermögen und den zugehörigen Konten	2.670	-	-	2.670	2.308
Sonstige Verbindlichkeiten ⁽³⁾	14.955	-	-	14.955	13.922
Betriebs-, Investitions- und sonstige Verbindlichkeiten	33.111	84	34	33.229	31.911
Geldmarktinstrumente ⁽⁴⁾	1.805	620	1.037	3.462	4.471
Rechnungsabgrenzungsposten ⁽⁵⁾	580	907	1.629	3.116	3.285
SUMME VERBINDLICHKEITEN	49.334	13.552	38.699	101.585	97.969

⁽¹⁾ Die erhaltenen Anzahlungen und Abschlagszahlungen beinhalten im Wesentlichen monatliche Dauerauftragszahlungen der Privat- und Geschäftskunden von EDF in Höhe von 6.827 Mio. EUR zum 31. Dezember 2018 (6.568 Mio. EUR zum 31. Dezember 2017).
⁽²⁾ Im Jahr 2018 ist in diesem Posten ein Betrag von 1.521 Mio. EUR für die CSPE enthalten, der von der EDF für gelieferte, aber noch nicht abgerechnete Energie erhoben wird (1.562 Mio. EUR im Jahr 2017).
⁽³⁾ Im Wesentlichen die Höhe der Kontokorrentkonten, Cash-Pooling- und Cash-Management-Vereinbarungen mit Tochtergesellschaften.
⁽⁴⁾ Im Wesentlichen unrealisierte Verluste aus Fremdwährungsinstrumenten.
⁽⁵⁾ Die passiven Rechnungsabgrenzungsposten umfassen zum 31. Dezember 2018 die im Rahmen von Kernkraftwerksfinanzierungen an EDF geleisteten Partnervorschüsse und die damit verbundenen langfristigen Verträge in Höhe von 1.663 Mio. EUR (1.711 Mio. EUR in 2017). Der passive Rechnungsabgrenzungsposten für langfristige Verträge beinhaltet auch eine Vorauszahlung an den EDF Konzern im Jahr 2010 im Rahmen der Vereinbarung mit dem Exeltium-Konsortium. Dieser Vorschuss wird schrittweise über die Laufzeit des Vertrags in die Gewinn- und Verlustrechnung übertragen.

ANMERKUNG 33 FINANZIELLE VERBINDLICHKEITEN

(in Mio. EUR)	Saldo zum 31.12.2017	Neue Darlehen	Tilgungen	Umrechnungsdifferenzen	Sonstige	Saldo zum 31.12.2018
Anleihen in Euro	1.013	-	-	-	-	1.013
Anleihen in sonstigen Währungen ⁽¹⁾	12.438	3.214	-	677	-	16.329
Euro-Medium Term Notes (EMTN) in Euro ⁽²⁾	20.483	1.000	(1.500)	-	-	19.983
Euro-Medium Term Notes (EMTN) in sonstigen Währungen	12.618	-	-	125	-	12.743
Anleihen	46.552	4.214	(1.500)	802	-	50.068
Langfristige Darlehen in Euro	1.200	-	(46)	-	-	1.154
Fremdkapitalaufnahme durch Finanzinstitute	1.200	-	(46)	-	-	1.154
Handelbare Schuldtitel in Euro ⁽³⁾	700	255	-	-	-	955
Handelbare Schuldtitel (nicht in Euro) ⁽³⁾	1.247	-	(329)	123	-	1.041
Vertragliche Finanzschulden	15	-	-	-	-	15
Sonstige Fremdkapitalaufnahme	1.962	255	(329)	123	-	2.011
Summe Fremdkapital	49.714	4.469	(1.875)	925	-	53.233
Vorschüsse auf den Verbrauch	27	-	-	-	(1)	26
Sonstige Vorschüsse	80	41	(13)	-	-	108
Kontokorrentkredite	433	-	-	-	(249)	184
Abgegrenzte Bankverbindlichkeiten	39	-	-	-	(10)	29
Zinsaufwand	1.148	-	-	-	(84)	1.064
Summe sonstige finanzielle Verbindlichkeiten	1.700	41	(13)	-	(343)	1.385
SUMME FINANZIELLE VERBINDLICHKEITEN	51.441	4.510	(1.888)	925	(344)	54.644

⁽¹⁾ Am 19. September 2018 hat EDF 3,75 Mrd. USD durch eine vorrangige Anleihe mit mehreren Tranchen aufgenommen (siehe Anmerkung 2.2).
⁽²⁾ Am 25. September 2018 hat EDF eine vorrangige Anleihenemission in Höhe von 1 Mrd. EUR aufgelegt (siehe Anmerkung 2.2).
⁽³⁾ Ausgaben nach Abzug von Rückzahlungen.

33.1 AUFTEILUNG DER KREDITE NACH WÄHRUNGEN, VOR UND NACH SICHERUNGSINSTRUMENTEN

	Schuldenstruktur in der Bilanz				Auswirkungen von Sicherungsinstrumenten
(in Mio. EUR)	Nicht-EUR	In EUR	% Nicht-EUR	% Schulden	Nicht-EUR	In EUR
Summe I - EUR		23.120		43		26.828
CHF	550	488	2	1	(550)	(488)
GBP	7.385	8.256	27	16	(3.000)	(3.354)
HKD	2.416	269	1	1	(2.416)	(269)
JPY	137.000	1.089	4	2	(137.000)	(1.089)
NOK	1.000	101	-	-	(1.000)	(101)
USD	22.798	19.910	66	37	(24.648)	(21.527)
Summe II - Fremdwährungen (ohne Euro)		30.113	100	57		(26.828)
SUMME I + II		53.233		100

	Schuldenstruktur nach Absicherung
(in Mio. EUR)	Nicht-EUR	In EUR	% Nicht-EUR	% Schulden
Summe I - EUR		49.948		94
CHF	-	-	-	-
GBP	4.385	4.902	149	9
HKD	-	-	-	-
JPY	-	-	-	-
NOK	-	-	-	-
USD	(1.850) ⁽¹⁾	(1.617)	(49)	(3)
Summe II - Fremdwährungen (ohne Euro)		3.285	100	6
SUMME I + II		53.233		100

⁽¹⁾ Diese Derivate sichern auch einen Teil der sonstigen Verbindlichkeiten in Fremdwährung ab.

Der Nominalwert der in den außerbilanziellen Verpflichtungen enthaltenen Sicherungsinstrumente (siehe Anmerkung 35.1) hat keinen Einfluss auf die Kredite in der Bilanz.

33.2 AUFTEILUNG DER DARLEHEN NACH ZINSARTEN VOR UND NACH ABSICHERUNG

	Schuldenstruktur der Bilanz			Auswirkung der Sicherungsinstrumente	Schuldenstruktur nach Absicherung
(in Mio. EUR)	Summe	% 31.12.2018	% 31.12.2017	Summe	Summe	% 31.12.2018
Langfristige Darlehen und EMTN	50.573			(23.142)	27.431
Kurzfristige Darlehen	1.997			-	1.997
Finanzschulden mit Festzinssatz	52.570	99	99	(23.142)	29.428	55
Langfristige Darlehen und EMTN	663			23.142	23.805
Kurzfristige Darlehen	-			-	-
Finanzschulden mit variablem Zinssatz	663	1	1	23.142	23.805	45
GESAMT	53.233	100	100	-	53.233	100

	Schuldenstruktur nach Absicherung
(in Mio. EUR)	% 31.12.2017
Langfristige Darlehen und EMTN
Kurzfristige Darlehen
Finanzschulden mit Festzinssatz	53
Langfristige Darlehen und EMTN
Kurzfristige Darlehen
Finanzschulden mit variablem Zinssatz	47
GESAMT	100

ANMERKUNG 34 UNREALISIERTE WÄHRUNGSGEWINNE

Zum 31. Dezember 2018 beliefen sich die unrealisierten Währungsgewinne auf 296 Mio. EUR (31. Dezember 2017: 485 Mio. EUR). Davon betrafen 140 Mio. EUR zwei unbefristete Anleihen in Pfund Sterling und 128 Mio. EUR eine auf Pfund Sterling lautende Anleihe, die vollständig durch Währungsswaps abgesichert wird.

SONSTIGE ANGABEN

ANMERKUNG 35 FINANZINSTRUMENTE

35.1 AUSSERBILANZIELLE VERPFLICHTUNGEN AUS WÄHRUNGS- UND ZINSDERIVATEN

EDF setzt Finanzinstrumente ein, um die Auswirkungen von Wechselkurs- und Zinsrisiken zu begrenzen.

	31.12.2018		31.12.2017
(in Mio. EUR)	Zu erhalten (Nominalwert)	Zu geben (Nominalwert)	Zu erhalten (Nominalwert)	Zu geben (Nominalwert)
1 - Zinsgeschäfte
Kurzfristige Zinsswaps
EUR	-	-	-	-
Langfristige Zinsswaps
EUR	7.140	7.140	7.184	7.184
USD	2.795	2.795	3.043	3.043
GBP	4.845	4.845	3.593	3.593
JPY	-	-	-	-
Zwischensumme	14.780	14.780	13.820	13.820
2 - Währungstransaktionen
FX-Termingeschäfte
EUR	22.438	22.982	20.232	22.032
CAD	325	190	637	525
USD	15.431	16.868	13.634	12.941
GBP	7.534	5.290	6.848	4.521
CHF	517	196	857	557
HUF	1	1	11	11
	153	153	180	180
PLN	259	305	1.171	1.255
JPY	294	955	102	1.680
CNY	13	13	15	15
MXN	84	84	62	61
Sonstige Währungen	110	110	123	123
Langfristige Währungsswaps
EUR	8.578	38.230	9.099	33.253
JPY	1.089	-	1.015	103
USD	24.284	3.995	18.515	4.385
GBP	12.001	4.358	11.337	4.126
CHF	488	444	470	427
CAD	-	-	37	37
	89	89	132	132
PLN	9	5	6	3
NOK	100	-	102	-
MXN	-	11	-	11
HKD	269	-	258	-
Zwischensumme	94.066	94.279	84.843	86.378
3 - Verbriefung durch Swaps	194	194	264	264
4- Geschäfte mit marktfähigen Wertpapieren	1.136	1.280	-	-
Kauf und Verkauf von Optionen
SUMME FINANZIELLE AUSSERBILANZIELLE VERPFLICHTUNGEN	110.176	110.533	98.927	100.462
5- Rohstoffswaps
Kohle (in Mio. Tonnen)	4	4	4	4
Erdölerzeugnisse (in Tausend Barrel)	7.252	7.252	7.348	7.348

Die in der obigen Tabelle ausgewiesenen Beträge sind die Nominalwerte der Verträge, die gegebenenfalls mit den Jahresendkursen 2018 umgerechnet werden (unabhängig davon, ob sie als Sicherungsgeschäfte klassifiziert werden).

35.2 AUSWIRKUNGEN VON TRANSAKTIONEN MIT FINANZINSTRUMENTEN AUF DEN NETTOERTRAG

(in Mio. EUR)	2018	2017
Nicht als Sicherungsgeschäfte klassifizierte Instrumente
Zinsinstrumente ⁽¹⁾	114	104
Deviseninstrumente	156	(202)
Als Sicherungsgeschäfte klassifizierte Instrumente
Zinsinstrumente	647	600
Deviseninstrumente	172	442

⁽¹⁾ Einschließlich Zinsen auf Swaps.

35.3 BEIZULEGENDER ZEITWERT DER DERIVATIVEN FINANZINSTRUMENTE

Der beizulegende Zeitwert von Währungs- und Zinsswaps wurde durch Diskontierung der zukünftigen Zahlungsströme unter Verwendung von Devisen- und Zinssätzen am Jahresende über die Restlaufzeit der Verträge ermittelt (Marktwert beinhaltet aufgelaufene Zinsen).

Der Buchwert der außerbilanziellen Derivate umfasst aufgelaufene Zinsen, Ausgleichszahlungen und gezahlte oder erhaltene Prämien sowie Umrechnungsdifferenzen, die bereits auf den Konten von EDF gebucht sind. Die Differenz zwischen Buchwert und Marktwert ist der unrealisierte Gewinn oder Verlust.

Der von EDF berechnete Zeitwert der zum 31. Dezember 2018 außerbilanziell ausgewiesenen derivativen Finanzinstrumente stellt sich wie folgt dar:

(in Mio. EUR)	Buchwert	Zeitwert
Zinsabsicherungen
- Zinsswaps	145	1.452
Kurssicherungsgeschäfte
- Devisentermingeschäfte und Währungsswaps	(77)	(93)
- Währungsswaps	1	(1.040)
Absicherung von Aktienrisiken
- Optionen auf Aktien	20	20
Rohstoffsicherungsgeschäfte
- Kohle	-	19
- Erdölerzeugnisse	-	42
GESAMT	89	400

ANMERKUNG 36 SONSTIGE AUSSERBILANZIELLE VERPFLICHTUNGEN UND GESCHÄFTSVORFÄLLE

Zum 31. Dezember 2018 stellen sich die außerbilanziellen Verpflichtungen aus dem operativen Geschäft, der Finanzierung und den Investitionen (mit Ausnahme von Stromversorgungsverpflichtungen und Partnerschaftsverträgen) wie folgt dar:

	Fälligkeit
(in Mio. EUR)	< 1 Jahr	1 - 5 Jahre	5 - 10 Jahre	>10 Jahre	31.12.2018	31.12.2017
Eingegangene außerbilanzielle Verpflichtungen	13.088	19.516	12.513	8.748	53.865	55.539
Operative Verpflichtungen	6.910	13.280	11.170	8.721	40.081	41.285
- Verpflichtungen im Zusammenhang mit dem Kauf von Brennstoffen und Energie	3.942	10.603	9.149	8.538	32.232	32.660
- Sonstige operative Verpflichtungen	2.968	2.677	2.021	183	7.849	8.625
Investitionsverpflichtungen	3.315	2.986	577	24	6.902	7.255
Finanzierungszusagen	2.863	3.250	766	3	6.882	6.999
Erhaltene außerbilanzielle Verpflichtungen	3.469	9.052	585	162	13.268	13.805
Operative Verpflichtungen	1.294	900	585	162	2.941	3.485
Investitionsverpflichtungen	21	10	-	-	31	36
Finanzierungszusagen	2.154	8.142	-	-	10.296	10.284

36.1 EINGEGANGENE VERPFLICHTUNGEN

In fast allen Fällen sind die eingegangenen Verpflichtungen gegenseitig, und die betreffenden Dritten sind verpflichtet, EDF Vermögenswerte oder Dienstleistungen im Zusammenhang mit Betriebs-, Investitions- und Finanzierungsvorgängen zu liefern.

36.1.1 Abnahmeverpflichtungen für Brennstoffe und Energie

Im Rahmen der gewöhnlichen Erzeugungs- und Versorgungsaktivitäten hat EDF langfristige Verträge über den Bezug von Strom, Gas, sonstigen Energien sowie Rohstoffen und Kernbrennstoffen mit einer Laufzeit von bis zu 20 Jahren abgeschlossen.

Zum 31. Dezember 2018 werden diese Verpflichtungen wie folgt fällig:

	Fälligkeit
(in Mio. EUR)	< 1 Jahr	1 - 5 Jahre	5 - 10 Jahre	>10 Jahre	31.12.2018	31.12.2017
Strombezüge und damit verbundene Dienstleistungen	2.340	3.650	3.599	4.903	14.492	14.360
Beschaffung von Kernbrennstoffen	1.602	6.953	5.550	3.635	17.740	18.300
ABNAHMEVERPFLICHTUNGEN FÜR BRENNSTOFFE UND ENERGIE	3.942	10.603	9.149	8.538	32.232	32.660

Strombezüge und damit verbundene Dienstleistungen

Die Strombezugsverpflichtungen betreffen im Wesentlichen:

―	Island Energy Systems (SEI), das sich verpflichtet hat, Strom aus Bagasse und Kohle sowie Strom aus den Anlagen der EDF-Tochtergesellschaft PEI zu beziehen;
―	Sicherungsgeschäfte: Dies sind Terminkäufe, für welche die Mengen und Preise in Verträgen mit EDF Trading festgelegt werden.

Zusätzlich zu den oben genannten Verpflichtungen und gemäß Artikel 10 des Gesetzes vom 10. Februar 2000 ist EDF auf dem französischen Festland verpflichtet, auf Antrag des Herstellers und vorbehaltlich der Einhaltung bestimmter technischer Merkmale den Strom zu kaufen, der aus Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen und Einheiten zur Erzeugung erneuerbarer Energien (Windkraftanlagen, Kleinwasserkraftwerke, Photovoltaik usw.) stammt.

Die durch diese Verpflichtung verursachten Mehrkosten werden nach Validierung der CRE durch die CSPE ausgeglichen. Diese Abnahmeverpflichtungen belaufen sich für 2018 auf 53 TWh (47 TWh im Jahr 2017), einschließlich 7 TWh für Kraft-Wärme-Kopplung (6 TWh im Jahr 2017), 26 TWh für Windkraft (23 TWh im Jahr 2017), 9 TWh für Photovoltaik (9 TWh im Jahr 2017) und 3 TWh für Wasserkraft (3 TWh im Jahr 2017).

Beschaffung von Kernbrennstoffen

Verpflichtungen für die Beschaffung von Kernbrennstoffen ergeben sich aus Lieferverträgen für die Kernkraftwerke, die dazu bestimmt sind, den Bedarf von EDF an Produktionsdienstleistungen für Uran und Fluoration, Anreicherung und Brennelemente zu decken.

Der Rückgang der Einkäufe von Kernbrennstoffen im Jahr 2018 ist hauptsächlich auf die Ausführung bestehender Verträge zurückzuführen.

36.1.2 Sonstige operative Verpflichtungen

Dabei handelt es sich hauptsächlich um Verpflichtungen, die EDF durch die Unterzeichnung von Aufträgen im Zusammenhang mit Vorgängen oder laufenden Aufträgen, damit verbundene Garantien und Verpflichtungen als Leasingnehmer aus unwiderruflichen Ausrüstungs-Leasingverträgen, insbesondere für Gebäude, Ausrüstungen und Fahrzeuge, eingegangen ist. Die betreffenden Zahlungen unterliegen entsprechend den in den Verträgen festgelegten Zeitabständen einer Neuverhandlung.

Der Rückgang dieser Verpflichtungen erklärt sich aus dem Erlöschen von Garantien, die zuvor im Zusammenhang mit Steuerstreitigkeiten gewährt wurden.

36.1.3 Investitionsverpflichtungen

Investitionsverpflichtungen sind im Wesentlichen Verpflichtungen für den Erwerb von Sachanlagen. Der Rückgang der Verpflichtungen von EDF für den Erwerb von immateriellen Vermögenswerten und Sachanlagen ist hauptsächlich auf die Fortschritte beim EPR-Projekt Flamanville 3 zurückzuführen.

36.1.4 Finanzierungszusagen

Dies sind Verpflichtungen von EDF gegenüber ihren Tochterunternehmen, im Jahr 2018 hauptsächlich 2.060 Mio. EUR für EDF Trading, 980 Mio. EUR für EDF Renewables, 929 Mio. EUR für Edison, 805 Mio. EUR für EDF International, 800 Mio. EUR für Enedis und 750 Mio. EUR für EDF Energie.

36.2 ERHALTENE ZUSAGEN

36.2.1 Operative Verpflichtungen

Diese Verpflichtungen umfassen im Wesentlichen:

―	erhaltene Ausrüstungs-Leasingverpflichtungen als Leasinggeber;
―	erhaltene Betriebsgarantien;
―	operative Verkaufsverpflichtungen, im Wesentlichen für Ingenieurleistungen für HPC;
―	Verpflichtungen zur Personalentsendung für Edvance.

36.2.2 Finanzierungsverpflichtungen

Diese Verpflichtungen entsprechen dem Gesamtwert der Kreditlinien, die EDF von verschiedenen Banken zur Verfügung stehen.

36.3 SONSTIGE ARTEN VON VERPFLICHTUNGEN

36.3.1 Stromversorgungsverpflichtungen

Im Rahmen seiner Geschäftstätigkeit hat EDF langfristige Verträge über die Lieferung von Strom wie folgt abgeschlossen:

―	langfristige Verträge mit einer Reihe von europäischen Strombetreibern für eine bestimmte Anlage oder für eine bestimmte Gruppe von Anlagen der französischen Kernkraftwerke, die einer installierten Leistung von 3,5 GW entsprechen;
―	im Rahmen der Umsetzung des französischen NOME-Gesetzes über die Organisation des französischen Strommarktes hat sich EDF verpflichtet, einen Teil der in seinen bestehenden Kernkraftwerken erzeugten Energie an sonstige Lieferanten zu verkaufen. Damit werden bis zum 31. Dezember 2025 Mengen von bis zu 100 TWh pro Jahr abgedeckt.

36.3.2 Gasbezug und damit verbundene Dienstleistungen

Gasbezugsverpflichtungen werden von EDF im Zusammenhang mit dem expandierenden Gasversorgungsgeschäft eingegangen.

Gaseinkäufe für Versorgung, Lieferung und Speicherung erfolgen überwiegend über langfristige Verträge und Terminkäufe von EDF Trading.

Nach dem Vertrag mit dem LNG-Methanterminal Dunkerque verfügt EDF bis 2037 gegen Zahlung einer jährlichen Prämie von ca. 150 Mio. EUR über ca. 61% der Regasifizierungskapazitäten des Terminals. Im Zusammenhang mit diesem Vertrag wurde eine Rückstellung für belastende Verträge gebildet - siehe Anmerkung 2.1.

ANMERKUNG 37 EVENTUALVERBINDLICHKEITEN

Steuerprüfungen

Für den Zeitraum 2008 bis 2015 wurde EDF über geplante Steuerkorrekturen informiert, insbesondere über die steuerliche Abzugsfähigkeit bestimmter langfristiger Verbindlichkeiten. Diese wiederkehrende Neubewertung, die für jedes Jahr angewandt wird, stellt ein kumuliertes finanzielles Risiko von rund 563 Mio. EUR an Ertragsteuern zum 31. Dezember 2018 dar. Im September 2017 erließ das Verwaltungsgericht Montreuil zwei Urteile, in denen die Steuerabzugsfähigkeit dieser Verbindlichkeiten anerkannt und die Position der Gesellschaft bestätigt wurde.

Für die Jahre 2012 und 2015 haben die französischen Steuerbehörden der Gesellschaft bestimmte wiederkehrende Steuerneubewertungen hinsichtlich der Steuer auf die Wertschöpfung von Unternehmen (Contribution sur la Valeur ajoutée des Entreprises) mitgeteilt und die Abzugsfähigkeit langfristiger Rückstellungen in Frage gestellt.

Arbeitsrechtliche Streitigkeiten

EDF ist an einer Reihe von arbeitsrechtlichen Prozessen beteiligt, vor allem in Bezug auf die Arbeitszeit. EDF schätzt, dass keine dieser Klagen im Einzelnen einen wesentlichen Einfluss auf das Finanzergebnis oder die Finanzlage haben dürfte. Da sie sich jedoch auf Situationen beziehen, die eine große Anzahl von Mitarbeitern von EDF in Frankreich betreffen könnten, könnte eine Zunahme solcher Rechtsstreitigkeiten potenziell negative Auswirkungen auf die Finanzlage von EDF haben (obwohl das Risiko durch die Unterzeichnung der Vereinbarung über die feste Anzahl von Arbeitstagen im Jahr 2016 gemildert wurde).

ANMERKUNG 38 ZWECKGEBUNDENE VERMÖGENSWERTE

38.1 VORSCHRIFTEN

Artikel L. 594 des französischen Umweltgesetzbuches und seine Durchführungsbestimmungen verlangen, dass Vermögenswerte (zweckgebundene Vermögenswerte) zur sicheren Finanzierung der Stilllegungskosten von Kernkraftwerken und der langfristigen Lagerkosten für radioaktive Abfälle abgegrenzt werden. Die Bestimmungen regeln den Aufbau von zweckgebundenem Vermögen sowie die Verwaltung und Verwendung der Fonds selbst. Zweckgebundene Vermögenswerte werden klar identifiziert und getrennt von den anderen Finanzanlagen und Investitionen der Gesellschaft verwaltet. Sie unterliegen zudem einer besonderen Überwachung und Kontrolle durch den Vorstand und die Verwaltungsbehörden.

Das Gesetz verlangt, dass der realisierbare Wert dieser zweckgebundenen Vermögenswerte höher sein muss als der Wert der Rückstellungen, der dem Barwert der oben definierten langfristigen Nuklearausgaben entspricht.

Durch das Dekret vom 29. Dezember 2010 wurden die RTE-Aktien unter bestimmten Bedingungen und mit behördlicher Genehmigung für die Aufnahme in das zweckgebundene Vermögen zugelassen. Mit dem Dekret vom 24. Juli 2013 wurde die Liste der in Frage kommenden Vermögenswerte unter Bezugnahme auf das Versicherungsgesetz überarbeitet, und auch nicht börsennotierte Wertpapiere können nun unter bestimmten Bedingungen berücksichtigt werden.

Das Dekret vom 24. März 2015 enthält zwei Maßnahmen in Bezug auf zweckgebundene Vermögenswerte:

―	die jährliche Zuteilung zu den zweckgebundenen Vermögenswerten, abzüglich etwaiger Erhöhungen der Rückstellungen, muss positiv oder Null betragen, solange ihr realisierbarer Wert unter 110% des Betrags der betreffenden Rückstellungen liegt;
―	unter bestimmten Bedingungen können Immobilien, die sich im Besitz der Betreiber von Kernanlagen befinden, zur Deckung dieser Rückstellungen herangezogen werden.

Unter bestimmten Bedingungen erlaubt das Dekret vom 19. Dezember 2016 die Zuteilung der Aktien von CTE, die 100% des Kapitals von RTE hält, zum Portfolio der zweckgebundenen Vermögenswerte zum 31. Dezember 2017 (siehe Anmerkung 38.2.2 unten).

EDF erhielt am 31. Mai 2018 auch eine ministerielle Genehmigung, den Anteil der nicht börsennotierten Vermögenswerte an seinen zweckgebundenen Vermögenswerten unter bestimmten Bedingungen von 10% auf 15% zu erhöhen (dies gilt nicht für Anteile an CTE oder Immobilienvermögen).

38.2 PORTFOLIOINHALT UND -BEWERTUNG

Aufgrund der geltenden Vorschriften stellen diese zweckgebundenen Vermögenswerte eine sehr spezifische Kategorie von Vermögenswerten dar.

Das zweckgebundene Vermögen wird nach einer vom Vorstand festgelegten strategischen Allokation strukturiert und verwaltet und an die Verwaltungsbehörden berichtet. Die strategische Allokation ist darauf ausgerichtet, das übergeordnete Ziel der langfristigen Deckung der Verpflichtungen zu erreichen und bestimmt die Struktur und das Management des Portfolios als Ganzes. Dabei werden regulatorische Beschränkungen in Bezug auf die Art und Liquidität des zweckgebundenen Vermögens, die finanziellen Aussichten für die Aktien- und Anleihemärkte sowie der diversifizierende Beitrag nicht börsennotierter Anlagen berücksichtigt.

Im Rahmen der Überprüfung der strategischen Allokation und um die im Jahr 2010 mit den Aktien der RTE begonnene Diversifikation in nicht börsennotierte Vermögenswerte fortzusetzen, hat der Vorstand 2013 die Einführung eines nicht börsennotierten Anlageportfolios neben den diversifizierten Aktien- und Rentenanlagen beschlossen. Dieses Portfolio wird von der Abteilung EDF Invest verwaltet, die nach dem Dekret vom 24. Juli 2013 über die Sicherung der Finanzierung der Nuklearausgaben gebildet wurde. EDF Invest hat die folgenden Ziel-Anlageklassen: Infrastruktur-, Immobilien- und Schuld- oder Aktienfonds.

Nach der Genehmigung der französischen Regierung vom 8. Februar 2013 und der Genehmigung durch den Überwachungsausschuss für nukleare Verpflichtungen sowie dem Beschluss des Vorstands vom 13. Februar 2013 hat EDF die gesamte vom französischen Staat anerkannte Forderung, die den aufgelaufenen Fehlbetrag aus der CSPE-Finanzierung zum 31. Dezember 2012 darstellt, den zweckgebundenen Vermögenswerten zugeteilt.

Diese finanzielle Forderung wurde im Jahresabschluss zum 31. Dezember 2015 um einen zusätzlichen Betrag von schätzungsweise 644 Mio. EUR erhöht, der nicht dem zweckgebundenen Vermögen zugeteilt wurde, was den Fehlbeträgen aus den Ausgleichszahlungen entspricht, die zwischen Anfang 2013 und Ende 2015 entstanden sind, wie der Staat in einem Ministerialschreiben vom 26. Januar 2016 bestätigt hat. In Übereinstimmung mit diesem Schreiben wird die gesamte finanzielle Forderung mit 1,72% verzinst und nach einem überarbeiteten Zeitplan bis Ende 2020 zurückgezahlt. Dieser Zeitplan wurde in einer Ministerialverordnung vom 2. Dezember 2016 festgelegt, die auf der Bestätigung der CRE über die Fehlbeträge für 2015 basiert.

Am 22. Dezember 2016 hat EDF einen Anteil von 26,4% dieser finanziellen Forderung, einschließlich der zusätzlichen Forderung, die den Fehlbeträgen aus den Ausgleichszahlungen zwischen 2013 und 2015 entspricht, an einen Investorenpool abgetreten.

Folglich wird der realisierbare Wert des nicht abgetretenen Teils der Forderung, der vollständig den zweckgebundenen Vermögenswerten zugeordnet ist, auf der Grundlage des Abtretungswerts zu diesem Zeitpunkt berechnet.

Der erhaltene Betrag für die Abtretung des Teils der CSPE-Forderung, der auf zweckgebundene Vermögenswerte entfällt (894 Mio. EUR), wurde in zweckgebundene Vermögenswerte reinvestiert, ebenso wie die erhaltenen Erstattungen (siehe Anmerkung 3.5).

Nachdem der Vorstand das Schreiben des Ministers vom 31. Mai 2018 erhalten hatte, mit dem EDF unter bestimmten Bedingungen ermächtigt wurde, den Anteil der nicht börsennotierten Vermögenswerte an seinen zweckgebundenen Vermögenswerten zu erhöhen, bestätigte er am 29. Juni 2018 die folgende neue strategische Zuordnung für zweckgebundene Vermögenswerte:

―	renditestarke Vermögenswerte (Ziel: 30% des zweckgebundenen Vermögens), bestehend aus Infrastrukturvermögen, einschließlich der Anteile an CTE, und Immobilienvermögen;
―	wachstumsstarke Vermögenswerte (Ziel: 40% des zweckgebundenen Vermögens), bestehend aus Aktienfonds, die in börsennotierte oder nicht börsennotierte Aktien investieren;
―	festverzinsliche Vermögenswerte (Ziel: 30% des zweckgebundenen Vermögens), bestehend aus börsennotierten Anleihen oder börsennotierten Anleihenfonds, nicht börsennotierten Schuldtiteln, Forderungen und Barmitteln.

Diese Ziele sollten schrittweise erreicht werden, vor allem durch Reinvestition von festverzinslichen Vermögenswerten in rendite- und wachstumsstarke Vermögenswerte.

38.2.1 Wachstumsstarke und festverzinsliche Vermögenswerte

Bestimmte wachstumsstarke und festverzinsliche Vermögenswerte sind Anleihen, die direkt von EDF gehalten werden. Der Rest besteht aus spezialisierten kollektiven Investmentfonds auf den führenden internationalen Märkten, die von unabhängigen Vermögensverwaltern verwaltet werden. Sie bestehen aus offenen Fonds und "geschlossenen" Fonds, die ausschließlich für die Nutzung durch die Gesellschaft (die nicht an der Fondsverwaltung teilnimmt) aufgelegt wurden.

Die börsennotierten Aktienfonds bestehen aus internationalen Aktien (hauptsächlich in Nordamerika, aber auch in Europa, im asiatisch-pazifischen Raum und in Schwellenländern). Börsennotierte Anleihen und börsennotierte Anleihenfonds bestehen aus Staats- und Unternehmensanleihen.

Diese Anlagen werden entsprechend der strategischen Allokation strukturiert und verwaltet, die die internationalen Börsenzyklen berücksichtigt, wobei die zwischen Aktien- und Rentenmarktzyklen sowie zwischen geografischen Regionen beobachtete statistische Umkehrung EDF davon überzeugt hat, eine langfristige Anlagepolitik mit einer angemessenen Aufteilung zwischen wachstumsstarken und festverzinslichen Vermögenswerten zu definieren.

Im Rahmen der neuen strategischen Allokation enthalten die wachstumsstarken Aktiva auch einen kleinen Teil der in nicht börsennotierte Aktien investierten Fonds und die festverzinslichen Aktiva enthalten auch einen kleinen Teil der in nicht börsennotierte Schuldtitel investierten Fonds. Diese Fonds werden von EDF Invest verwaltet (siehe Anmerkung 38.2.2).

Im Rahmen der Überwachung der operativen Vermögenswerte wendet EDF langfristige, spezifische Verwaltungsregeln an, die von ihren Leitungsgremien definiert und überwacht werden (maximale Investitionsquoten, Volatilitätsanalysen und Bewertung der Qualität einzelner Fondsmanager).

38.2.2 Renditestarke Vermögenswerte

Die von EDF Invest verwalteten renditestarken Vermögenswerte bestehen aus Vermögenswerten, die sich auf Investitionen in Infrastruktur und Immobilien beziehen.

Über Investmentfonds verwaltet EDF Invest auch wachstumsstarke und festverzinsliche Vermögenswerte (siehe Anmerkung 38.2.1).

Zum 31. Dezember 2018 belief sich das von EDF Invest verwaltete Vermögen auf einen realisierbaren Gesamtwert von 5.680 Mio. EUR, einschließlich eines renditestarken Vermögens von 5.356 Mio. EUR. Die renditestarken Anlagen umfassen insbesondere:

―	50,1% der EDF-Anteile an CTE, dem Joint Venture, das RTE besitzt, gemäß Dekret 2016-1781 vom 19. Dezember 2016 zur Änderung des Dekrets vom 23. Februar 2007. Diese Anteile belaufen sich zum 31. Dezember 2018 auf 2.738 Mio. EUR (2.705 Mio. EUR zum 31. Dezember 2017);
―	Die EDF-Beteiligungen an Terega, Porterbrook, Autostrade per l'ltalia, Q-Park, Thyssengas, Aeroports de la Côte d'Azur, Madrilena Red de Gas (MRG), Geosel, Central Sicaf, Ecowest SCI A und B, Nam Theun Power Company und Unternehmen, die Windparks in Großbritannien besitzen (Bicker Fen, Glass Moor II, Green Rigg, Rusholme, Fallago Rigand Fenland).

38.2.3 Bewertung der zweckgebundenen Vermögenswerte von EDF

Das zweckgebundene Vermögen wird in der Bilanz entsprechend seinem bilanziellen Charakter klassifiziert: Beteiligungen, Anlagepapiere und marktfähige Wertpapiere. Es wird nach den in Anmerkung 1 dargestellten Rechnungslegungsgrundsätzen bewertet.

Das Portfolio zum 31. Dezember 2018 stellt sich wie folgt dar:

	31.12.2018		31.12.2017
(in Mio. EUR)	Nettobuchwert	Erzielbarer Wert	Nettobuchwert	Erzielbarer Wert
Investition in CTE (das Unternehmen, das RTE besitzt) ⁽¹⁾	2.705	2.738	2.705	2.705
Finanzanlagen ⁽²⁾	20.136	20.830	17.825	19.717
Sonstige Kapitalanlagen	2.156	2.385	2.063	2.314
Zweckgebundene Vermögenswerte - Beteiligungen	24.997	25.953	22.593	24.736
CSPE-Forderung ⁽³⁾	2.060	2.080	3.294	3.349
Summe zweckgebundenes Vermögen vor Sicherungsgeschäften	27.057	28.033	25.887	28.085
Sicherungsinstrumente und Sonstiges ⁽²⁾	(369)	(344)	-	30
SUMME ZWECKGEBUNDENES VERMÖGEN NACH SICHERUNGSGESCHÄFTEN ⁽⁴⁾	26.688	27.689	25.887	28.115

⁽¹⁾ Die EDF-Beteiligung von 50,1% an CTE, dem Unternehmen, das 100% der Anteile an RTE hält. Der realisierbare Wert von CTE in der obigen Tabelle zum 31. Dezember 2018 wurde von einem unabhängigen Gutachter auf die gleiche Weise wie für die anderen Vermögenswerte von EDF ermittelt. Der realisierbare Wert von CTE zum 31. Dezember 2017 basierte auf dem Verkaufstransaktionspreis vom 31. März 2017.
⁽²⁾ Einschließlich Ende Dezember 2018 erworbener Wertpapiere in Höhe von 391 Mio. EUR, für die die Zahlung Anfang Januar 2019 erfolgte.
⁽³⁾ Die Forderung besteht aus aufgelaufenen Fehlbeträgen aus der Ausgleichzahlung zum 31. Dezember 2015, abzüglich des am 22. Dezember 2016 zugewiesenen Teils und der seitdem erhaltenen Erstattungen gemäß dem Tilgungsplan. Der realisierbare Wert der CSPE-Forderung wird auf der Grundlage von Marktzinsen geschätzt.
⁽⁴⁾ Die Begrenzung des Werts bestimmter Anlagen gemäß Artikel 16 des Dekrets 2007-243 über die Berechnung des regulatorisch erzielbaren Werts von zweckgebundenem Vermögen hat zum 31. Dezember 2017 und 2018 keine Auswirkungen.

Der Nettobuchwert und der Marktwert beinhalten die noch nicht fälligen aufgelaufenen Zinsen.

38.2.4 Deckung langfristiger nuklearer Verpflichtungen

Zum 31. Dezember 2018 waren die Nuklearrückstellungen zu 98,3% durch zweckgebundene Vermögenswerte gedeckt (108,5% zum 31. Dezember 2017).

Die Abdeckung der Nuklearrückstellungen zum 31. Dezember 2018 entspricht der Ministerialentscheidung vom 28. Dezember 2018, mit der der Umfang der Rückstellungen erweitert wurde, die durch zweckgebundene Vermögenswerte abgedeckt werden sollen. Im Anschluss an diese Ministerialentscheidung wurden 298 Mio. EUR der Rückstellungen, die zuvor als Teil des Betriebszyklus im Sinne der Verordnung angesehen wurden, in langfristige Rückstellungen umgewandelt, was sich mit -1,05% auf den Deckungsgrad auswirkte.

Die Entnahmen aus zweckgebundenen Vermögenswerten beliefen sich im Jahr 2018 auf 403 Mio. EUR, was den Zahlungen für die langfristigen Verpflichtungen im Nuklearbereich im Laufe des Jahres (378 Mio. EUR im Jahr 2017) entspricht.

Über einen Zeitraum von 10 Jahren werden Auszahlungen in folgendem Umfang vorgenommen (unter wirtschaftlichen Bedingungen zum Jahresende, d.h. in Euro 2018):

―	14% der Rückstellungen für die langfristige Entsorgung radioaktiver Abfälle;
―	11% der Rückstellungen für die Stilllegung.

Über einen Zeitraum von 50 Jahren werden Auszahlungen in folgendem Umfang vorgenommen (unter wirtschaftlichen Bedingungen zum Jahresende, d.h. in Euro 2018):

―	35% der Rückstellungen für die langfristige Entsorgung radioaktiver Abfälle;
―	93% der Rückstellungen für die Stilllegung.

Die langfristigen nuklearen Verpflichtungen für zweckgebundene Vermögenswerte im Zusammenhang mit der Kernenergieerzeugung werden im Konzernabschluss von EDF zu den folgenden Werten ausgewiesen:

(in Mio. EUR)	31.12.2018	31.12.2017
Rückstellungen für die Entsorgung abgebrannter Brennelemente - Anteil, der nicht mit dem in den Vorschriften festgelegten Betriebszyklus zusammenhängt	1.067	983
Rückstellungen für die langfristige Entsorgung radioaktiver Abfälle	9.846	8.814
Rückstellung für die Beseitigung und Aufbereitung von Abfällen	751	726
Rückstellungen für die Stilllegung von Kernkraftwerken	15.985	14.920
Rückstellungen für letzte Kerne - Anteil für die zukünftige langfristige Entsorgung radioaktiver Abfälle	518	467
AKTUELLE KOSTEN FÜR LANGFRISTIGE NUKLEARE VERPFLICHTUNGEN	28.167	25.910

Aufgrund von Änderungen (außer aufsichtsrechtlichen Änderungen) der Annahmen zur Berechnung der langfristigen Nuklearrückstellungen, insbesondere der Änderung des Abzinsungssatzes, beläuft sich die erforderliche Zuführung zu zweckgebundenen Vermögenswerten für 2018 auf 1.337 Mio. EUR. Die Verwaltungsbehörden haben EDF genehmigt, diese Aufteilung wie folgt vorzunehmen:

540 Mio. EUR in den Jahren 2019 und 2020 und 257 Mio. EUR für 2021. Einschließlich der im Jahr 2019 für das Jahr 2018 vorzunehmenden Mittelzuweisung würde der Deckungsgrad zum 31. Dezember 2018 bei 100,2% liegen.

38.2.5 Veränderungen der zweckgebundenen Vermögenswerte im Jahr 2018

Nach einem Schreiben des Ministers vom 31. Mai 2018, in dem EDF unter Auflagen ermächtigt wurde, den Anteil nicht börsennotierter Vermögenswerte an den zweckgebundenen Vermögenswerten zu erhöhen, bestätigte der Vorstand am 29. Juni 2018 eine neue strategische Zuteilung für zweckgebundene Vermögenswerte (siehe Anmerkung 38.2).

Die regulatorische Zuteilung zu den zweckgebundenen Vermögenswerten für 2017 beträgt 386 Mio. EUR und erfolgte im Laufe des Jahres 2018.

EDF Invest baute im Jahr 2018 ein Portfolio aus Infrastrukturen, Immobilien und Investmentfonds auf. Im November 2018 schloss EDF Invest den Kauf einer Minderheitsbeteiligung an sechs britischen Unternehmen (Bicker Fen, Fallago Rig, Fenland, Glass Moor II, Green Rigg, Rusholme) von EDF Renewables ab.

Im Dezember 2018 erwarb EDF Invest die Minderheitsbeteiligung von EDF International an der Nam Theun Power Company (NTPC), einem Wasserkraftwerk in Laos, das zu diesem Zeitpunkt zum Teil zweckgebundenen Vermögenswerten zugeordnet war. Der Rest wird 2019 zugeteilt.

Diese neuen Anlagen wurden zu den Infrastrukturanlagen, die Teil des renditestarken Vermögens von EDF Invest sind, zusammen mit Anlagen wie CTE (dem Unternehmen, dem RTE gehört), Terega (vormals TIGF), Porterbrook, Madrilena Red de Gas, Geosel, Thyssengas und Aeroports de la Côte d'Azur, Autostrade per l'ltalia und Q-Park hinzugefügt.

ANMERKUNG 39 NAHESTEHENDE PERSONEN UND UNTERNEHMEN

39.1 BEZIEHUNGEN ZU TOCHTERGESELLSCHAFTEN

	EDF-Forderungen ⁽¹⁾		EDF-Verbindlichkeiten ⁽¹⁾
(in Mio. EUR)	Darlehen	LuL Forderungen	Nettoverbindlichkeiten im Kontokorrentkonto
Unternehmen
CTE (ehemals C25)		313
Framatome		140
EDF Energy		128
EDF Renewables	1.063
EDF Energy UK LTD
EDF International	6.404
EDF Trading		1.195
Edison	70
Enedis	502	88
Dalkia France	1.325
Groupe PEI	788
Citelum
Kontokorrentkonto ⁽²⁾
Investition für Liquiditätsvereinbarung von Tochterunternehmen			1.331
Cash-Management-Vereinbarung des Konzerns mit Töchtern ⁽³⁾			8.250
Steuerkonsolidierungsvertrag


(in Mio. EUR)	LuL Verbindlichkeiten	Finanzielle aufwendungen	Finanzerträge (ohne Dividenden)
Unternehmen
CTE (ehemals C25)	89		0
Framatome	449		4
EDF Energy	135		2
EDF Renewables			10
EDF Energy UK LTD			2
EDF International			119
EDF Trading	1.143		5
Edison			2
Enedis	1.643		4
Dalkia France	143		34
Groupe PEI			18
Citelum			2
Kontokorrentkonto ⁽²⁾	3.213
Investition für Liquiditätsvereinbarung von Tochterunternehmen		(10)
Cash-Management-Vereinbarung des Konzerns mit Töchtern ⁽³⁾		(5)
Steuerkonsolidierungsvertrag	1.507

⁽¹⁾ Forderungen und Verbindlichkeiten von mehr als 50 Mio. EUR.
⁽²⁾ Einschließlich 1.742 Mio. EUR für Enedis.
⁽³⁾ Einschließlich 2.993 Mio. EUR für C3, 2.084 Mio. EUR für EDF Trading und 979 Mio. EUR für EDEV.

39.2 BEZIEHUNGEN ZUM FRANZÖSISCHEN STAAT UND ZU STAATSEIGENEN UNTERNEHMEN

39.2.1 Beziehungen zum französischen Staat

Der französische Staat hält zum 31. Dezember 2018 83,67% des Kapitals von EDF und ist damit wie jeder Mehrheitsaktionär berechtigt, Entscheidungen zu kontrollieren, die der Zustimmung der Aktionäre bedürfen.

Gemäß den für alle Unternehmen mit dem französischen Staat als Hauptaktionär geltenden Rechtsvorschriften unterliegt EDF bestimmten Kontrollverfahren, insbesondere den Wirtschafts- und Finanzkontrollen durch den Staat, den Prüfungen durch den französischen Rechnungshof (Cour des comptes) oder das Parlament sowie den Prüfungen durch die französische Generalfinanzinspektion (Inspection générale des finances).

Der öffentliche Dienstleistungsvertrag zwischen dem französischen Staat und EDF wurde am 24. Oktober 2005 unterzeichnet. Dieser Vertrag soll den Rahmen für öffentlich-rechtliche Aufträge bilden, die der Gesetzgeber EDF auf unbestimmte Zeit erteilt. Das Gesetz vom 9. August 2004 regelt nicht die Laufzeit des Vertrags.

EDF beteiligt sich, wie andere Stromerzeuger auch, an dem mehrjährigen Energieprogramm, das mit dem Dekret vom 27. Oktober 2016 festgelegt wurde, in dem Ziele für die Erzeugung und den Lastabwurf festgelegt sind.

Schließlich greift der französische Staat durch die Regulierung der Strom- und Gasmärkte ein, insbesondere durch die Genehmigung zum Bau und Betrieb von Erzeugungsanlagen, die Festlegung von Verkaufstarifen für Kunden, für die weiterhin die regulierten Tarife, Übertragungs- und Verteilungstarife galten, sowie die Festlegung des ARENH-Preises gemäß dem französischen Energiegesetz und durch das System für die Kompensation der Gebühren für den öffentlichen Dienst.

39.2.2 Beziehungen zu öffentlichen Stellen

Die Beziehungen von EDF zu Unternehmen des öffentlichen Sektors betreffen hauptsächlich die beiden Unternehmen des ehemaligen AREVA-Konzerns (Orano und AREVA SA).

Transaktionen mit Orano betreffen:

―	den Beginn des Kernbrennstoffkreislaufs (Uranversorgung, Umwandlungs- und Anreicherungsdienste);
―	das Ende des Kernbrennstoffkreislaufs (Transport, Lagerung, Verarbeitung und Recycling von abgebrannten Brennelementen).

Beginn des Zyklus:

Zwischen EDF und Orano wurden mehrere wichtige Vereinbarungen ausgehandelt:

―	für die Lieferung von Natururan: Orano Mining Verträge für den Zeitraum 2021-2030;
―	für die Fluoration: ein Vertrag über den Zeitraum 2019-2030;
―	zur Anreicherung von Natururan zu Uran 235: ein Vertrag mit Orano Cycle für den Zeitraum 2019-2030.

Im Rahmen des Plans, zwei EPR in Großbritannien am Standort Hinkley Point zu errichten, unterzeichneten EDF und Orano am 29. September 2016 einen Uranvertrag mit Orano Mining sowie einen Umwandlungs- und Anreicherungsvertrag mit Orano Cycle.

Ende des Zyklus:

Die Beziehungen zwischen EDF und Orano in Bezug auf den Transport, die Verarbeitung und das Recycling abgebrannter Brennstoffe sind in Anmerkung 28 beschrieben.

ANMERKUNG 40 UMWELT

40.1 TREIBHAUSGASEMISSIONSRECHTE

Mit der Ratifizierung des Kyoto-Protokolls hat sich Europa verpflichtet, seine Treibhausgasemissionen zu reduzieren. Die EU-Richtlinie 2003/87/EG hat ein Kontingentsystem für Treibhausgasemissionen in der Europäischen Union geschaffen, das seit dem 1. Januar 2005 in Kraft ist.

Dieses System wurde in die nationalen Gesetze aufgenommen. Unter anderem verlangt es von den verpflichteten Akteuren, wie im Falle von EDF, dass dem Staat jedes Jahr eine Reihe von Treibhausgasemissionszertifikaten übergeben werden, die den Emissionen für dieses Jahr entsprechen. Diese Richtlinie trat 2005 für zunächst drei Jahre in Kraft, gefolgt von einem zweiten Zeitraum von 2008 bis 2012 mit schrittweiser Reduzierung der zugeteilten Emissionsrechte.

Eines der Hauptmerkmale der dritten Phase, die von 2013 bis 2020 läuft, ist die Einstellung der kostenlosen Zuteilung von Emissionsrechten in einigen Ländern, darunter Frankreich.

Die Emissionsmenge lag zum 31. Dezember 2018 bei 7 Mio. Tonnen (11 Mio. Tonnen zum 31. Dezember 2017).

Im Jahr 2018 gab EDF 11 Mio. Tonnen für die im Jahr 2017 verursachten Emissionen zurück. Im Jahr 2017 gab EDF 8 Mio. Tonnen für die im Jahr 2016 verursachten Emissionen zurück.

40.2 ENERGIESPARZERTIFIKATE

Mit einem französischen Gesetz vom 13. Juli 2005 wurde ein System von Energiesparzertifikaten eingeführt. Energieversorger (Strom, Gas, Wärme, Kälte, Heizöl für den Hausgebrauch und Kraftstoffe für Fahrzeuge), mit einem Umsatz über einem bestimmten Niveau, unterliegen für einen Dreijahreszeitraum einer Energiesparverpflichtung. Sie erfüllen diese Verpflichtungen, indem sie direkte oder indirekte Energieeinsparungen vornehmen, die durch Zertifikate belohnt werden, oder indem sie Energiesparzertifikate kaufen. Nach Ablauf der Frist müssen die betreffenden Unternehmen die Einhaltung der Verpflichtungen durch Herausgabe der Zertifikate nachweisen oder eine Geldstrafe an das Finanzministerium zahlen.

In Anwendung von Artikel 30 des Gesetzes vom 17. August 2015 über den Energiewandel für grünes Wachstum gilt ab dem 1. Januar 2016 eine neue zusätzliche Verpflichtung zur Energieeinsparung für 2016-2017 zugunsten von Haushalten mit Energiearmut. Diese neue Verpflichtung wird zu den Energiesparverpflichtungen für die dritte Periode hinzugefügt. Das jährliche Volumen der Verpflichtung ist proportional zur jährlichen Energiesparverpflichtung.

Eine vierte dreijährige Laufzeit der Energiesparverpflichtungen beginnt am 1. Januar 2018 (siehe Anmerkung 3.7).

ANMERKUNG 41 VERGÜTUNG DER GESCHÄFTSLEITUNG

Die wichtigsten Personen auf Geschäftsleitungs- und Unternehmensführungsebene sind der Vorsitzende und Geschäftsführer sowie die Vorstandsmitglieder. Vorstandsmitglieder, die die Arbeitnehmer vertreten, erhalten nach geltendem Recht keine Vergütung für ihre Tätigkeit.

Die Bruttogesamtvergütung von EDF (Gehälter, alle Arten von Leistungen und Vorstandshonorare, ohne Arbeitgeberbeiträge) für die leitenden Angestellten und Führungskräfte in Schlüsselpositionen der Gesellschaft stellte sich wie folgt dar:

(in EUR)	2018	2017
Vorsitzender und Geschäftsführer ⁽¹⁾	452.868	452.868
Vorstandsmitglieder ⁽²⁾	429.248	496.556

⁽¹⁾ In seiner Sitzung vom 24. Januar 2017 setzte der Vorstand die feste Jahresvergütung des Vorsitzenden und Geschäftsführers für 2017 mit 450.000 EUR fest. In seiner Sitzung vom 15. Februar 2018 beschloss der Vorstand, die feste Jahresvergütung des Vorsitzenden und Geschäftsführers für 2018 bei 450.000 EUR zu belassen.
⁽²⁾ Die Hauptversammlung vom 18. Mai 2017 genehmigte ein Jahresbudget für das Vorstandshonorar von 500.000 EUR für 2017, einschließlich einer spezifischen Vergütung für die in den Jahren 2016 und 2017 geleistete Arbeit der Arbeitsgruppe der unabhängigen Vorstandsmitglieder im Zusammenhang mit dem Plan der EDF, die Anlage in Fessenheim zu schließen. In der Hauptversammlung vom 15. Mai 2018 wurde das Jahresbudget für die Vorstandshonorare für das Jahr 2018 und die Folgejahre auf das gleiche Niveau von 500.000 EUR festgelegt, bis die Aktionäre einen neuen Beschluss fassen.

ANMERKUNG 42 EREIGNISSE NACH DEM BILANZSTICHTAG

Seit dem Jahresende sind keine weiteren Entwicklungen zu verzeichnen, als die in den sonstigen Anmerkungen dargestellten.

6.4 ABSCHLUSSPRÜFERBERICHT ZUM KONZERNABSCHLUSS

Dies stellt eine freie Übersetzung des Abschlussprüferberichts zu den Jahresabschlüssen der Gesellschaft vom Französischen ins Deutsche dar und dient ausschließlich zur Information deutschsprachiger Leser.

Dieser Bericht des Abschlussprüfers enthält Informationen, die aufgrund der europäischen Gesetzgebung und des französischen Rechts erforderlich sind, wie z.B. Informationen über die Bestellung des Abschlussprüfers oder die Prüfung der im Lagebericht enthaltenen Informationen über den Konzern. Dieser Bericht sollte in Verbindung mit und in Übereinstimmung mit dem französischen Recht und mit in Frankreich geltenden Berufsstandards für Abschlussprüfer gelesen und ausgelegt werden.

Für das Geschäftsjahr zum 31. Dezember 2018

An die Aktionäre,

Bestätigungsvermerk

In Übereinstimmung mit dem uns von Ihrer Hauptversammlung erteilten Auftrag haben wir den beigefügten Konzernabschluss der Électricité de France S.A. ("EDF", oder die "Gesellschaft") für das Geschäftsjahr zum 31. Dezember 2018 geprüft.

Nach unserer Überzeugung vermittelt der Jahresabschluss ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage der Gesellschaft und der Ergebnisse ihrer Tätigkeit für das abgelaufene Geschäftsjahr zum 31. Dezember 2018, in Übereinstimmung mit den französischen Rechnungslegungsvorschriften.

Der vorstehende Bestätigungsvermerk steht im Einklang mit unserem Bericht an den Prüfungsausschuss.

Grundlage für den Bestätigungsvermerk

Prüfungsrahmen

Wir haben unsere Prüfung in Übereinstimmung mit den in Frankreich geltenden Berufsstandards durchgeführt. Wir sind der Auffassung, dass die von uns erlangten Prüfungsnachweise eine ausreichende und angemessene Grundlage für unseren Bestätigungsvermerk bilden.

Unsere Verantwortung im Rahmen dieser Vorschriften und Grundsätze wird im Abschnitt "Unsere Verantwortung für die Prüfung des Jahresabschlusses" unseres Berichts weitergehend beschrieben.

Unabhängigkeit

Wir haben unseren Prüfungsauftrag in Übereinstimmung mit den für uns geltenden Unabhängigkeitsregeln für den Zeitraum vom 1. Januar 2018 bis zum Datum unseres Berichts ausgeführt und insbesondere keine verbotenen Nichtprüfungsleistungen im Sinne von Artikel 5(1) der Verordnung (EU) Nr. 537/2014 oder des französischen Ethikkodex (Code de Déontologie) für Abschlussprüfer erbracht.

Begründung von Beurteilungen - Zentrale Prüfungsthemen

In Übereinstimmung mit den Anforderungen der Artikel L.823-9 und R.823-7 des französischen Handelsgesetzbuches (Code de commerce) bezüglich der Begründung unserer Einschätzungen, informieren wir Sie über die wesentlichen Prüfungsfragen im Zusammenhang mit Risiken wesentlicher Fehldarstellungen, die nach unserer fachlichen Beurteilung für die Prüfung des Konzernabschlusses der laufenden Periode von größter Bedeutung waren, sowie darüber, wie wir diesen Risiken begegnet sind.

Diese Sachverhalte wurden im Rahmen unserer Prüfung des Jahresabschlusses insgesamt und bei der anschließenden Erstellung unseres Bestätigungsvermerks berücksichtigt, und wir geben keinen gesonderten Bestätigungsvermerk zu einzelnen Positionen des Jahresabschlusses ab.

BEWERTUNG VON RÜCKSTELLUNGEN FÜR DIE KERNENERGIEERZEUGUNG IN FRANKREICH - ENDE DES NUKLEARKREISLAUFS, STILLLEGUNG VON ANLAGEN UND LETZTE KERNE - SOWIE ZWECKGEBUNDENES VERMÖGEN

Anmerkungen 1.2.2, 1.7.2, 1.15.1, 18, 28 und 38 des Jahresabschlusses

Prüfungsschwerpunkt

Zum 31. Dezember 2018 belaufen sich die Rückstellungen für die Deckung von Verpflichtungen in Verbindung mit Kernkraftwerken, für die EDF in Frankreich der Betreiber ist, auf 39.806 Mio. EUR, davon 21.295 Mio. EUR für das Ende des Nuklearkreislaufs (Behandlung von abgebrannten Brennelementen und radioaktiven Abfällen) und 18.511 Mio. EUR für die Stilllegung von Kernkraftwerken und die letzten Kerne.

Die Bewertung dieser Rückstellungen ist in Anmerkung 28 beschrieben. Sie erfordert die Definition technischer und finanzieller Annahmen sowie die Verwendung komplexer Berechnungsmodelle und fällt in den Anwendungsbereich des in Anmerkung 28 beschriebenen regulatorischen Umfelds.

Diese werden aktualisiert und die in den Modellen berücksichtigten Annahmen werden mindestens einmal jährlich überprüft. Diese Annahmen spiegeln die bestmögliche Schätzung der Geschäftsleitung zum Stichtag über die Auswirkungen der geltenden Verordnung, der Durchführung von Stilllegungs- und Lagerprozessen oder der Änderung der wichtigsten finanziellen Parameter wider.

Darüber hinaus ist die Gesellschaft verpflichtet, sogenannte "zweckgebundene" Vermögenswerte abzugrenzen, um die Finanzierung bestimmter Kategorien von Nuklearrückstellungen in Frankreich sicherzustellen. Der realisierbare Wert dieser Vermögenswerte sollte es ermöglichen, die Verpflichtungen der Gesellschaft im Zusammenhang mit der Stilllegung von Kernkraftwerken und der langfristigen Lagerung radioaktiver Abfälle in Frankreich zu decken (Anmerkung 38). Der realisierbare Wert dieser zweckgebundenen Vermögenswerte in Höhe von 27.689 Mio. EUR (oder einem Nettobuchwert von 26.688 Mio. EUR) zum 31. Dezember 2018 wurde auf der Grundlage des Zeitwerts diversifizierter Aktien- und Anleihenanlagen und des realisierbaren Werts von nicht börsennotierten Vermögenswerten, die von EDF Invest verwaltet werden, ermittelt.

Antworten

Wir haben die Maßnahmen zum Ansatz von Rückstellungen für die Kernenergieerzeugung in Frankreich analysiert und uns ein Bild von den industriellen Szenarien für die Stilllegung von Kernkraftwerken und den Lösungen für die Behandlung von abgebrannten Brennelementen und radioaktiven Abfällen gemacht. Wir haben die Einhaltung der Vorschriften im Hinblick auf die anwendbaren bilanziellen, rechtlichen und regulatorischen Maßnahmen beurteilt.

Wir haben die von der Gesellschaft verwendeten Berechnungsmodelle verifiziert und die Sensitivität der Bewertungen gegenüber den getroffenen Annahmen in Bezug auf Kosten, prognostizierte Mittelabflüsse und finanzielle Parameter (Diskontierungs- und Inflationsraten) beurteilt.

Unsere Arbeit bestand auch darin, die Art der Kosten für die Bildung von Rückstellungen zu überprüfen, die Konsistenz der von der Gesellschaft angenommenen Industrieszenarien zu beurteilen und die Abstimmung der prognostizierten Kosten und prognostizierten Mittelabflüsse mit diesen Szenarien sowie den verfügbaren Studien und Angeboten zu überprüfen.

Wir haben auch die Angemessenheit geprüft von:

―	Margen für Unsicherheiten und Risiken, die in den Rückstellungen enthalten sind, um den Grad der Kontrolle über Stilllegungstechniken und die Behandlung abgebrannter Brennelemente und radioaktiver Abfälle zu berücksichtigen;
―	Auswirkungen dank der Baureihe und gemeinsamen Nutzung, die in den Kostenvoranschlägen für die Stilllegung von in Betrieb befindlichen Kernkraftwerken zur Anwendung kommen, deren nominale Kosten 20.755 Mio. EUR unter Berücksichtigung der wirtschaftlichen Bedingungen am Ende der Periode entsprechen, unter Ansatz einer Rückstellung mit einem Barwert von 12.480 Mio. EUR (Anmerkung 28).

Hinsichtlich der von der Geschäftsleitung angenommenen Inflations- und Diskontierungssätze haben wir die Einhaltung der geltenden Rechnungslegungsstandards und regulatorischen Maßnahmen, insbesondere der Ministerialverordnung vom 21. März 2007 in der jeweils gültigen Fassung, überprüft. Wir haben die zu diesem Zweck verwendeten Daten mit Marktdaten und verfügbaren historischen Informationen abgeglichen.

BEWERTUNG VON RÜCKSTELLUNGEN FÜR DIE KERNENERGIEERZEUGUNG IN FRANKREICH - ENDE DES NUKLEARKREISLAUFS, STILLLEGUNG VON ANLAGEN UND LETZTE KERNE - SOWIE ZWECKGEBUNDENES VERMÖGEN

Anmerkungen 1.2.2, 1.7.2, 1.15.1, 18, 28 und 38 des Jahresabschlusses

Prüfungsschwerpunkt

Wir betrachteten die Bewertung der Nuklearrückstellungen und zweckgebundenen Anlagen als eine der wichtigsten Prüfungsfragen aufgrund von:

―

der Sensitivität der Annahmen, auf denen die Bewertung dieser Rückstellungen beruht, insbesondere in Bezug auf Kosten, Inflation und langfristige Diskontierungssätze sowie die Abschreibungszeiträume der in Betrieb befindlichen Kernkraftwerke und prognostizierte Mittelabflüsse; die Änderung dieser Parameter kann zu einer wesentlichen Anpassung der Rückstellungsbeträge führen;

―

die negativen Auswirkungen auf die Finanzlage der Gesellschaft (Barmittel, die zur Erhöhung des Betrags der zweckgebundenen Vermögenswerte bestimmt sind) im Falle einer Erhöhung der Nuklearrückstellungen in Frankreich, einer Änderung der erzielbaren Werte der zweckgebundenen Vermögenswerte oder einer Änderung des Deckungssatzes der Nuklearrückstellungen für zweckgebundene Vermögenswerte;

wobei festgehalten wird, dass die Bewertung von Rückstellungen Unsicherheiten im Zusammenhang mit der Tatsache abdeckt und berücksichtigt, dass bestimmte Szenarien und technische Lösungen bis heute nie umgesetzt wurden.

Antworten

Zur Sicherstellung der Finanzierung bestimmter dieser Rückstellungen durch zweckgebundenes Vermögen haben wir durch Stichproben die Portfoliobewegungen überprüft und den realisierbaren Wert des zweckgebundenen Vermögens im Portfolio zum Bilanzstichtag mit dem vorliegenden Depotauszug und den verfügbaren externen Bewertungen abgestimmt. Wir haben auch die Bilanzierung und Bewertung, insbesondere die Einhaltung des Rechnungslegungsstandards in Verbindung mit den in Anmerkung 1.7.2 beschriebenen Werthaltigkeitskriterien, geprüft.

Schließlich haben wir die Angemessenheit der Angaben zu den Rückstellungen für die Kernenergieerzeugung in Frankreich und zum zweckgebundenen Vermögen im Anhang des Konzernabschlusses überprüft, insbesondere hinsichtlich der Sensitivität der Bewertung der Rückstellungen gegenüber Änderungen der makroökonomischen Annahmen (Anmerkung 28.5.2).

Sonderprüfungen

Wir haben auch, in Übereinstimmung mit in Frankreich geltenden Berufsstandards, nach französischem Recht erforderliche Sonderprüfungen durchgeführt.

Angaben im Lagebericht und in den sonstigen Dokumenten, die den Aktionären in Bezug auf die Vermögens-, Finanz- und Ertragslage zur Verfügung gestellt werden

Wir haben bezüglich der den tatsächlichen Verhältnissen entsprechenden Darstellung und der Informationen im Lagebericht des Vorstands und in den für die Aktionäre bestimmten Unterlagen über die Finanzlage und den Jahresabschluss keinerlei Beanstandungen zu melden. Sie stimmen mit den Angaben im Jahresabschluss überein.

Wir bestätigen, dass die Angaben zu den Zahlungsbedingungen, die gemäß Artikel D.441-4 des französischen Handelsgesetzbuchs (Code de Commerce) vorgeschrieben sind, den tatsächlichen Verhältnissen entsprechen und mit dem Jahresabschluss übereinstimmen.

Informationen zur Unternehmensführung

Wir bestätigen, dass der Abschnitt zur Corporate Governance des Lageberichts die Angaben enthält, die nach den Artikeln L.225-37-3 und L.225-37-4 des französischen Handelsgesetzbuchs erforderlich sind.

In Bezug auf die Informationen, die gemäß den Anforderungen des Artikels L. 225-37-3 des französischen Handelsgesetzbuchs (Code de commerce) in Bezug auf Vergütungen und Leistungen, die die Vorstandsmitglieder erhalten haben, sowie alle anderen zu ihren Gunsten eingegangenen Verpflichtungen zur Verfügung gestellt wurden, haben wir ihre Übereinstimmung mit dem Jahresabschluss oder den zugrunde liegenden Informationen überprüft, die zur Erstellung dieses Jahresabschlusses verwendet wurden und diese gegebenenfalls mit der von Ihrer Gesellschaft erhaltenen Informationen von Unternehmen, die Ihre Gesellschaft beherrscht oder deren Kontrolle sie unterliegt, abgeglichen. Aufgrund dieser Arbeit bestätigen wir die Richtigkeit und die angemessene Darstellung dieser Informationen.

In Bezug auf die Informationen zu Punkten, von denen Ihre Gesellschaft annimmt, dass sie im Falle eines öffentlichen Kauf- oder Tauschangebots gemäß Artikel L. 225-37-5 des französischen Handelsgesetzbuches (Code de commerce) wahrscheinlich Auswirkungen haben könnten, haben wir die Übereinstimmung mit den uns übermittelten Originalunterlagen überprüft. Auf Basis unserer Arbeit haben wir keine Anmerkungen zu diesen Informationen zu machen.

Berichterstattung zu anderen gesetzlichen und rechtlichen Anforderungen

Ernennung der Abschlussprüfer

Die Hauptversammlung vom 6. Juni 2005 hat KPMG Audit und durch Vorstandsbeschluss vom 25. April 2002 Deloitte & Associes als Abschlussprüfer der Électricité de France S.A. bestellt.

Zum 31. Dezember 2018 befand sich KPMG Audit im 14. ^. Jahr des ununterbrochenen Engagements und Deloitte & Associes im 17. ^. Jahr des ununterbrochenen Engagements, während die Zulassung von Wertpapieren der Gesellschaft zum Handel an einem geregelten Markt vor 14 Jahren stattfand.

Verantwortlichkeiten der Geschäftsleitung und der für die Überwachung der Erstellung des Jahresabschlusses zuständigen Personen

Die Geschäftsleitung ist verantwortlich für die Erstellung und die den tatsächlichen Verhältnissen entsprechende Darstellung des Jahresabschlusses in Übereinstimmung mit den französischen Rechnungslegungsgrundsätzen und für ein derart gestaltetes internes Kontrollsystem, das nach Auffassung der Geschäftsleitung erforderlich ist, um die Erstellung eines Jahresabschlusses zu ermöglichen, der frei von wesentlichen - beabsichtigten oder unbeabsichtigten - Fehldarstellungen ist.

Bei der Aufstellung des Jahresabschlusses ist die Geschäftsleitung für die Beurteilung der Unternehmensfortführung, die Offenlegung der mit der Unternehmensfortführung zusammenhängenden Sachverhalte und die Anwendung der Unternehmensfortführungsgrundsätze für die Buchhaltung verantwortlich, es sei denn, es wird erwartet, dass die Gesellschaft liquidiert oder der Geschäftsbetrieb eingestellt wird.

Der Prüfungsausschuss ist für die Überwachung des Rechnungslegungsprozesses und die Wirksamkeit des internen Kontroll- und Risikomanagementsystems sowie gegebenenfalls für die interne Revision hinsichtlich der Rechnungslegung und der Finanzberichterstattung zuständig.

Der Jahresabschluss wurde vom Vorstand genehmigt.

Verantwortung des Abschlussprüfers für die Prüfung des Jahresabschlusses

Ziele und Prüfungsansatz

Unsere Aufgabe ist es, einen Bericht zum Jahresabschluss zu erstellen. Unser Ziel ist es, eine hinreichende Sicherheit darüber zu erlangen, ob der Jahresabschluss insgesamt frei von wesentlichen Fehldarstellungen ist. Hinreichende Sicherheit ist ein hohes Maß an Sicherheit, stellt jedoch keine Garantie dafür da, dass eine pflichtgemäße Prüfung stets wesentliche Fehldarstellungen erkennen wird, sofern welche vorliegen. Fehldarstellungen können aufgrund von Betrug oder Irrtum resultieren und werden als wesentlich angesehen, wenn vernünftigerweise erwartet werden kann, dass sie einzeln oder insgesamt die auf der Grundlage dieses Jahresabschlusses getroffenen wirtschaftlichen Entscheidungen von Abschlussadressaten beeinflussen.

Gemäß Artikel L.823-10-1 des französischen Handelsgesetzbuches (Code de commerce) umfasst unsere Abschlussprüfung keine Zusicherung zur Zukunftsfähigkeit der Gesellschaft oder Qualität der Geschäftsführung der Gesellschaft.

Im Rahmen einer Prüfung, die nach den in Frankreich geltenden Berufsstandards durchgeführt wird, übt der Abschlussprüfer während der gesamten Prüfung und darüber hinaus ein professionelles Urteilsvermögen aus und:

―	identifiziert und bewertet die Risiken wesentlicher Fehldarstellungen im Jahresabschluss, unabhängig davon, ob diese auf Betrug oder Fehler zurückzuführen sind, konzipiert und führt Prüfungsverfahren durch, die auf diese Risiken eingehen, und holt Prüfungsnachweise ein, die als ausreichend und angemessen erachtet werden, um eine Grundlage für sein Prüfungsurteil zu liefern. Das Risiko, wesentliche Fehldarstellungen aufgrund von Verstößen anstatt von Unrichtigkeiten, nicht zu erkennen, ist höher, da betrügerische Handlungen Preisabsprachen, Fälschungen, vorsätzliche Auslassungen, Fehlinterpretationen oder das Außerkraftsetzen des internen Kontrollsystems umfassen können;
―	erlangt 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 dieser internen Kontrollsysteme abzugeben;
―	beurteilt die Angemessenheit der angewandten Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden sowie die Angemessenheit der von der Geschäftsleitung vorgenommenen Schätzungen und damit verbundenen Angaben im Jahresabschluss;
―	bewertet die Angemessenheit der Verwendung der Unternehmensfortführungsgrundsätze für die Buchhaltung durch die Geschäftsleitung und bewertet auf der Grundlage der erlangten Prüfungsnachweise, ob eine wesentliche Unsicherheit im Zusammenhang mit Ereignissen oder Bedingungen zu erkennen ist, die erhebliche Zweifel an der Fähigkeit des Unternehmensfortbestands aufkommen lassen. Diese Beurteilung stützt sich auf die bis zum Zeitpunkt des Prüfungsberichts erlangten Prüfungsnachweise. Zukünftige Ereignisse oder Bedingungen können jedoch dazu führen, dass die Fortführung der Unternehmenstätigkeit der Gesellschaft nicht länger gegeben ist. Kommt der Abschlussprüfer zu dem Schluss, dass eine wesentliche Unsicherheit besteht, ist es erforderlich, im Prüfungsbericht auf die entsprechenden Angaben im Konzernabschluss hinzuweisen oder, falls solche Angaben nicht gemacht werden oder nicht ausreichen, den darin enthaltenen Bestätigungsvermerk zu ändern;
―	beurteilt die Gesamtdarstellung des Konzernabschlusses sowie, ob diese Aussagen die zugrunde liegenden Vorgänge und Ereignisse so darstellen, 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 Prüfungsumfangs und des durchgeführten Prüfungsprogramms sowie der Ergebnisse unserer Prüfung enthält. Darüber hinaus berichten wir, falls vorhanden, über wesentliche Mängel im internen Kontrollsystem in Bezug auf die von uns festgestellten Rechnungslegungs- und Finanzberichterstattungsverfahren.

Unser Bericht an den Prüfungsausschuss enthält die Risiken wesentlicher Fehldarstellungen, die nach unserer pflichtgemäßen Beurteilung für die Prüfung des Konzernabschlusses der laufenden Periode von besonderer Bedeutung waren und die daher die wesentlichen Prüfungsfragen darstellen, die wir in diesem Bericht zu beschreiben haben.

Darüber hinaus geben wir dem Prüfungsausschuss die in Artikel 6 der Verordnung (EG) Nr. 537/2014 vorgesehene Erklärung 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 Ethikkodex (Code de déontologie) für Abschlussprüfer festgelegt sind. Gegebenenfalls erörtern wir mit dem Prüfungsausschuss die Risiken, die nach vernünftigem Ermessen unsere Unabhängigkeit beeinträchtigen können, und die damit verbundenen Vorsichtsmaßnahmen.

Paris La Defense, 14. Februar 2019

KPMG S.A.

Die Abschlussprüfer

Jay Nirsimloo

Michel Piette

Deloitte & Associés

Damien Leurent

Christophe Patrier

6.5 TABELLE MIT ERGEBNISSEN DER LETZTEN FÜNF GESCHÄFTSJAHRE

(entnommen aus den Jahresabschlüssen von EDF):

	2018	2017	2016	2015	2014
Kapital zum Jahresende
Grundkapital (in Mio. EUR)	1.505	1.464	1.055	960	930
Kapitaleinzahlungen (in Mio. EUR)
Anzahl der vorhandenen Stammaktien	3.010.267.676	2.927.438.804	2.109.136.683	1.920.139.027	1.860.008.468
Anzahl der Aktien mit Vorzugsdividenden (ohne Stimmrecht) bestehend
Maximale Anzahl der zu schaffenden zukünftigen Aktien
durch Umwandlung von Anleihen
durch Ausübung von Bezugsrechten
Operatives Jahresergebnis (in Mio. EUR)
Umsatz ohne Steuern	44.874	42.371	40.857	41.553	41.717
Ergebnis vor Steuern, Mitarbeiterbeteiligung, Abschreibungen, und Rückstellungen	7.925	5.091	9.495	7.224	8.252
Ertragsteuer	(756) ⁽²⁾	(687) ⁽²⁾	680	(63) ⁽²⁾	577
Mitarbeitergewinnbeteiligung für das Jahr
Ergebnis vor Steuern, Mitarbeiterbeteiligung, Abschreibungen, und Rückstellungen	1.591	1.924	5.517	271	1.649
Dividenden		1.341 ⁽¹⁾	2.105 ⁽¹⁾	2.079 ⁽¹⁾	2.327 ⁽¹⁾
Zwischendividenden	451	433	1.006	1.059	1.059
Ergebnis je Aktie (Euro/Aktie)
Ergebnis nach Steuern und Mitarbeitergewinnbeteiligung aber vor Abschreibungen und Rückstellungen	2,88	1,97	4,18	3,79	4,13
Ergebnis vor Steuern, Mitarbeiterbeteiligung, Abschreibungen, und Rückstellungen	0,53	0,66	2,62	0,14	0,89
Dividende je Aktie		0,46 ^{(1) (6)}	0,90 ^{(1) (5)}	1,10 ^{(1) (4)}	1,25 ^{(1) (3)}
Zwischendividende je Aktie	0,15	0,15	0,50	0,57	0,57
Mitarbeiter
Durchschnittliche Anzahl der Mitarbeiter über das Jahr	64.927	66.577	69.494	70.769	70.153
Summe Personalaufwand des Jahres (in Mio. EUR)	3.711	3.831	4.001	3.964	3.905
Bezahlte Beträge für Lohnnebenleistungen und ähnliches (Sozialversicherung, betriebliche Altersversorgung usw.) (in Mio. EUR)	2.854	2.923	2.873	2.848	2.699

⁽¹⁾ Einschließlich der ausgezahlten Zwischendividende.
⁽²⁾ Betrag, der einem Steuerertrag entspricht.
⁽³⁾ D.h. 1,375 EUR je Aktie mit einer Treue-Dividende.
⁽⁴⁾ D.h. 1,21 EUR je Aktie mit einer Treue-Dividende.
⁽⁵⁾ D.h. 0,99 EUR je Aktie mit einer Treue-Dividende.
⁽⁶⁾ D.h. 0,506 EUR je Aktie mit einer Treue-Dividende.

6.6 DIVIDENDENPOLITIK

6.6.1 AUSGESCHÜTTETE DIVIDENDEN UND ZWISCHENDIVIDENDEN DER LETZTEN DREI GESCHÄFTSJAHRE

Die Höhe der in den letzten drei Geschäftsjahren gezahlten Dividenden und Zwischendividenden stellt sich wie folgt dar:

Geschäftsjahr	Anzahl der Aktien	Dividende pro Aktie (in EUR)	Summe Dividenden gezahlt ⁽¹⁾ (in EUR)	Dividendenzahlung-Datum
2015	1.920.139.027	1,10 ⁽²⁾	2.079.072.045,71 ⁽³⁾	30. Juni 2016
2016	2.741.877.687 ⁽⁶⁾	0,90 ⁽⁴⁾	2.105.349.378,42 ⁽⁵⁾	30. Juni 2017
2017	2.927.438.804	0,46 ⁽⁷⁾	1.341.187.189,41 ⁽⁸⁾	19. Juni 2018

⁽¹⁾ Nach Abzug der eigenen Aktien.
⁽²⁾ D.h. 1,21 EUR für Aktien, die von der Treue-Dividende profitieren.
⁽³⁾ Davon 1.058.682.286,08 EUR für Zwischendividenden, die am 18. Dezember 2015 für dieses Jahr gezahlt wurden.
⁽⁴⁾ D.h. 0,99 EUR für Aktien, die von der Treue-Dividende profitieren.
⁽⁵⁾ Davon entfallen 1.005.552.797,00 EUR auf die am 31. Oktober 2016 für dieses Jahr gezahlten Zwischendividenden, bestehend aus 922.416.509,04 EUR für neue Aktien, 82.548.293,00 EUR in bar und einer Ausgleichszahlung von 587.994,96 EUR. Die restlichen 1.099.796.581,42 EUR der am 30. Juni 2017 gezahlten Dividende für 2016 entfielen auf 1.024.155.172,48 EUR für neue Aktien, 74.454.959,22 EUR in bar und eine Ausgleichszahlung von 1.186.449,72 EUR.
⁽⁶⁾ Bei Zahlung der Restdividende, d.h. nach der Kapitalerhöhung vom 30. März 2017, wurden 632.741.004 neue Aktien ausgegeben.
⁽⁷⁾ D.h. 0,506 EUR für Aktien, die von der Treue-Dividende profitieren.
⁽⁸⁾ Davon wurden am 11. Dezember 2017 Zwischendividenden in Höhe von 432.632.648,85 EUR für dieses Jahr gezahlt, die sich aus 398.440.228,20 EUR neuen Aktien, 33.746.467,50 EUR in bar und einer Ausgleichszahlung von 445.953,15 EUR zusammensetzen. Die verbleibenden 908.554.540,56 EUR der am 19. Juni 2018 ausgeschütteten Dividende für 2017 setzen sich aus 847.339.360,56 EUR neuen Aktien, 60.331.512,63 EUR in bar und einer Ausgleichszahlung von 883.667,37 EUR zusammen.

Am 6. November 2018 beschloss der Vorstand von EDF, eine Zwischendividende für das Geschäftsjahr 2018 in bar in Höhe von 0,15 EUR je Aktie auszuschütten.

Die Zwischendividende für das Geschäftsjahr 2018 betrug 451.000.397,55 EUR und wurde am 10. Dezember 2018 ausgezahlt.

Der Vorstand hat während seiner Sitzung vom 14. Februar 2019 beschlossen, der Generalversammlung, die zur Feststellung des Jahresabschlusses zum 31. Dezember 2018 einberufen wird und am 16. Mai 2019 stattfindet, die Zahlung einer Dividende von 0,31 EUR je Aktie (ohne Treue-Dividende) für das Geschäftsjahr 2018 vorzuschlagen. Angesichts der am 10. Dezember 2018 gezahlten Zwischendividende von 0,15 EUR je Aktie beträgt die verbleibende Dividendenzahlung für dieses Jahr 0,16 EUR je Aktie für Aktien, die von der Stammdividende profitieren, und 0,191 EUR je Aktie für Aktien, die von der Treue-Dividende profitieren.

Den Aktionären wird die Möglichkeit geboten, die verbleibende Dividende in neuen Aktien der Gesellschaft ausgezahlt zu bekommen. Diese Option ist vom 24. Mai bis einschließlich 10. Juni 2019 verfügbar. Für Aktionäre, die ihre Option nicht bis spätestens 10. Juni 2019 ausgeübt haben, werden alle verbleibenden Dividendenzahlungen in bar erfolgen. Der französische Staat hat sich verpflichtet, sich seine Dividende in Form von neuen Aktien auszahlen zu lassen.

Neue Stammaktien, die zur Bedienung der Kapitalerhöhung ausgegeben werden, berechtigen ihre Inhaber nur zur Zahlung des Restbetrags der Dividende für 2018.

Vorbehaltlich der Zustimmung der Hauptversammlung wird die Dividende am 18. Juni 2019 mit dem Ex-Dividendendatum 22. Mai 2019 ausgezahlt.

6.6.2 AUSSCHÜTTUNGSPOLITIK, ERHÖHTE DIVIDENDE

Die vom Vorstand formulierte Dividendenpolitik berücksichtigt den Investitionsbedarf des Konzerns, den wirtschaftlichen Kontext und alle sonstigen relevanten Faktoren.

Gemäß der von der Hauptversammlung vom 24. Mai 2011 beschlossenen Satzungsänderung wurde im Jahr 2014 die erste Treue-Dividende für das Vorjahr gezahlt. Aktionäre, die ihre Aktien mindestens zwei Jahre lang in eingetragener Form halten, haben Anspruch auf eine Treue-Dividende. Die Anzahl der Aktien mit Anrecht auf die erhöhte Dividende von +10% darf 0,5% des Grundkapitals nicht überschreiten.

Am 21. November 2014 hat die Hauptversammlung die Satzung dahingehend geändert, dass sie ermächtigt wird, die Zahlung von Dividenden, Zwischendividenden, Rücklagen oder Ausgabeaufschlägen, die ausgeschüttet werden, zu genehmigen, als auch Kapitalherabsetzungen durch Lieferung von Vermögenswerten der Gesellschaft, einschließlich Finanzinstrumenten.

6.6.3 NICHT EINGEFORDERTE DIVIDENDEN

Dividenden, die nicht innerhalb von fünf Jahren nach ihrer Auszahlung in Anspruch genommen werden, verfallen zugunsten des französischen Staates.

6.7 WESENTLICHE ÄNDERUNG DER FINANZ- ODER HANDELSPOSITION

Wichtige Ereignisse zwischen dem letzten Tag des Geschäftsjahres 2018 und dem Datum der Einreichung dieses Referenzdokuments sind in Anmerkung 50 zum Konzernabschluss für das am 31. Dezember 2018 endende Geschäftsjahr für Ereignisse vor dem 14. Februar 2019 aufgeführt. Dies entspricht den Datum, an dem der Vorstand den Jahresabschluss genehmigt hat. Ereignisse nach dem 14. Februar 2019 werden im Abschnitt 5.2 "Ereignisse nach dem Bilanzstichtag" dieses Referenzdokuments erörtert.

6.8 ANGABEN ZUR ALLOKATION VON MITTELN AUS GRÜNEN ANLEIHEN VON EDF

Seit 2013 hat der Konzern vier Emissionen von Grünen Anleihen im Gesamtwert von rund 4,5 Mrd. EUR durchgeführt, um die Entwicklung im Bereich der erneuerbaren Energien zu unterstützen.

Nach zwei Anleihen, die hauptsächlich zur Finanzierung des Baus neuer Wind- und Solarprojekte durch die Tochtergesellschaft EDF Renewables (1,4 Mrd. EUR im November 2013 und 1,25 Mrd. USD im Oktober 2015) bestimmt waren, erweiterte der Konzern sein Rahmenwerk für die Grünen Anleihen, um Investitionen in die Sanierung und Modernisierung seiner Wasserkraftanlagen auf dem französischen Festland zu finanzieren. Das neue Rahmenwerk wurde erstmals im Oktober 2016 auf eine Emission in Höhe von 1,75 Mrd. EUR und im Januar 2017 für zwei Tranchen einer Emission in Höhe von 26 Mrd. Yen angewandt.

Die von EDF im Rahmen dieser beiden Anleiheemissionen eingegangenen Verpflichtungen folgen den vier Grundsätzen für Grüne Anleihen mit ⁽¹⁾ Anleitung (i) zur Verwendung der Erlöse, (ii) zu bestehenden Verfahren zur Bewertung und Auswahl förderfähiger Projekte, (iii) zur Verwaltung der Erlöse und (iv) zu Berichtsverfahren. Eine detaillierte Beschreibung dieser Investitionen finden Sie im EDF Rahmenwerk zu den Grünen Anleihen vom September 2016, das auf der Seite der Grünen Anleihen auf der Website der Gesellschaft verfügbar ist.

Dieser Abschnitt gibt einen Überblick über diese Verpflichtungen und darüber, wie EDF sie bis Ende 2018 erfüllt hat.

VERWENDUNG DER ERLÖSE

EDF hat sich verpflichtet, die Erlöse aus dem Grüne-Anleihen-Programm zur Finanzierung neuer Investitionen in Projekte im Bereich der erneuerbaren Energien zu verwenden. Förderfähige Projekte ⁽²⁾ für die Finanzierung von Grünen Anleihen ("Förderfähige Projekte") sind:

―	Projekte von EDF Renewables zur Stromerzeugung aus erneuerbaren Quellen;
―	Investitionen in bestehende Wasserkraftanlagen auf dem französischen Festland in den folgenden Kategorien: Sanierung und Generalüberholung, Modernisierung und Automatisierung sowie Arbeiten an bestehenden Anlagen (insbesondere Kapazitätserweiterungen).

Es ist nicht geplant, die eingeworbenen Mittel zur Refinanzierung bestehender Projekte oder zum Erwerb operativer Geschäfte oder Einrichtungen zu verwenden.

BEWERTUNG UND AUSWAHL DER FINANZIERTEN FÖRDERFÄHIGEN PROJEKTE

Jedes förderfähige Projekt, das voraussichtlich finanziert wird, wird anhand der Umwelt- und Sozialkriterien ⁽³⁾ ("U&S-Kriterien") einerseits für Investitionen von EDF Renewables und andererseits für Investitionen in Wasserkraft von der Finanzabteilung von EDF Renewables und der Finanzabteilung von EDF Hydro bewertet. Die Bewertungen basieren auf Informationen der Teams, die für Entwicklung, Einkauf und nachhaltige Entwicklung zuständig sind.

Nur Projekte, die die U&S-Kriterien erfüllen, kommen für die Finanzierung durch Grüne Anleihen in Frage. Die Projekte, über die EDF Renewables die direkte Kontrolle hält, werden vorrangig finanziert.

Der gesamte Prozess der Projektbewertung wird dokumentiert, um einem unabhängigen Prüfer nachweisen zu können, dass die finanzierten Projekte die Zulassungskriterien erfüllen.

Auf dieser Grundlage wählen die Finanzabteilungen von EDF Renewables und EDF Hydro aus, welche förderfähigen Projekte finanziert werden.

VERWALTUNG DER ERLÖSE

Die Mittel werden nach einem strengen Zweckbindungsprinzip verwaltet, um sicherzustellen, dass ihre Verwendung ausschließlich und effektiv der Finanzierung förderfähiger Projekte vorbehalten ist.

Nach Eingang bei der Finanz- und Investmentabteilung der EDF SA werden die Erlöse aus jeder Anleihe in ein spezielles Teilportfolio von kurzfristig verwertbaren Vermögenswerten investiert und verfolgt, bis sie den förderfähigen Projekten zugeordnet werden. Die Erlöse werden vorrangig in kurzfristig verwertbare Vermögenswerte investiert, die als sozial verantwortliche Investitionen (Socially Responsible Investments, SRI) bezeichnet werden.

Die Finanzabteilungen von EDF Renewables und EDF Hydro teilen der Finanzabteilung von EDF laufend oder in regelmäßigen Abständen mit, welche Mittel zur Deckung der Investitionen im Zusammenhang mit den ausgewählten Projekten erforderlich sind. Basierend auf diesen Informationen passt die Hauptfinanzabteilung die verfügbaren Beträge in den zweckbestimmten Teilportfolios mit kurzfristig verwertbaren Vermögenswerten an.

EDF strebt an, die gesamten Mittel, die innerhalb von 24 Monaten nach einer Anleiheemission aufgenommen werden, zu verteilen.

BERICHTSWESEN

Effektiver Mitteleinsatz

Alle im November 2013 im Rahmen der ersten Grüne-Anleihe-Emission der EDF über 1,4 Mrd. EUR aufgenommenen Mittel wurden bis Juni 2015 zugeteilt. Alle im Oktober 2015 im Rahmen der zweiten Grüne-Anleihe-Emission über 1,25 Mrd. US-Dollar aufgenommenen Mittel wurden bis Ende 2017 zugeteilt.

Von den 1,750 Mio. EUR, die im Oktober 2016 im Rahmen der dritten Grüne-Anleihe-Emission von EDF aufgenommen wurden, waren zum 31. Dezember 2018 1,188 Mio. EUR für förderfähige Projekte vorgesehen. Die im Januar 2017 im Rahmen der vierten Grüne-Anleihe-Emission von EDF (26 Mrd. JPY in zwei Tranchen) aufgenommenen Mittel sind noch nicht zugeteilt worden. Der Saldo der Mittel, die im Rahmen der im Oktober 2016 und Januar 2017 durchgeführten Grüne-Anleihe-Emission erhoben wurden, wie oben beschrieben, wurde in ein spezielles Portfolio von kurzfristig verwertbaren Vermögenswerten investiert, wo er bis zur Zuteilung an förderfähige Projekte verbleibt.

⁽¹⁾ Die im Juni 2018 aktualisierten "Grundsätze für grüne Anleihen" sind freiwillige Richtlinien für die Emission von Grünen Anleihen. Sie empfehlen Transparenz und Offenlegung und fördern die Integrität, um die Entwicklung des Marktes für grüne Anleihen zu unterstützen. Für weitere Informationen siehe http://www.icmagroup.org/Regulatory-Policy-and-Market-Practice/green-bonds/green-bond-principles.
⁽²⁾ Nur Projekte der Kategorie (i) können mit Mitteln finanziert werden, die durch die Anleiheemissionen von November 2013 und Oktober 2015 aufgebracht wurden.
⁽³⁾ Die U&S-Kriterien für jeden Projekttyp sind im Anhang des EDF-Rahmenwerks zu den Grünen Anleihen vom September 2016 aufgeführt.

Zuteilung des Erlöses zum 31. Dezember 2018:

	Aufgenommene Mittel		Zugewiesene Mittel für Förderfähige Projekte	Anzahl der Grüne-Anleihe-Förderprojekte	Anteil der Investitionen finanziert über Grüne-Anleihen-Fonds
Grüne Anleihe Nr. 1 - November 2013	€ 1,4 Mrd.		€ 1,4 Mrd.	13 ⁽¹⁾	59%
Grüne Anleihe Nr. 2 - Oktober 2015	$ 1,25 Mrd.		$ 1,25 Mrd.	7 ^(1,2)	58%
Grüne Anleihe Nr. 3 - Oktober 2016			EDF Renewables: € 764 Mio.	6 ⁽²⁾	65%
	€ 1,75 Mrd.	€ 1.188 Mio.	EDF Hydro: € 424 Mio.	411 Operations	100% ⁽³⁾

⁽¹⁾ Einschließlich des Roosevelt-Projekts, das durch die Grünen Anleihen 1 und 2 finanziert wird.
⁽²⁾ Einschließlich des Red-Pine-Projekts, das durch die Grünen Anleihen 2 und 3 finanziert wird.
⁽³⁾ Anteil der von EDF finanzierten Investitionen, einschließlich der Hälfte der Investition in das Projekt Romanche-Gavet.

Zum 31. Dezember 2018 wurden von EDF Renewables die folgenden förderfähigen Projekte für die Finanzierung im Rahmen der ersten drei im November 2013 (GB1), Oktober 2015 (GB2) und Oktober 2016 (GB3) begebenen Grünen Anleihen ausgewählt:

Projekt	Art und Kapazität	Standort	Jahr der Inbetriebnahme	Finanzierung GB1/GB2
CID Solar	PV-Solar, 27 MWp	USA (Kalifornien)	In Betrieb	GB1
Cottonwood	PV-Solar, 33 MWp	USA (Kalifornien)	In Betrieb	GB1
Katalanischer Windpark	Onshore-Wind, 96 MW	Frankreich (Pyrénées-Orientales)	In Betrieb	GB1
Heartland	Biogas, 20 MW	USA (Colorado)	In Betrieb	GB1
Hereford	Onshore-Wind, 200 MW	USA (Texas)	In Betrieb	GB1
La Mitis	Onshore-Wind, 25 MW	Kanada (Quebec)	In Betrieb	GB1
Le Granit	Onshore-Wind, 25 MW	Kanada (Quebec)	In Betrieb	GB1
Longhorn Nord	Onshore-Wind, 200 MW	USA (Texas)	In Betrieb	GB1
Pilot Hill	Onshore-Wind, 175 MW	USA (Illinois)	In Betrieb	GB1
Riviere du Moulin	Onshore-Wind, 350 MW	Kanada (Quebec)	In Betrieb	GB1
Spinning Spur 2	Onshore-Wind, 161 MW	USA (Texas)	In Betrieb	GB1
Spinning Spur 3	Onshore-Wind, 194 MW	USA (Texas)	In Betrieb	GB1
Roosevelt	Onshore-Wind, 250 MW	USA (New Mexico)	In Betrieb	GB1 und GB2
Great Western	Onshore-Wind, 225 MW	USA (Oklahoma)	In Betrieb	GB2
Kelly Creek	Onshore-Wind, 184 MW	USA (Illinois)	In Betrieb	GB2
Salt Fork	Onshore-Wind, 174 MW	USA (Texas)	In Betrieb	GB2
Slate Creek	Onshore-Wind, 150 MW	USA (Texas)	In Betrieb	GB2
Tyler Bluff	Onshore-Wind, 126 MW	USA (Texas)	In Betrieb	GB2
Red Pine	Onshore-Wind, 200 MW	USA (Minnesota)	In Betrieb	GB2 und GB3
Bluemex Power 1	PV Solar, 120 MWp	Mexiko (Sonora)	In Betrieb	GB3
Kopenhagen Windpark	Onshore-Wind, 80 MW	USA (New York)	In Betrieb	GB3
Nicolas Riou	Onshore-Wind, 112 MW	Kanada (Quebec)	In Betrieb	GB3
Rock Falls	Onshore-Wind, 154 MW	USA (Oklahoma)	In Betrieb	GB3
Stoneray Power Partners	Onshore-Wind, 100 MW	USA (Minnesota)	In Betrieb	GB3

Zum 31. Dezember 2018 wurden die folgenden förderfähigen Projekte von EDF Hydro zur Finanzierung im Rahmen der im Oktober 2016 begebenen Grünen Anleihe ausgewählt:

	Anzahl Aktionen je Art	Betreffende Kapazität (MW)	Durchschnittliche Erzeugung (2011-2018) (TWh)	Zusätzliche Erzeugung potentiell (TWh)	Beträge (in Mio. EUR)
1. Sanierung und Generalüberholung	184	9,6	20,6	-	177
2. Modernisierung und Automatisierung	215	15,9	31,7	-	58
3. Weiterentwicklung bestehender Strukturen	12	1,2	2,4	0,3	190
SUMME (EXKL. DUPLIKATION)	411	17,1	34,0	0,3	424

Im Rahmen der Verwaltung des Portfolios an erneuerbaren Energien kann der Konzern Anteile an den von ihm entwickelten Anlagen verkaufen. Zum 31. Dezember 2016 hielt der Konzern je 65%, 46% und 98% der unter den Grünen Anleihen Nr. 1, 2 und 3 jeweils finanzierten Erzeugungskapazität.

Auswirkungen der finanzierten förderfähigen Projekte

Die folgende Tabelle zeigt drei Hauptauswirkungen im Zusammenhang mit den Projekten im Bereich der erneuerbaren Energien, die mit Grünen Anleihen finanziert wurden:

―	die Stromerzeugungskapazität, die im Rahmen der einzelnen Projekte von EDF Renewables aufgebaut oder im Rahmen der Wasserkraftinvestitionen saniert, modernisiert oder ausgebaut wird;
―	die erwartete zusätzliche Stromerzeugung aus jedem Projekt; und
―	die CO ₂-Emissionen, die durch die Einspeisung dieser zusätzlichen Stromerzeugung in das Stromnetz vermieden wurden.

Diese Auswirkungen werden in zusammengefasster Form dargestellt: Die Bruttodaten entsprechen den aggregierten Auswirkungen von Projekten, die von der betreffenden Grünen Anleihe finanziert wurden; während die Nettowerte der Summe der Auswirkungen jedes förderfähigen Projekts entsprechen, gewichtet mit dem Anteil der von der Grünen Anleihe finanzierten Projektinvestitionen.

		Gesamtkapazität der finanzierten Projekte zum 31. Dezember 2018 (in MW)		Erwarteter Output (in TWh/Jahr)		Geschätzte vermiedene CO ₂-Emissionen (in t/Jahr)
		Brutto ⁽¹⁾	Netto ⁽²⁾	Brutto ⁽¹⁾	Netto ⁽²⁾	Brutto ⁽¹⁾
Grüne Anleihe Nr. 1 - November 2013		1.755	976	7,0	4,1	2,94
Grüne Anleihe Nr. 2 - Oktober 2015		1.306	832	5,4	3,3	3,46
Grüne Anleihe Nr. 3 - Oktober 2016	EDF Renewables	878	574	3,3	2,1	1,40
	EDF Hydro	17.064	17.064	0,2 ⁽³⁾	0,2 ⁽³⁾	0,01 ⁽³⁾

	Geschätzte vermiedene CO ₂-Emissionen (in t/Jahr)
	Netto ⁽²⁾
Grüne Anleihe Nr. 1 - November 2013	1,64
Grüne Anleihe Nr. 2 - Oktober 2015	1,97
Grüne Anleihe Nr. 3 - Oktober 2016	0,85
	0,01 ⁽³⁾

⁽¹⁾ Summe der Bruttoauswirkungen jedes Projekts, das eine Grüne-Anleihe-Finanzierung erhalten hat.
⁽²⁾ Summe der Auswirkungen jedes Projekts, gewichtet mit dem Investitionsbetrag des Projekts, finanziert durch die jeweilige Grüne Anleihe.
⁽³⁾ Bezieht sich nur auf die erwartete zusätzliche Erzeugung, die aus Entwicklungsinvestitionen resultiert, einschließlich der Hälfte der erwarteten zusätzlichen Erzeugung des Romanche-Gavet-Projekts.

Die oben genannten Auswirkungen werden anhand der folgenden methodischen Grundsätze ermittelt:

―	Erzeugungskapazität der finanzierten Projekte: installierte Kapazität am Ende des Baus jedes förderfähigen Projekts gemäß der Definition im Investitionsmemorandum des Projekts und gegebenenfalls aktualisiert während der Bauphase oder bei der Inbetriebnahme des Projekts;
―	Erwartete Produktion: Erzeugungsprognose (die "P50"), die bei der Investitionsentscheidung für jedes förderfähige Projekt berücksichtigt wird;
―	erwartete vermiedene CO ₂-Emissionen: Der durchschnittliche Emissionsfaktor pro kWh des elektrischen Systems wird auf der Grundlage des Energiemixes des elektrischen Systems und der LCA-Emissionsfaktoren jeder Erzeugungstechnologie geschätzt. Der Emissionsfaktor des Projekts entspricht dem LCA-Emissionsfaktor der Projekttechnologie. Der Energiemix entspricht demjenigen, der von der Environmental Protection Agency (2016) für große Stromnetze in den Vereinigten Staaten, Statistics Canada (2016) für Netze und Provinzen Kanadas und der International Energy Agency (2016) für andere Länder veröffentlicht wird. Die LCA-Emissionsfaktoren jeder Technologie entsprechen den vom IPCC festgelegten und in seinem fünften Bewertungsbericht (2014) veröffentlichten Medianwerten. Die detaillierte Methodik ist auf Anfrage im Büro des EDF Konzerns erhältlich. Es ist wichtig zu beachten, dass es (i) keine einheitliche Referenz gibt, die eine Methode zur Berechnung der vermiedenen CO ₂-Emissionen und (ii) der erwarteten Leistung angibt und daher werden vermiedenen CO ₂-Emissionen als geschätzte Prognosedaten und nicht Ist-Daten dargestellt.

BESCHEINIGUNG EINES DER ABSCHLUSSPRÜFER ÜBER DIE INFORMATIONEN ZUR ALLOKATION ZUM 31. DEZEMBER 2018 DER VON EDF DURCH DIE GRÜNE-ANLEIHE-EMISSION AM 25. NOVEMBER 2013, 8. OKTOBER 2015, 11. OKTOBER 2016 UND 26. JANUAR 2017 ERHALTENEN MITTEL

Dies ist eine kostenlose Übersetzung der Bescheinigung eines der Abschlussprüfer der EDF SA über die Informationen im Zusammenhang mit der Zuteilung zum 31. Dezember 2018 von Mitteln, die für die von EDF am 25. November 2013, 8. Oktober 2015, 11. Oktober 2016 und 26. Januar 2017 begebenen "Grünen Anleihen" erhalten wurden, ins Deutsche. Diese Bescheinigung wurde ursprünglich in französischer Sprache ausgegeben und wird ausschließlich aus praktischen Gründen für deutschsprachige Leser bereitgestellt.

Diese Bescheinigung sollte in Verbindung mit dem französischen Recht und den in Frankreich geltenden Berufsnormen gelesen werden und wird in Übereinstimmung mit diesen ausgelegt.

An den Vorsitzenden und Geschäftsführer,

In unserer Eigenschaft als Wirtschaftsprüfer der Électricité de France S.A. (die "Gesellschaft") und auf Ihren Wunsch hin haben wir diese Bescheinigung über die Informationen im Zusammenhang mit der Zuteilung von Mitteln zum 31. Dezember 2018 ausgestellt, die für die von EDF am 25. November 2013 begebenen "Grünen Anleihen" (das "Angebot GB 2013"), am 8. Oktober 2015 (das "Angebot GB 2015"), am 11. Oktober 2016 (das "Angebot GB 2016") und am 26. Januar 2017 (das "Angebot GB 2017") (zusammen die "Grüne-Anleihe-Angebote") in Höhe von je 1,4 Mrd. EUR, 1,25 Mrd. USD, 1,75 Mrd. EUR bzw. 26,0 Mrd. Yen erhalten wurden. Diese sind im beigefügten Dokument "Informationen über die Verwendung der durch "Grüne Anleihen" von EDF aufgenommenen Mittel" enthalten, das gemäß den Bedingungen der endgültigen Bestimmungen der Grüne-Anleihe-Angebote vom 25. November 2013, 8. Oktober 2015, 11. Oktober 2016 und 26. Januar 2017 (die "Endgültigen Bestimmungen") erstellt wurde.

Dieses Dokument, das unter Ihrer Verantwortung zum Zwecke der Information der Inhaber von "Grünen Anleihen" erstellt wurde, legt die Zuteilung der aus den Grüne-Anleihe-Angeboten aufgenommenen Mittel zu den förderfähigen Projekten (die "förderfähigen Projekte") für den Zeitraum ab dem Eingang der aufgenommenen Mittel aus den Grüne-Anleihe-Angeboten bis zum 31. Dezember 2018 dar (die "Allokation von Erlösen"):

―	für einen Betrag von 1,4 Mrd. EUR im Zusammenhang mit dem Angebot GB 2013 vom 27. November 2013 bis 31. Dezember 2015, unter der Anmerkung, dass die Zuteilung der Erlöse im Juni 2015 vollständig abgeschlossen ist;
―	für einen Betrag von 1,25 Mrd. USD im Zusammenhang mit dem Angebot GB 2015 vom 13. Oktober 2015 bis 31. Dezember 2017 unter der Anmerkung, dass die Zuteilung der Erlöse bis Ende 2017 vollständig abgeschlossen ist;
―	für einen Betrag von 1,75 Mrd. EUR im Zusammenhang mit dem Angebot GB 2016 vom 11. Oktober 2016 bis 31. Dezember 2018;
―	für einen Betrag von 26,0 Mrd. Yen im Zusammenhang mit dem Angebot GB 2017, vom 26. Januar 2017 bis zum 31. Dezember 2018.

Diese Informationen wurden auf der Grundlage der bei der Erstellung des Konzernabschlusses zum 31. Dezember 2018 angewandten Buchführung erstellt.

Unsere Aufgabe ist es, über folgendes zu berichten:

―

die Einhaltung der vier Komponenten der von der International Capital Market Association definierten Grundsätze für Grüne Anleihen, ⁽¹⁾ nämlich (i) Verwendung von Erlösen

(ii) Bestehende Verfahren zur Projektbewertung und Auswahl der förderfähigen Projekte

(iii) Verwaltung der Erlöse und (iv) Berichterstattung;

―	die Übereinstimmung der im Anhang genannten förderfähigen Projekte mit den in den Endgültigen Bestimmungen festgelegten Förderkriterien in allen wesentlichen Aspekten;
―	die Verfolgung der aus den Grüne-Anleihe-Angeboten in einem speziellen Portfolio von Finanzanlagen aufgenommenen Mittel, die Zuteilung dieser Mittel an förderfähige Projekte und die Abstimmung der Höhe der Mittel, die den förderfähigen Projekten zum 31. Dezember 2018 im Rahmen der Grüne-Anleihe-Angebote zugewiesen wurden, mit den Buchhaltungsunterlagen und Daten, die den Buchhaltungsunterlagen zugrunde liegen;
―	die Einhaltung der von der Gesellschaft angewandten Methoden zur Schätzung der vermiedenen CO ₂-Emissionen aufgrund der zum 31. Dezember 2018 finanzierten förderfähigen Projekte, mit der im Abschnitt "Auswirkungen der finanzierten förderfähigen Projekte" des beigefügten Dokuments beschriebenen Methodik.

Wir haben jedoch keine Verantwortung:

―	die als Anhang zu den endgültigen Bestimmungen definierten Förderkriterien in Frage zu stellen, und insbesondere geben wir keine Einschätzung der Bedingungen der endgültigen Bestimmungen ab;
―	für die Erstellung einer Stellungnahme zur Verwendung der zugeteilten Mittel für förderfähige Projekte nach der Zuteilung dieser Mittel;
―	für eine Schlussfolgerung, ob die von der Gesellschaft verwendete Methodik zur Schätzung der vermiedenen CO ₂-Emissionen, angemessen ist.

Im Rahmen unserer Tätigkeit als Abschlussprüfer haben wir gemeinsam mit dem anderen Abschlussprüfer den Konzernabschluss der Gesellschaft für das Geschäftsjahr zum 31. Dezember 2018 geprüft. Unsere Prüfung erfolgte nach den in Frankreich geltenden Berufsstandards und wurde mit dem Ziel geplant und durchgeführt, ein Urteil über den Konzernabschluss als Ganzes abzugeben und nicht über einzelne Bestandteile des Abschlusses, die zur Ermittlung der Informationen herangezogen wurden. Dementsprechend wurden unsere Prüfungstests und Stichproben nicht mit diesem Ziel durchgeführt, und wir geben keine Stellungnahme zu einzelnen Bestandteilen des Abschlusses ab. Der vorliegende Konzernabschluss, der noch nicht von der Hauptversammlung genehmigt wurde, wurde geprüft und unser Bericht dazu datiert vom 14. Februar 2019.

Darüber hinaus haben wir keine Verfahren zur Identifizierung von Ereignissen durchgeführt, die nach dem Datum unseres am 14. Februar 2019 veröffentlichten Berichts über den Konzernabschluss der Gesellschaft eingetreten sind.

Unser Auftrag, der weder eine Prüfung noch eine prüferische Durchsicht darstellt, wurde nach den in Frankreich geltenden Berufsstandards ausgeführt. Für die Zwecke dieser Bescheinigung bestand unsere Arbeit darin, mit Hilfe von Stichprobenverfahren oder anderen Auswahlmethoden:

Für die Informationen im Zusammenhang mit der Zuteilung von Erlösen und der Einhaltung der vier Komponenten der Grundsätze für Grüne Anleihen

―	Überprüfung der angemessenen Berücksichtigung der vier Komponenten der Green Bond-Grundsätze der International Capital Market Association, ⁽¹⁾ nämlich: (i) Verwendung der Erlöse, (ii) bestehende Verfahren zur Projektbewertung und Auswahl förderfähiger Projekte, (iii) Verwaltung der Erlöse und (iv) Berichterstattung;
―	Gewinn eines Verständnisses für die von der Gesellschaft angewandten Verfahren zur Erstellung der im beigefügten Dokument enthaltenen Informationen;
―	Überprüfung der Übereinstimmung der im Anhang genannten förderfähigen Projekte in allen wesentlichen Aspekten mit den in den endgültigen Bestimmungen festgelegten Förderkriterien;
―	Überprüfung der angemessenen Trennung der durch die Grüne-Anleihe-Angebote aufgenommenen Mittel und deren ausschließliche Zuteilung an förderfähige Projekte;
―	Überprüfung der globalen Zuteilung der Investitionsausgaben im Zusammenhang mit den förderfähigen Projekten, die durch jedes der Grüne-Anleihe-Angebote finanziert werden;
―	Durchführung der erforderlichen Abstimmungen zwischen diesen Informationen und den Buchhaltungsunterlagen, aus denen sie abgeleitet sind, und Überprüfung, ob die Informationen mit den für die Erstellung des Konzernabschlusses zum 31. Dezember 2018 verwendeten Daten übereinstimmen.

⁽¹⁾ International Capital Market Association - Grundsätze für Grüne Anleihen, 2015- Freiwillige Verfahrensleitlinien für die Ausgabe von Grünen Anleihen, 27. März 2015.

Für die Schätzung der vermiedenen CO ₂-Emissionen

―	Verständnis und Berücksichtigung der Methodik zur Abschätzung der vermiedenen CO ₂-Emissionen;
―	Überprüfung der Einhaltung, in allen wesentlichen Punkten, der von der Gesellschaft angewandten Methoden zur Schätzung der vermiedenen CO ₂-Emissionen aufgrund der förderfähigen Projekte, die im Zeitraum mit der im Abschnitt "Auswirkungen der finanzierten förderfähigen Projekte" des beigefügten Dokuments beschriebenen Methodik finanziert wurden;
―	Überprüfung der Konsistenz der Informationen über die Schätzung der Stromerzeugung sowie der Wahl der verwendeten Emissionsfaktoren (basierend auf der Berechnung der Emissionsfaktoren der jeweiligen elektrischen Netze, in denen sich die Projekte befinden, und der Wahl der Emissionsfaktoren nach Technologien), wobei darauf hinzuweisen ist, dass es keinen einheitlichen Rahmen gibt, der eine Methodik zur Berechnung der vermiedenen CO ₂Emissionen angibt.

Auf der Grundlage unserer Arbeit haben wir nichts zu berichten hinsichtlich:

―	der Einhaltung der vier Komponenten der von der International Capital Market Association definierten Grundsätze für Grüne Anleihen ⁽¹⁾ ;
―	der Übereinstimmung der im Anhang genannten förderfähigen Projekte in allen wesentlichen Aspekten mit den in den endgültigen Bestimmungen festgelegten Förderkriterien;
―	der Verfolgung der aus den Grüne-Anleihe-Angeboten aufgenommenen Mittel in einem speziellen Portfolio von Finanzanlagen, der Zuteilung dieser Mittel an förderfähige Projekte und der Abstimmung der Höhe der Mittel, die den förderfähigen Projekten zum 31. Dezember 2018 im Rahmen der Grüne-Anleihe-Angebote zugewiesen wurden, anhand der Buchhaltungsunterlagen und Daten, die den Buchhaltungsunterlagen zugrunde liegen;
―	der Einhaltung der von der Gesellschaft angewandten Methoden zur Schätzung der vermiedenen CO ₂-Emissionen aufgrund der zum 31. Dezember 2018 finanzierten förderfähigen Projekte, mit der im Abschnitt "Auswirkungen der finanzierten förderfähigen Projekte" des beigefügten Dokuments beschriebenen Methodik.

Diese Bescheinigung wurde ausschließlich zu Ihrer Kenntnisnahme im oben beschriebenen Kontext erstellt und darf nicht für andere Zwecke verwendet, verbreitet oder als Referenz verwendet werden.

Paris La Defense, 15. März 2019

Deloitte & Associes

Einer der Abschlussprüfer

Christophe Patrier

Partner

⁽¹⁾ International Capital Market Association - Grundsätze für Grüne Anleihen, 2015- Freiwillige Verfahrensleitlinien für die Ausgabe von Grünen Anleihen, 27. März 2015.