GDF SUEZ Energie Deutschland AG

(vormals: GDF SUEZ Energie Deutschland GmbH)

Berlin

Befreiender Konzernabschluss der GDF SUEZ S.A. zum 31.12.2010 gem. § 291 HGB

GDF Suez SA, Paris (Frankreich)

„Das ist eine freie, unverbindliche Übersetzung des in französischer Sprache erstellten Konzernabschlusses der GDF SUEZ S.A. ins Deutsche, die allein zu dem Zweck angefertigt wurde, Deutsch sprechenden Nutzern das Verständnis zu erleichtern.“

KONZERNABSCHLUSS 2010

ENERGIE NEU ENTDECKEN

Lagebericht

I.1 TRENDS BEI UMSATZERLÖSEN UND ERGEBNISSEN

Der Konzern bot 2010 eine ausgezeichnete Performance, angespornt durch sein internationales Stromgeschäft und die sehr günstigen Witterungsbedingungen. Das wirtschaftliche Umfeld erwies sich nach wie vor als schwierig, die Energiepreise schwankten.

Das EBITDA schnellte um 7,7% auf über €15 Mrd.; das zeigt die Rekordergebnisse des Konzerns, die durch ein besonders kaltes Jahr (28,5 TWh), das Wachstum des internationalen Geschäfts und die Auswirkungen der Umsetzung eines neuen Vertrages über öffentliche Dienstleistungen in Frankreich in der ersten Jahreshälfte sowie die Erfolge aus dem Kostensenkungsprogramm von Efficio, das der Konzern eingeführt hat, Auftrieb bekamen.

Das kurzfristige Betriebsergebnis stieg um 5,4% und blieb damit infolge der Zunahme des Nettoaufwands für Abschreibungen und Rückstellungen durch Unternehmenszusammenschlüsse und die Inbetriebnahme neuer Anlagen in der Periode unter dem gewachsenen EBITDA.

Der Konzernanteil am Jahresüberschuss stieg im Jahresvergleich um 3,1% auf €4.616 Mio. Der deutlichen Verbesserung der Ergebnisse, gestiegen durch Unternehmenszusammenschlüsse und sonstige kurzfristige Posten, stand eine Zunahme an Wertminderungsaufwand bei Vermögenswerten und von Finanzaufwendungen für die Nettoverschuldung entgegen.

Die Zahlungsmittel aus Geschäftstätigkeit vor Ertragssteuern erreichten €14.738 Mio., ein Plus von 13,2% gegenüber dem Vorjahr.

Die Nettoverschuldung bliebt mit €33.835 Mio. unter €34 Mrd. trotz des anhaltenden Wachstumsschubs des Konzerns mit Gesamtinvestitionen für 2010 von €11,9 Mrd. (Bruttobetrag für Instandhaltung, Entwicklung und Erwerbe).

I.1 TRENDS BEI UMSATZERLÖSEN UND ERGEBNISSEN

in Millionen Euro	2010	2009	Veränderung in % (auf berichteter Basis)
Umsatzerlöse	84.478	79.908	5,7%
EBITDA	15.086	14.012	7,7%
Abschreibung und Rückstellungen	(5.899)	(5.183)
Nettoauszahlungen aus Konzessionsverträgen	(265)	(263)
Anteilsbasierte Vergütung	(126)	(218)
KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS	8.795	8.347	5,4%

Die Umsatzerlöse des Konzerns betrugen 2010 €84,5 Mrd., +5,7% gegenüber 2009. Auf organischer Basis (ohne Änderungen der Umrechnungssätze und des Konsolidierungskreises) stiegen die Umsatzerlöse im Jahresvergleich um 3,3%.

Änderungen in der Konzernstruktur hatten eine positive Wirkung von €772 Mio.

―	Zugänge zum Konsolidierungskreis in dem Jahr fügten den Umsatzerlösen €1.722 Mio. hinzu, hauptsächlich mit Energy Europe & International (mit der Kontrolle der Beteiligungen am Kraftwerk Astoria 1 in Nordamerika und des Strom- und Gasgeschäfts in Chile) und SUEZ Environnement (mit der Kontrolle von Beteiligungen an Agbar und Wassermanagementunternehmen in Frankreich).
―	Abgänge aus dem Konsolidierungskreis hatten eine negative Wirkung von €950 Mio. und betrafen vor allem Energy Services (Restiani) und SUEZ Environnement (Veräußerung von Schachtelbeteiligungen an Wassermanagementunternehmen in Frankreich und von Adeslas, dem Gesundheitsgeschäft von Agbar).

Wechselkursschwankungen hatten eine Positivwirkung von €1.136 Mio., die hauptsächlich aus den Aufwertungen des US-Dollars, des brasilianischen Real und des Pfund Sterling entstand. Während die Sparten Global Gas & LNG und Energy Services einen Rückgang der Verkaufszahlen berichteten, insbesondere durch eine Abnahme der kurzfristigen Gasverkäufe und der Verkäufe an europäische Key Accounts bzw. einen Rückgang von Installationstätigkeit außerhalb Frankreichs, berichteten die anderen Sparten des Konzerns ein Wachstum des Umsatzerlöses, gestärkt durch die Inbetriebnahme neuer Anlagen und günstigere Witterungsverhältnisse.

Das EBITDA schnellte um 7,7% auf €15.086 Mio. nach oben. Bereinigt um die Auswirkung der Änderungen der Wechselkurse und des Konsolidierungskreises stieg das EBITDA um 2,4%.

Änderungen in der Konzernstruktur wirkten sich mit einem Netto von €398 Mio. positiv auf das EBITDA aus.

―	Zugänge zum Konsolidierungskreis fügten dem EBITDA €556 Mio. hinzu, sie betrafen vor allem die oben beschriebenen Transaktionen bei Energy Europe & International und SUEZ Environnement.
―	Abgänge aus dem Konsolidierungskreis wirkten sich mit €158 Mio. negativ auf das EBITDA aus und betrafen hauptsächlich Auswirkungen des Verkaufs von Vermögenswerten an E.ON (Energy Europe & International) und den Verkauf von Adeslas (SUEZ Environnement).

Den Auswirkungen der Umrechnungssätze in Höhe von €339 Mio. liegen die gleichen Faktoren zugrunde wie den oben für die Umsatzerlöse beschriebenen.

Auf organischer Basis stieg das EBITDA um 2,4% (€338 Mio.):

―	die Sparte Energy France (+179%) gewann durch die verbesserte Stromerzeugungsleistung, die günstigen Witterungsverhältnisse und die Umsetzung des neuen Vertrages über öffentliche Dienstleistungen in der ersten Jahreshälfte;
―	das Wachstum in der Business Area GDF SUEZ Energy Benelux & Germany von wurde durch eine verbesserte Verfügbarkeit von Produktionsvermögenswerten als 2009 (trotz einer Reihe ungeplanter Unterbrechungen in den Anlagen Doel 4 und Tihange 3), die Inbetriebnahme des Werks Flevo in den Niederlanden und die Einrichtung Knippegroen/Sidmar in Belgien sowie langfristige Positionen vorangebracht. Dennoch wurde das Wachstum durch den drastischen Rückgang bei den Spreads in den Niederlanden und Belgien beeinträchtigt;
―	das von der Business Area GDF SUEZ Energy Europe berichtete Wachstum war die Folge langfristiger Entschädigungszahlungen aus Spanien, verschiedener Vermögenswerte, die in Italien in Betrieb genommen wurden, und einer günstigeren Preisstruktur, die in Ungarn eingeführt wurde und die sich in der ersten Hälfte 2010 auswirkte. Schwierigkeiten beim Gasverkauf in der Slowakei und in Rumänien setzten dem Wachstumsgewinn jedoch Grenzen;
―	die Business Area GDF SUEZ Energy North America erlebte aufgrund ihres LNG-Geschäfts einen Rückgang des EBITDA wegen fallender Rohstoffpreise 2010 und einer positiven Wirkung von Posten im Jahre 2009, die 2010 nicht mehr in Erscheinung traten. Das Energieverkaufsgeschäft an Endkunden profitierte von einem Anstieg verkaufter Volumen sowie von breiteren Margen. Das Stromerzeugungsgeschäft blieb stabil;
―	die Business Area GDF SUEZ Latin America wuchs infolge breiterer Margen bei bilateralen Verkäufen, besseren hydrologischen Bedingungen in Brasilien und der Inbetriebnahme des LNG-Terminals in Chile enorm;
―	die Business Area GDF SUEZ Middle East, Asia & Africa berichtete ein robustes Wachstum, gestützt auf zunehmende Erträge aus Projektentwicklungen im Nahen Osten, gleichbleibend hohe Verkaufspreise in Thailand trotz sinkender Brennstoffpreise und Fortschritte bei der Geschäftstätigkeit in Singapur;
―	Global Gas & LNG meldete einen Rückgang des EBITDA wegen eines schwierigen Gasmarktes und einer ungünstigen Vergleichsbasis mit der ersten Hälfte 2009 aufgrund langfristiger Positionen. Das EBITDA im Explorations- und Produktionsgeschäft blieb stabil mit günstigen Trends bei den Preisen, die einem leichten Produktionsrückgang entgegenwirken;
―	die Sparte Infrastructures verzeichnete ein Wachstum des EBITDA nach günstigen Witterungsverhältnissen, positiven Preiseffekten und der stufenweisen Inbetriebnahme von Fos Cavaou;
―	in der Sparte Energy Services blieb das EBITDA stabil und belegte so die Anpassungsfähigkeit des ausgeglichenen Geschäftsmodells in einem wirtschaftlichen Umfeld, das sich für die Geschäftstätigkeit als schwierig erweist;
―	SUEZ -Environnement profitierte in seinen internationalen Geschäften von günstigen Preis/Volumeneffekten und von einem deutlichen Preisanstieg der zurückgewonnen Sekundärrohstoffe, der dem Rückgang bei den Deponievolumen entgegenwirkte, den Waste Europe berichtete. Das EBITDA sank jedoch bei Water Europe wegen des Vertragsendes mit Paris, den im Jahresvergleich geringeren Volumen und den Kosten für die Ankurbelung neuer Geschäfte deutlich.

Das kurzfristige Betriebsergebnis stieg um 5,4% auf €8.795 Mio. Bereinigt um die Auswirkung der Änderungen der Wechselkurse und des Konsolidierungskreises stieg das kurzfristige Betriebsergebnis um 0,6%. Das Wachstum des kurzfristiges Betriebsergebnisses blieb infolge der Zunahme des Nettoaufwands für Abschreibungen und Rückstellungen infolge von Zugängen von Unternehmen zum Konsolidierungskreis und der Inbetriebnahme neuer Anlagen in der Periode hinter dem Wachstum des EBITDA zurück.

I.2 GESCHÄFTSENTWICKLUNG

I.2.1 ENERGY FRANCE

in Millionen Euro	2010	2009	Veränderung in % (auf berichteter Basis)
Umsatzerlöse	14.982	13.954	7,4%
EBITDA (A)	1.023	366	179,3%
Abschreibung und Rückstellungen (B)	(374)	(75)
Anteilsbasierte Vergütung (C)	(3)	(4)
KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS = A + B + C	646	288	124,2%

• VERKAUFTE VOLUMEN

in TWh	2010	2009	Änderung %
Gasverkäufe1	292,4	274,1	+6,7%
Stromverkäufe	36,5	34,1	+7,0%

⁽¹⁾ Volumenbeiträge

• KLIMAKORREKTUR - FRANKREICH

in TWh	2010	2009	Änderung
Volumen Klimakorrektur	+25,8	-4,3	+30,1 TWh

(Minuszeichen = warmes Klima, Pluszeichen = kaltes Klima)

In dem am 31. Dezember 2010 beendeten Jahr trug die Sparte Energy France Umsatzerlöse von €14.982 Mio. bei, ein Plus von 7,4% gegenüber 2009.

Die Zunahme der Umsatzerlöse um € 1.028 Mio. spiegelt eine positive Wirkung von € 19 Mio. aus Änderungen der Konzernstruktur (Konsolidierung von Unternehmen, die im Gebäudedienstleistungssegment¹ erworben wurden) und ein organisches Wachstum von € 1.009 Mio. (+ 7,2%) wider.

Ein Ertrag für die Periode war bei durchschnittlichen Witterungsverhältnissen nahezu nicht vorhanden (-0,2%), wobei dem Rückgang im Gasverkauf bei Durchschnittstemperaturen ein Anstieg der Stromverkäufe entgegenstand. Die Trends im Jahresvergleich spiegelten auch die Entwicklungen in der Periode wider, wobei der Senkung der Gaspreise, die im April 2009 eingeführt wurde (mit Auswirkung auf die Verkäufe im ersten Quartal 2010), eine Tariferhöhung in der öffentlichen Versorgung zwischen dem 1. April und dem 1. Juli 2010 entgegenstand.

Die Erdgasverkäufe beliefen sich auf 292 TWh, ein Plus von 6,7% (18,3 TWh) gegenüber 2009, vor allem dank besonders strenger Witterungsverhältnisse im Jahr 2010. Bei durchschnittlichen Witterungsverhältnissen fielen die Erdgasverkäufe auf 11,7 TWh zurück, sie folgten damit den Markttrends (Rückgang des Verbrauchswerts pro Einheit) und einem unerbittlichen Wettbewerb. Dennoch hält GDF SUEZ weiterhin etwa 90% des Privatkundenmarkts und etwa 73% des Unternehmenskundenmarkts.

Die Stromverkäufe stiegen im Jahresvergleich um 7% auf 36,5 TWh, hauptsächlich wegen des gewachsenen Endkunden-Portfolios, das Ende 2010 939.000 Kunden auswies, eine Zunahme von 214.000 im Jahresverlauf. Ende 2010 gab es in Frankreich insgesamt 1,14 Mio. Anschlussstellen für End- und Unternehmenskunden.

Die Stromerzeugung stieg 2010 (32,7 TWh) um 11,2%, und zwar dank besserer hydrologischer Bedingungen als 2009, des Ausbaus bei den Gasturbinen im kombinierten Zyklus (Inbetriebnahme der Combigolfe-Anlage mit 435 MW in Fos im Sommer 2010, der Abgabe von 435 MW der Anlage in Montoir-de-Bretagne im November 2010) und des Anlaufens der Windparks mit 324 MW, so dass die installierte Kapazität am Jahresende 922 MW betrug.

Das EBITDA erreichte €1.023 Mio. gegenüber €366 Mio. im Jahr 2009. Die Zunahme um €657 Mio. ist im Wesentlichen dem Wachstum bei den verkauften Gasvolumen (Witterungsverhältnisse), der Entwicklung des Stromgeschäfts (Erzeugung und Verkäufe) und der Umsetzung des neuen Vertrages über öffentliche Dienstleistungen zuzuschreiben.

Das kurzfristige Betriebsergebnis stieg auf €358 Mio. Dieser Anstieg blieb hinter dem Wachstum des EBITDA zurück, vor allem aufgrund der Abschreibung beim beizulegenden Zeitwert von Vermögenswerten und Schulden, die als Teil des Unternehmenszusammenschlusses verbucht wurden.

¹ Tochtergesellschaften Poweo, Ciepiela & Bertranuc, Panosol, Agenda service.

Preistrends

Tarife für die öffentliche Versorgung

Die Tabelle unten zeigt die durchschnittliche Änderung der Tarife für die öffentliche Versorgung, die seit 2008 galten.

Jahr	Durchschnittliche Tarifänderung
2008
1. Januar	€1,73 pro MWh
30. April	€2,64 pro MWh
15. August	€2,37 pro MWh
1. Oktober	- € pro MWh
2009
1. Januar	- € pro MWh
1. April	- €5,281 pro MWh
2010
1. April	€4,03 pro MWh
1. Juli	€2,28 pro MWh
1. Oktober	- € pro MWh

⁽¹⁾ Per 1. April 2009 sank der Tarif B1 um €4,63/MWh.

Bezugstarife

Bezugstarife werden vierteljährlich überprüft, um Änderungen des Wechselkurses Euro/Dollar, Änderungen der Kosten und den Preis für einen Warenkorb mit Ölprodukten zu berücksichtigen.

Jahr	Durchschnittliche Tarifänderung
2009
1. Januar	- €8,52 pro MWh
1. April	- €9,96 pro MWh
1. Juli	€1,38 pro MWh
1. Oktober	€3,88 pro MWh
2010
1. Januar	€0,48 pro MWh
1. April	€1,41 pro MWh
1. Juli	€3,14 pro MWh
1. Oktober	- € pro MWh

I.2.2 ENERGY EUROPE & INTERNATIONAL

I.2.2.1 Kennzahlen

	2010
in Millionen Euro	Benelux & Germany	Europe	North America	Latin America	ME, Asia & Africa	Summe*
Umsatzerlöse	14.258	8.084	4.215	3.208	2.007	31.771
EBITDA (A)	2.272	1.163	617	1.475	406	5.831
Abschreibung und Rückstellungen (B)	(610)	(515)	(319)	(349)	(88)	(1.884)
Nettoauszahlungen aus Konzessionsverträgen/Anteilsbasierte Vergütung (C)	(6)	(2)				(10)
KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS = A + B + C	1.657	646	298	1.126	317	3.937

	2009
in Millionen Euro	Benelux & Germany	Europe	North America	Latin America	ME, Asia & Africa	Summe*
Umsatzerlöse	13.204	7.746	3.877	2.012	1.510	28.350
EBITDA (A)	2.123	1.011	657	1.026	286	5.027
Abschreibung und Rückstellungen (B)	(536)	(429)	(228)	(191)	(88)	(1.471)
Nettoauszahlungen aus Konzessionsverträgen/Anteilsbasierte Vergütung (C)	(12)	(2)				(22)
KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS = A + B + C	1.574	581	429	835	197	3.534

	Veränderung in %
in Millionen Euro	(auf berichteter Basis)
Umsatzerlöse	12,1%
EBITDA (A)	16,0%
Abschreibung und Rückstellungen (B)
Nettoauszahlungen aus Konzessionsverträgen/Anteilsbasierte Vergütung (C)
KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS = A + B + C	11,4%

^* Ein Teil dieser Kosten ist nicht zugeordnet worden.

I.2.2.2 Energy Benelux & Germany

Die Umsatzerlöse für die Business Area GDF SUEZ Energy Benelux & Germany erreichten €14.258 Mio. für 2010, ein Plus von 8,0% gegenüber 2009. Berücksichtigt man die Auswirkungen von Änderungen des Konsolidierungskreises (Verkauf eines Teils von Kernkraftkapazität aus der Pax Electrica II-Vereinbarung in Belgien an SPE und die der Quote entsprechende Konsolidierung der Stadtwerke Gera in Deutschland), so erreichte das organische Wachstum 7,7%.

Stromverkäufe

Die verkauften Stromvolumen kletterten um 10,7% auf 131 TWh, während die Umsatzerlöse auf €707 Mio. stiegen.

In Belgien und Luxemburg stiegen die verkauften Volumen insgesamt um 1,2 TWh bzw. 1,7%, was eine positive Wirkung von €79 Mio. (1,2%) auf die Umsatzerlöse hatte.

―	Nach der Verlangsamung der Wirtschaftstätigkeit im Jahr 2009 waren die Verkäufe an belgische Key Accounts auf einem Aufwärtstrend (+ 2,5 TWh);
―	Verkäufe an andere Unternehmenskunden gingen um 2,2 TWh zurück, vor allem wegen des geringeren Volumens, das an öffentliche Behörden (-0,5 TWh) und Wiederverkäufer (-1,1 TWh) verkauft wurde;
―	diesem Rückgang stand teilweise eine Zunahme von Verkäufen an Kleinunternehmen und Unternehmen mittlerer Größe um 0,6 TWh entgegen;
―	Verkäufe an Enovos in Luxemburg gingen im Wiederverkäufer-Segment deutlich zurück (-1 TWh), blieben jedoch bei den großen Industriekunden stabil.

Die Stromverkäufe in den Niederlanden stiegen um €142 Mio. bzw. 1,7 TWh:

―	diese Zunahme ist allein dem Großhandelsmarkt zu danken, der einen Gewinn von €314 Mio. bzw. 3,5 TWh erbrachte;
―	die mit Unternehmenskunden generierten Umsatzerlöse sanken um €168 Mio., sie schrumpften durch fallende Verkaufspreise und einen Rückgang von 1,8 TWh im Volumen.

Die Stromverkäufe in Deutschland stiegen um €399 Mio. bzw. 8 TWh:

―	diese Zunahme war teilweise der Quote der entsprechenden Konsolidierung der Stadtwerke Gera zuzuschreiben (Positivwirkung von €30 Mio.);
―	das organische Wachstum bei den Umsatzerlösen wurde durch einen Anstieg bei Verkäufen auf dem Großhandelsmarkt um 8,6 TWh und durch den Tausch von Kraftwerkskapazität mit E.ON angehoben;
―	mit großen Unternehmenskunden generierte Umsatzerlöse fielen wegen des Verlusts mehrerer Großkunden um €79 Mio.;
―	der Rückgang um €68 Mio. im Wiederverkäufer-Segment ist das Resultat einer selektiveren Absatzpolitik.

Die Verkäufe außerhalb der Region Benelux & Deutschland kamen infolge einer Volumen-Zunahme von 13,7% (1,8 TWh) um €121 Mio. bzw. 15,1% voran. Verkäufe außerhalb von Benelux und Deutschland generierten Umsatzerlöse von €919 Mio., zumeist aus Verkäufen auf dem Großhandelsmarkt in Frankreich, Großbritannien, Polen und Ungarn.

Gasverkäufe

Die Erlöse aus Gasverkäufen schnellten nach einer kräftigen Zulage um 19% (14,4 TWh) bei den Volumen um 15,5% nach oben. Asymmetrische Trends bei Preisen und Volumen zeigten sich bei einem steilen Fall der Preise in nahezu allen Sektoren, denen eine Zunahme verkaufter Volumen von etwa 10,2 TWh in Belgien und von 3,4 Twh bei allen Geschäftskunden in den Niederlanden und in Deutschland gegenübersteht.

Das EBITDA für die Business Area GDF SUEZ Energy Benelux & Germany erreichte €2.272 Mio. für 2010, ein Plus von 7,1% gegenüber 2009. Das organische Wachstum betrug 7,3%:

―	die Änderungen des Konsolidierungskreises im Jahresvergleich sind das Ergebnis des Verkaufs von 250 MW Nuklearkapazität an SPE, des Swaps von Kraftwerkskapazität mit E.ON und der anteiligen Konsolidierung der Stadtwerke Gera;
―	das Wachstum des EBITDA zeigt sowohl langfristige Posten in Belgien und Luxemburg als auch die Senkung der betrieblichen Aufwendungen und die Zunahme der Gasverkäufe wegen des kalten Winterwetters;
―	die positive Nettowirkung neu in Betrieb genommener Einrichtungen belief sich auf €101 Mio. und bezieht sich hauptsächlich auf das neue Unternehmen Flevo in den Niederlanden und die Anlage Knippegroen (Sidmar) in Belgien;
―	dem wirkte teilweise ein Rückgang der Margen im Vergleich zu 2009 entgegen.

Das kurzfristige Betriebsergebnis der Business Area GDF SUEZ Energy Benelux & Germany stieg 2010 um €129 Mio. bzw. 8,6% auf €1.657 Mio. Dieser Anstieg ist das Ergebnis geringerer Wertminderungsbelastungen durch zweifelhafte Forderungen sowie des gewachsenen EBITDA; dem stehen teilweise im Jahresvergleich höhere Abschreibungsbelastungen als Folge von (i) 2009 und 2010 in Betrieb genommenen Vermögenswerten und (ii) der Berichtigung von Demontage-Vermögenswerten im Nachgang zu dem Bericht über Rückstellungen für Kernkraftwerke gegenüber, die das Nuclear Provisions Committee.ausgewiesen hat.

I.2.2.3 GDF SUEZ Energy Europe

Die Business Area GDF SUEZ Energy Europe trug 2010 mit €8.084 Mio. zu den Erlösen bei, ein Plus von 4,4% auf berichteter Basis im Vergleich zum Vorjahr.

Wechselkursänderungen wirkten sich mit €66 Mio. positiv auf die Erlöse in Mittel- und Osteuropa und mit €54 Mio. positiv für Großbritannien aus. Änderungen des Konsolidierungskreises waren für diese Periode nicht wesentlich.

Die Umsatzerlöse wuchsen im Jahresvergleich auf organischer Basis um 2,7%, sie sind das Ergebnis von Änderungen in:

―	Westeuropa (+€56 Mio.), wo die 2009 in Großbritannien gestartete Absatzstrategie zu einem Rückgang der verkauften Gasvolumen um 3,8 TWh führte und der Fokus stärker auf Märkte mit hoher Wertschöpfung gerichtet wurde. Die verkauften Stromvolumen stiegen um 2,2 TWh; In Spanien und Portugal aktivierten die Stromverkäufe auf Nebenmärkten höhere Preise, waren aber durch einen 20%-Einbruch bei den Volumen betroffen;
―	Italien (+€221 Mio.), das einen kräftigen Anstieg bei den verkauften Volumen sowohl bei Strom (+1,2 Twh) als auch bei Gas (+2,5 TWh) erlebte, während der Regulierer alle Anstrengungen unternahm, Tariferhöhungen zurückzudrängen:
―	Mittel- und Osteuropa (-€77 Mio.), wo die gewachsenen Erlöse in der Slowakei und in Rumänien, gesteigert durch ein Plus von 5,4 TWh bei verkauften Volumen und von 2 TWh bei verteilten Volumen, durch einen Rückgang verkaufter Volumen in Ungarn (-0,7 TWh) und der Türkei (-2,3 TWh) sowie niedrigere Verkaufspreise in Polen mehr als aufgefangen wurden.

Das EBITDA für GDF SUEZ Energy Europe erreichte 2010 €1.163 Mio., was ein organisches Wachstum von €151 Mio. bzw. 15% bedeutet. Das organische Wachstum des EBITDA für die Business Area betrug €132 Mio. bzw. 12,8% und lässt sich wie folgt analysieren:

―	Westeuropa berichtete ein organisches EBITDA-Wachstum von €72 Mio. Der Wachstumsschub wurde von Spanien und Portugal angeführt, die eine gute Performance erzielten, gestützt auf bessere Preise auf den Zweitmärkten, bessere Verkaufsbedingungen für Windparks und die Vereinnahmung von einmaligen Entschädigungen für den Bau einer 2006 in Betrieb gegangenen Einrichtung. Das organische Wachstum des EBITDA in Großbritannien erreichte 17,4%, gesteigert durch eine gute Performance des Absatzgeschäfts.
―	Für Italien machte das Wachstum des EBITDA €78 Mio. aus, gestützt auf die Inbetriebnahme neuer Einrichtungen (Windco), eine höhere Verfügbarkeitsrate verschiedener Anlagen und eine gute Performance aller sonstigen Geschäftstätigkeiten, bei der die Entwicklung des Absatzgeschäfts an der Spitze stand.
―	Mittel- und Osteuropa berichteten ein negatives organisches Wachstum des EBITDA von €29 Mio., hauptsächlich wegen der ungünstigen Preiseffekte beim Gasverkauf in der Slowakei und Rumänien. Ungarn berichtete eine Verbesserung dank der Performance seiner Stromdienstleistungen und der Einführung einer neuen Preisformel, die sich auf die ersten Quartale 2010 positiv auswirkte.

Das kurzfristige Betriebsergebnis für GDF SUEZ Energy Europe erreichte €646 Mio., +8,6% bzw. €50 Mio. auf organischer Basis. Das Wachstum des kurzfristigen Betriebsergebnisses lag unter dem Wachstum des EBITDA, vor allem wegen der höheren Abschreibungsbelastungen in Großbritannien und Italien - hauptsächlich durch die Inbetriebnahme neuer Einrichtungen.

I.2.2.4 GDF SUEZ Energy North America

Die Umsatzerlöse für die Business Area GDF SUEZ Energy North America erreichten 2010 €4.215 Mio., ein Plus von €338 Mio. im Jahresvergleich, ausgehend von berichteten Zahlen, und ein Minus von €63 Mio. bzw. 1,5% auf organischer Basis.

Wechselkursänderungen hatten eine positive Wirkung von €212 Mio. aus der Aufwertung des US-Dollars und des mexikanischen Pesos, während die Änderungen des Konsolidierungskreises €189 Mio. zusätzlich für die Umsatzerlöse erbrachten, und zwar durch die beherrschende Beteiligung, die am Kraftwerk Astoria 1 erworben wurde.

Die Stromverkäufe kletterten um 8,9 TWh auf 59,6 TWh. Der Anstieg geht hauptsächlich auf die erstmalige Konsolidierung von Astoria 1 und die gute Endkunden-Performance von GDF SUEZ Energy Resources North America zurück, das Strom an Geschäfts- und Industriekunden liefert. Die Volumen in diesem Geschäft schnellten um 17% auf 30,7 TWh nach oben, das organische Wachstum der Erlöse erreichte €153 Mio.

Die Erdgasverkäufe kletterten um 6 TWh auf 63,4 TWh. Außer dieser durch das Volumen erzielten Auswirkung gab es aber auch die eines Preisrückgangs nach Absicherung des LNG-Geschäfts in den USA.

Das EBITDA für GDF SUEZ Energy North America betrug 2010 €617 Mio., das ist auf berichteter Basis ein Rückgang um €40 Mio. Schließt man die positiven Auswirkungen der Änderungen bei den Währungsumrechnungen (€37 Mio.) und beim Konsolidierungskreis (€71 Mio.) aus, ist die Business Area auf organischer Basis um 21% bzw. €148 Mio. geschrumpft:

―	das negative EBITDA-Wachstum ist vor allem dem LNG-Geschäft zuzuschreiben (-€114 Mio.), das 2009 durch langfristige Posten getragen wurde (Auslaufen günstiger Absicherungsverträge und Abgeltung von Gas Natural). Der drastische Rückgang wurde teilweise durch geringere betriebliche Aufwendungen für das Everett-Terminal aufgefangen;
―	die Stromerzeugung ging um €12 Mio. zurück, vor allem wegen der sieben Monate dauernden ungeplanten Wartungsarbeiten am Wasserkraftwerk Northfield Mountain. Dem standen teilweise die Inbetriebnahme der Windparks West Cape Wind Farm und Caribou Wind Park sowie des Kraftwerks Waterbury im Jahr 2009 entgegen. Die Stromerzeugung aus erneuerbaren Quellen litt Anfang 2010 jedoch unter den heftigen Stürmen, die zur Abschaltung mehrerer Windkraftanlagen führten:
―	der Stromverkauf an Endkunden dieser Business Area stützte sich auf größere verkaufte Volumen und größere Margen.

Das kurzfristige Betriebsergebnis der Business Area GDF SUEZ Energy North America erreichte €298 Mio., -43% bzw. €196 Mio. auf organischer Basis. Der Erfolg der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit wurde durch die gleichen Faktoren beeinflusst wie das EBITDA.

I.2.2.5 GDF SUEZ Energy Latin America

Die Umsatzerlöse für die Business Area GDF SUEZ Energy Latin America erreichten 2010 €3.208 Mio., ein Plus von 59%. im Jahresvergleich, ausgehend von berichteten Zahlen, und von 21,8% bzw. €494 Mio. auf organischer Basis.

Die Umsatzerlöse beinhalten die Auswirkungen des geänderten Konsolidierungskreises (€434 Mio.), vor allem ein Ergebnis des Erwerbs der beherrschenden Beteiligungen an den chilenischen Stromerzeugern Electroandina and Edelnor Ende Januar 2010. Änderungen von Wechselkursen wirkten sich mit €267 Mio. positiv aus und gingen auf die Aufwertung des brasilianischen Real und des US-Dollars zurück.

Die Stromverkäufe kletterten 2010 um 8,2 TWh auf 48,5 TWh, angestachelt durch den Erwerb der beherrschenden Beteiligungen an den chilenischen Unternehmen. Die Gasverkäufe stiegen um 4,5 TWh, vor allem durch die Inbetriebnahme des LNG-Terminals Mejillones in Chile.

Das organische Wachstum der Erlöse ist einem Anstieg verkaufter Volumen in Brasilien nach Inbetriebnahme des Wasserkraftwerks San Salvador im August 2009, den Gewinnen aus Spot-Transaktionen und der Inbetriebnahme des LNG-Terminals Mejillones in Chile zu verdanken.

Das EBITDA für die Business Area stieg um €452 Mio. auf €1.475 Mio., das ist eine Zunahme von €151 Mio. (12,9%) auf organischer Basis:

―	in Brasilien waren größere Margen bei bilateralen Verkäufen, bessere hydrologische Bedingungen und eine Zunahme der Wärmeerzeugung, die zu einer gestiegenen Zahl von Spot-Verkäufen führte, die Pfeiler des Wachstums;
―	in Chile entstand das Wachstum des EBITDA vor allem durch die Inbetriebnahme des LNG-Terminals Mejillones;
―	der aus Panama berichtete Rückgang entstand vor allem durch technische Probleme und den Verzug bei der Umstellung von Bahia Las Minas auf ein Kohlekraftwerk.

Das kurzfristige Betriebsergebnis für die Business Area GDF SUEZ Energy Latin America erreichte 2010 €1.126 Mio., ein Plus von 35%. im Jahresvergleich, ausgehend von berichteten Zahlen, und von €43 Mio. bzw. 4,5% auf organischer Basis. Das gewachsene kurzfristige Betriebsergebnis blieb wegen der höheren Belastungen durch Abschreibung in Verbindung mit dem Anlaufen des Wasserkraftwerks San Salvador in Brasilien, der Inbetriebnahme des LNG-Terminals Mejillones und dem Ausweis der chilenischen Stromvermögenswerte zum beizulegenden Zeitwert nach Erwerb beherrschender Beteiligungen im Januar 2010 hinter dem EBITDA-Wachstum zurück.

I.2.2.6 GDF SUEZ Energy Middle East, Asia & Africa

Die Umsatzerlöse der Business Area GDF SUEZ Energy Middle East, Asia & Africa kletterten auf berichteter Basis um 33% auf €2.007 Mio. Das organische Wachstum betrug €324 Mio. bzw. 19,6%, gestützt auf die Aufwertung des Singapur-Dollars, des thailändischen Baht und des US-Dollars (Positivwirkung €142 Mio.) und auf Zugänge zum Konsolidierungskreis infolge der Quotenkonsolidierung der thailändischen Gasversorger PTT NGD und Amata NGD (Positivwirkung €30 Mio.).

Der Wachstumserfolg ist vor allem Senoko (+€106 Mio.) infolge der gestiegenen Nachfrage in Singapur und Thailand (+€39 Mio.) und der Türkei (+€61 Mio.) wegen kürzerer Wartungszeiten 2010 als 2009 zu verdanken. Die Umsatzerlöse aus Betrieb und Wartung im Nahen Osten stiegen mit der Inbetriebnahme mehrerer Einrichtungen (Marafiq, Al Dur) um €54 Mio.

Die Stromverkäufe in der Business Area erhöhten sich um 1,6 TWh bzw. 6,5% auf 26,4 TWh. Nach der Konsolidierung von PTT NGD und Amata NGD betrugen die Gasverkäufe 1,1 TWh.

Das EBITDA für die Business Area betrug 2010 €406 Mio., das ist auf berichteter Basis ein Plus von €120 Mio. Schließt man die positiven Auswirkungen der Änderungen bei den Währungsumrechnungen (€24 Mio.) und beim Konsolidierungskreis nach der Quotenkonsolidierung der PTT NGD und Amata NGD (€8 Mio.) aus, betrug das Wachstum auf organischer Basis 28% bzw. €88 Mio. Die Pfeiler dieser beachtlichen Leistung sind Fördergelder, die im Nahen Osten gezahlt wurden, sowie vertraglich festgelegte Erlöse aus mittel- und langfristigen Vereinbarungen in einer Region mit zunehmendem Energiebedarf:

―	in Thailand stieg das EBITDA aufgrund stabiler Preise bei geringeren Brennkosten (Kohle und Gas). Sieht man die erste Hälfte 2009 im Vergleich, hatten Kosten und wartungsbedingte Abschaltungen einiger Anlagen erhebliche Auswirkungen;
―	in Singapur profitierte Senoko von einer stärkeren Nachfrage nach Strom, so dass es den Absatz und die Margen steigern konnte.
―	Im Nahen Osten verbesserte sich das EBITDA hauptsächlich aufgrund gestiegener Fördergelder für die Projekte Riyadh PP 11, Barka 3 und Sohar 2.

Das kurzfristige Betriebsergebnis für GDF SUEZ Energy Middle East, Asia & Africa erreichte €317 Mio., +46% bzw. €98 Mio. auf organischer Basis entsprechend den Trends beim EBITDA.

I.2.3 GLOBAL GAS & LNG

in Millionen Euro	2010	2009	Veränderung in % (auf berichteter Basis)
Erlöse der Sparte	20.793	20.470	1,6%
Ergebnisbeitrag zum Konzern	9.173	10.657	-13,9%
EBITDA (A)	2.080	2.864	-27,4%
Abschreibung und Rückstellungen (B)	(1.116)	(1.412)
Anteilsbasierte Vergütung (C)	(4)	(2)
KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS = A + B + C	961	1.450	-33,8%

Die Summeerlöse der Sparte Global Gas & LNG, einschließlich Dienstleistungen innerhalb des Konzerns, stiegen im Jahresvergleich um 1,6% auf berichteter Basis auf €20.793 Mio.

Der Ergebnisbeitrag von Global Gas & LNG betrug €9.173 Mio., das ist gegenüber 2009 ein Minus von €1.484 Mio. bzw. 13,9% nach berichteten Zahlen. Auf organischer Basis gingen die Erlöse um 14,3% bzw. €1.528 Mio. zurück.

Insgesamt wurde der Ergebnisbeitrag 2010 durch den Rückgang kurzfristiger Gasverkäufe und von Verkäufen an europäische Großkunden geschmälert, teilweise aufgefangen durch höhere Erlöse aus Exploration und Produktion und LNG-Verkäufe.

Der gesunkene Ergebnisbeitrag der Sparte reflektiert hauptsächlich:

―	eine Abnahme der kurzfristigen Verkäufe1 mit einem 29-TWh-Rückgang bei den Volumen angesichts unterschiedlicher NBP-Preistrends (Senkung um 11% in der ersten Hälfte 2010 im Vergleich zu den ersten sechs Monaten 2009, aber im Jahresvergleich insgesamt ein Anstieg um 22%); und eine Zunahme der externen LNG-Verkäufe um 12 TWh auf 34 TWh für 2010 (39 Tankschiffe) gegenüber 22 TWh für 2009 (26 Tankschiffe).
―	um 21 TWh zurückgegangene Erdgasverkäufe an das europäische Großkunden-Portfolio (164 TWh für 2010 gegenüber 185 TWh für 2009) hauptsächlich wegen der geringeren Portfolio-Volumen und des Rückgangs der durchschnittlichen Verkaufspreise über die Periode in einem Umfeld mit intensivem Wettbewerb, trotz der Auswirkung der entsprechenden Preisabsicherungen;
―	den Anstieg der Erlöse aus Exploration und Produktion um €120 Mio. (8,1%) auf €1.593 Mio., darin zeigt sich: - ein stabiler Beitrag der Kohlenwasserstoffproduktion von 34,6 MMboe (das Gjoa-Feld ging erst Ende 2010 in Betrieb), - 12% höhere durchschnittliche Verkaufspreise im Jahresvergleich nach Absicherung in €/boe vor dem Hintergrund steigender durchschnittlicher Ölpreise (+37% für 2010 gegenüber 2009).

Über das gesamte Jahr 2010 erreichte das EBITDA €2.080 Mio. für die Sparte gegenüber €2.864 Mio. für 2009. Der Rückgang um €784 Mio. (27%) aufgrund berichteter Zahlen resultierte aus:

―	einer leichten Zunahme des Beitrags von Exploration und Produktion zum EBITDA (€1.439 Mio. für 2010 gegenüber €1.363 Mio. für 2009) mit günstigen Trends bei Ölpreisen, die dem Produktionsrückgang insgesamt entgegenstehen;
―	nachteiligen Auswirkungen der Wirtschaftskrise, die Volumen wie auch Preise für die Gas-Öl-Spread-Verkäufe an Großhandelsmärkte und Key Accounts, die LNG-Verkäufe und die Trading- und Optimierungstätigkeiten traf;
―	einer schwer zu überbietenden Vergleichsgrundlage, vor allem in der ersten Hälfte 2009, die durch außergewöhnliche Marktchancen und Arbitrage-Gewinne von knapp über €400 Mio. getragen war.

Das kurzfristige Betriebsergebnis erreichte 2010 €961 Mio., ein Minus von €489 Mio. bzw. 34% nach berichteten Zahlen, hauptsächlich wegen des Rückgangs beim EBITDA für die Sparte um €784 Mio.

Dem stand ein geringerer Aufwand für Abschreibung, Rückstellungen und Wertminderung (-€297 Mio.) aufgrund bestimmter degressiver Abschreibungsmethoden gegenüber.

I.2.4 INFRASTRUCTURES

in Millionen Euro	2010	2009	Veränderung in % (auf berichteter Basis)
Erlöse der Sparte	5.891	5.613	5,0%
Ergebnisbeitrag zum Konzern	1.203	1.043	15,3%
EBITDA (A)	3.223	3.026	6,5%
Abschreibung und Rückstellungen (B)	(1.148)	(1.078)
Anteilsbasierte Vergütung (C)	(3)	(1)
KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS = A + B + C	2.071	1.947	6,4%

Die Gesamterlöse der Sparte Infrastructures, einschließlich Dienstleistungen innerhalb des Konzerns, erreichten €5.891 Mio., eine Zunahme von 5,0% gegenüber 2009.

Der Beitrag der Sparte zum Konzernerlös betrug €1.203 Mio., das sind 15,3% mehr als im Vorjahr. Die erhöhten Beiträge bedeuten:

―	mehr Volumen, die GrDF namens Dritter befördert hat, sie haben sich im Jahresvergleich um 14,2 TWh auf 51,9 TWh vergrößert;
―	mehr Transport-, Speicher- und Terminal-Dienstleistungen namens Dritter als Folge der zunehmenden Deregulierung der Märkte;
―	die anlaufende Geschäftstätigkeit in Fos Cavaou. Die gestiegenen Erlöse für das Geschäft insgesamt wurden angestoßen durch:

¹ Eingeschlossen die Verkäufe an andere Betreiber.

―	eine Vergrößerung der von GrDF transportierten Volumen (+35,0 TWh) wegen des strengeren Wetters als 2009:
―	die anlaufende Geschäftstätigkeit in Fos Cavaou, dort wurde am 1. April 2010 mit 20% der Kapazität gearbeitet, am 1. November 2010 waren es 100%;
―	eine Tariferhöhung von 3,9% für den Zugang zur französischen Transportinfrastruktur ab 1. April 2010, der aber die Einführung regulierter Tarife in Deutschland ab 1. Oktober 2009 gegenüberstanden:
―	Tariferhöhungen um 1,5% bzw. 0,8% für den Zugang zur Versorgungsinfrastruktur ab 1. Juli 2009 bzw. 1. Juli 2010:
―	die Implementierung eines neuen Tarifs für den Zugang zu LNG-Terminals am 1. Januar 2010.

Das EBITDA für die Sparte Infrastructures belief sich 2010 auf €3.223 Mio., das ist im Jahresvergleich ein Plus von 6,5% dank der günstigen Witterungsverhältnisse und der positiven Wirkung der Preise (Tarife für den Zugang zu den Versorgungsnetzen und den LNG-Terminals sowie niedrigere Energiekosten).

Das kurzfristige Betriebsergebnis für die Sparte erreichte €2.071 Mio. für die Periode, das ist ein Plus von 6,4% im Jahresvergleich auf organischer Basis und stimmt ganz mit den EBITDA-Trends überein.

I.2.5 ENERGY SERVICES

in Millionen Euro	2010	2009	Veränderung in % (auf berichteter Basis)
Umsatzerlöse	13.486	13.621	-1,0%
EBITDA (A)	923	921	0,1%
Abschreibung und Rückstellungen (B)	(302)	(268)	0,1%
Nettoauszahlungen aus Konzessionsverträgen/Anteilsbasierte Vergütung (C)	(23)	(56)	-1,0%
KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS = A + B + C	598	598	0,1%

Die Umsatzerlöse für Energy Services betrugen 2010 €13.486 Mio. und waren im Jahresvergleich auf organischer Basis stabil.

In Frankreich schoben sich die Erlöse aus Dienstleistungen (Cofely France) auf organischer Basis um 0,8% bzw. €27 Mio. nach oben, wobei günstige Witterungsverhältnisse, die Auswirkungen der kommerziellen Entwicklung und bessere Energiepreise die gesunkenen Arbeitsvolumen aus Dienstleistungsvereinbarungen auffingen. Der Bereich Installationstätigkeiten berichtete ein organisches Wachstum von 4,5% bzw. €162 Mio., getragen von einem Wachstum von 5,7% bei Inéo und Fortschritten bei Environmental and Refrigeration Engineering (+2,1%) und Endel (+4,2%).

Belgien und die Niederlande berichteten Rückgänge von €51 Mio. (3,2%) bzw. €146 Mio. (12,6%). In Belgien war dieser Trend der Auswirkung der wirtschaftlichen Abwärtsbewegung bei den Installationstätigkeiten und einem Rückgang des Geschäfts im Energiesektor geschuldet. In den Niederlanden konnten die Infrastrukturprojekte der Regierung den Rückgang der Nachfrage von Privatkunden über alle Regionen nicht auffangen.

Tractebel Engineering drängte mit seinem Entwicklungsschub in allen Geschäftsbereichen voran. Trotz des Mangels an Infrastrukturprojekten erreichte das organische Erlöswachstum 4,5% bzw. €21 Mio. mehr.

Ohne Frankreich und Benelux lieferte die Sparte ein organisches Wachstum um 1,2% (€16 Mio.) in Nordeuropa ab, mit Fortschritten in Deutschland und Osteuropa, denen ein Rückgang in Großbritannien und der Schweiz entgegenstand. In Südeuropa sanken die Umsatzerlöse um €56 Mio. (3,9%), hauptsächlich wegen der anhaltend gedrückten Marktbedingungen in Spanien. Die Business Unit International Overseas berichtete ein organisches Erlöswachstum von €21 Mio. (4,6%), angespornt durch günstige Volumen, ergiebigen Regen und eine Aufstockung der Produktion im Werk Prony Energies.

Das EBITDA für Energy Services erreichte €923 Mio., ein Plus von 0,5% auf organischer Basis. Das spricht für die Anpassungsfähigkeit der Sparte in einem für ihre Geschäftstätigkeit anhaltend schwierigen wirtschaftlichen Umfeld, mit Gewinnen bei Cofely France, France Installations Services, Tractebel Engineering und International Overseas, die die in den Niederlanden auftretenden Schwierigkeiten auffangen.

In Frankreich profitierten die Dienstleistungen von den günstigen Witterungsverhältnissen am Anfang und Ende des Jahres. Die Umsatzerlöse aus Installationstätigkeiten besserten sich, obwohl die Stimmung in der Industrie und in der Baubranche zögerlich blieb. Die geringe Zahl neuer Projekte kostete Environmental and Refrigeration Engineering sowohl Geschäftsvolumen als auch Margen.

Die Diversifizierung des Geschäfts in Belgien trug zu einer zufriedenstellenden Performance trotz des Rückgangs der Geschäftstätigkeit bei Öl und Gas bei, weil Kunden Investitionen hinausschieben.

In den Niederlanden wirkten Anstrengungen zur Optimierung der Overheads den geringeren Margen und der Verlangsamung der Geschäftstätigkeit entgegen. Weitere Maßnahmen werden umgesetzt, um der Situation Rechnung zu tragen.

Tractebel Engineering wuchs weiter und zeigte eine solide Performance.

Trotz der Einbindung von Utilicom am 1. April 2010 berichtete die Business Unit einen Rückgang des Geschäfts vor allem in der Schweiz.

Die Business Unit International South musste mit einem besonders schwierigen wirtschaftlichen Umfeld in Italien und Spanien umgehen. 2009 ergriffene Maßnahmen, um der Situation Rechnung zu tragen, konnten die in diesem Klima geschwundene Ertragskraft nicht auffangen. Der Verkauf von Restiani zum Ende des Jahres 2009 war im Wesentlichen für den Rückgang bei den Erlösen und dem EBITDA 2010 verantwortlich.

Das EBITDA von International Overseas stieg auf organischer Basis. Auf berichteter Basis enthält die Gesamtsumme den Erwerb zweier Photovoltaik-Parks mit 9,6 MWc in Neukaledonien.

Den Trends beim EBITDA entsprechend blieb das kurzfristige Betriebsergebnis der Sparte Energy Services bei €598 Mio. stabil. Auf organischer Basis schob sich das kurzfristige Betriebsergebnis um 0,4% nach oben.

I.2.6 SUEZ ENVIRONNEMENT

in Millionen Euro	2010	2009	Veränderung in % (auf berichteter Basis)
Umsatzerlöse	13.863	12.283	12,9%
EBITDA (A)	2.339	2.060	13,6%
Abschreibung und Rückstellungen (B)	(1.027)	(851)
Nettoauszahlungen aus Konzessionsverträgen/Anteilsbasierte Vergütung (C)	(288)	(283)
KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS = A + B + C	1.025	926	10,7%

SUEZ Environnement berichtete für 2010 einen Sprung um 12,9% auf €13.863 Mio. im Jahresvergleich bei den Umsatzerlösen. Das organische Erlöswachstum stieg um 8,7%, vorangebracht hauptsächlich durch die Segmente International (+17,7%) und Waste Europe (+8,5%), die durch den Beitrag des Vertrags von Melbourne, die positiven Preis-/Volumen-Effekte im Geschäft von International und die hohen Preise für wiedergewonnene Sekundärrohstoffe aus der Abfallsortier- und Recyclingtätigkeit gestärkt wurden. Die Erlöse im Segment Water Europe (+0,8%) wurden durch die Aufwärtstrends bei Agbar für die Volumen (China, Chile) und für die Preise (Spanien, Großbritannien) gestützt. In Frankreich waren niedrigere Wasserrechnungen hauptsächlich das Ergebnis der Beendigung des Vertrags von Paris am 1. Januar, sie wurden bei den Erlösen durch neue Vertragstarife und die Entwicklung von Bautätigkeit aufgefangen.

Das EBITDA erreichte €2.339 Mio., was ein organisches Wachstum von 1,7% bedeutet. Das EBITDA stützte sich auf ein Wachstum um 9,6% im Segment International infolge günstiger Preis-/Volumen-Effekte und ein Wachstum um 4,1% im Segment Waste Europe, wo der deutliche Preisanstieg für wiedergewonnene Sekundärrohstoffe die geringeren Deponievolumen auffing. Das EBITDA sank jedoch bei Water Europe wegen des Vertragsendes mit Paris, im Jahresvergleich geringeren Volumen und den Kosten für die Anbahnung neuer Geschäfte um 3,0%. Über das ganze Jahr gesehen bewirkte das Compass-Programm weitere Kosteneinsparungen von €120 Mio. Im Jahresvergleich stieg das EBITDA um 13,6% auf berichteter Basis, getragen von günstigen Auswirkungen von Änderungen der Wechselkurse und des Konsolidierungskreises, der hauptsächlich die Vollkonsolidierung von Agbar per 8. Juni zugrunde lag.

Das im Jahresvergleich um 10,7% gewachsene kurzfristige Betriebsergebnis wurde von den gleichen betrieblichen Faktoren getragen wie das EBITDA, es half, den Aufwand für Abschreibung aufzufangen, der aus neueren Erwerben und geschäftlicher Expansion erwuchs.

Der Erfolg der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit der Sparte für 2010 ist im Lagebericht von SUEZ Environnement dargestellt.

I.2.7 SONSTIGE

in Millionen Euro	2010	2009	Veränderung in % (auf berichteter Basis)
EBITDA (A)	(332)	(253)	-31,1%
Abschreibung und Rückstellungen (B)	(49)	(28)
Anteilsbasierte Vergütung (C)	(61)	(114)
KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS = A + B + C	(443)	(395)	-12,2%

Die Verringerung des EBITDA in der Sparte "Sonstige" um €79 Mio. für 2010 resultiert im Wesentlichen aus langfristigen Posten, die die Zahlen für 2009 aufgebläht hatten.

Der geringere Rückgang beim kurzfristigen Betriebsergebnis um €48 Mio. ist der positiven Auswirkung bestimmter Bonusaktienplänen auf 2010 geschuldet, die gemäß IFRS 2 bilanziert werden.

I.3 SONSTIGE POSTEN DER GEWINN- UND VERLUSTRECHNUNG

in Millionen Euro	2010	2009	Veränderung in % (auf berichteter Basis)
Kurzfristiges Betriebsergebnis	8.795	8.347	5,4%
Marktbewertung von Warenverträgen, ohne Trading-Instrumente	(106)	(323)
Wertminderung von Sachanlagen, immateriellen und finanziellen Vermögenswerten	(1.468)	(472)
Restrukturierungskosten	(206)	(179)
Änderungen des Konsolidierungskreises	1.185	367
Sonstige langfristige Posten	1.297	434
Erträge aus betrieblichen Tätigkeiten	9.497	8.174	16,2%
Finanzaufwendungen, netto	(2.222)	(1.628)
Aufwendungen für Ertragsteuern	(1.913)	(1.719)
Anteil am Jahresüberschuss von assoziierten Unternehmen	264	403
JAHRESÜBERSCHUSS	5.626	5.230	7,6%
Nicht-beherrschende Beteiligungen	1.010	753
KONZERNANTEIL AM JAHRESÜBERSCHUSS	4.616	4.477	3,1%

Das Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit stieg im Jahresvergleich um 16,2% auf €9.497 Mio., vor allem aufgrund von Änderungen des Konsolidierungskreises und sonstiger langfristiger Posten, die die Wertminderung von Sachanlagen, immateriellen und finanziellen Vermögenswerten, die über die Periode hin berichtet wurden, mehr als auffingen.

Änderungen des beizulegenden Zeitwerts von Hedging-Instrumenten für Commodities hatten eine Negativwirkung von €106 Mio. auf das Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit (denn sie spiegeln die Auswirkungen von Transaktionen wider, die nicht die Voraussetzungen für ein Hedge-Accounting erfüllten) gegenüber einer negativen Wirkung in Höhe von €323 Mio. im Jahr 2009. Das geht im Wesentlichen auf das Glattstellen von Positionen zurück, die Ende 2009 einen positiven Marktwert hatten. Der negativen Wirkung stehen teilweise entgegen (i) die positive Wirkung der Euro-Abwertung gegenüber dem US-Dollar und dem Pfund Sterling auf Währungssicherungen, die im Hinblick auf Kaufverträge für Kohle und Gas in Fremdwährung abgeschlossen wurden, und (ii) der rundum positive Preis-Effekt aus Preisänderungen der Commodities, auf die sie sich beziehen.

Das Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit wurde auch beeinflusst durch:

―	Wertminderungsaufwand für Vermögenswerte bei langfristigen Gaslieferverträgen in der Sparte Global Gas & LNG (€1.468 Mio.) aufgrund der anhaltenden Ungleichentwicklung von Gas- und Ölpreisen (€548 Mio.), den Goodwill für ein Gasversorgungsunternehmen in der Türkei (€134 Mio.), bestimmte Vermögenswerte in Spanien in der Business Area Energy Europe (€157 Mio.) und den Gastransport in Deutschland als Teil der Sparte Infrastructures (€175 Mio.);
―	Restrukturierungskosten von €206 Mio., hauptsächlich in Verbindung mit Maßnahmen von SUEZ Environnement (€83 Mio.) und Energy Services (€86 Mio.) als Reaktion auf die Wirtschaftslage. Dieser Posten enthält auch die Kosten für die Neugruppierung der Standorte in Brüssel (€16 Mio.);
―	die Zeile "Änderungen des Konsolidierungskreises" (Gewinne und Verluste aus der Veräußerung von konsolidierten Eigenkapitalbeteiligungen oder aus der Bewertung von früheren Beteiligungen, die nach dem überarbeiteten IFRS 3 ausgewiesen wurden) in Höhe von €1.185 Mio. (€367 Mio. für 2009), bei denen es hauptsächlich um Kapitalgewinne aus dem Verkauf von Fluxys (€422 Mio.) und Elia (€238 Mio.) geht. Dieser Posten enthält auch die Auswirkung der beherrschenden Beteiligungen, die der Konzern an chilenischen Stromerzeugern (€167 Mio.) und an Hisusa/Agbar (€167 Mio.) erworben hat, sowie die Abwicklung von gegenseitigen Beteiligungen, die SUEZ Environnement und Veolia an Wasserversorgungsunternehmen in Frankreich hielten (€201 Mio.);
―	sonstige langfristige Posten, die sich 2010 auf €1.297 Mio. (€434 Mio. für 2009) beliefen und vor allem einen Ertrag aus der Auflösung der Rückstellung für den Abbau der Gasinfrastruktureinrichtungen in Frankreich (Transport und Verteilung) von €1.141 Mio. enthalten. Diese Rückstellungen decken die Verpflichtungen ab, die Verteilungs- und Transportnetze am Ende ihrer Nutzungsdauer abzusichern, die nach den bekannten weltweiten Gasvorräten geschätzt werden. 2010 überprüfte der Konzern seine gesetzlichen Verpflichtungen im Hinblick auf neuere Untersuchungen der Gasvorräte. Nach einer Veröffentlichung der Internationalen Energie-Agentur, die auf der Basis des derzeitigen Produktionsniveaus schätzte, dass die nachgewiesenen und wahrscheinlichen Gasvorräte für weitere 250 Jahre gesichert seien, bedeutet die Diskontierung dieser Rückstellungen über einen so langen Zeitraum einen Barwert von praktisch null. Diese Rückstellungen für Demontage sind 2008 in Verbindung mit dem Unternehmenszusammenschluss mit Gaz de France ausgewiesen worden, doch aufgrund ihrer Beschaffenheit ohne Gegenbuchung bei den Vermögenswerten. Demzufolge wurde die Rückstellung für die Demontage der Gasinfrastruktureinrichtungen in Frankreich fast vollständig erfolgswirksam aufgelöst.

Die Nettofinanzaufwendungen beliefen sich für das Jahr auf €2.222 Mio., verglichen mit einem Verlust von €1.628 Mio. 2009, was im Wesentlichen reflektiert:

―	den gestiegenen Zinsaufwand für die Nettoverschuldung, der vor allem der Auswirkung des Volumens der gestiegenen durchschnittlichen Nettoverschuldung zuzuweisen ist;
―	nachteilige Änderungen des beizulegenden Zeitwerts von Derivaten (die nicht die Bedingungen für ein Hedge-Accounting erfüllen) im Zusammenhang mit der Bruttoverschuldung vor dem Hintergrund sinkender Zinsen.

Der effektive Steuersatz, bereinigt um Veräußerungsgewinne, lag 2010 bei 33,1% gegenüber 29,9% für 2009. Der gestiegene effektive Steuersatz geht hauptsächlich auf die Neuorganisation der ingenieurtechnischen Bereiche der Sparte Energy Services zurück, die 2009 zum Ausweis eines latenten Steueranspruchs von insgesamt €118 Mio. führte. 2010 wurde kein derartiger latenter Steueranspruch ausgewiesen.

Der Anteil am Jahresüberschuss von assoziierten Unternehmen sank im Jahresvergleich um €139 Mio., vor allem wegen eines Rückgangs der Beiträge aus verschiedenen Unternehmen, die im Laufe des Jahres verkauft worden waren (hauptsächlich Fluxys und Elia).

Die nicht-beherrschenden Beteiligungen am Jahresüberschuss betrugen €1.010 Mio. Der Anstieg um €257 Mio. für diesen Posten gibt die Erhöhung des Beitrags von SUEZ Environnement (€121 Mio.) und der Business Area GDF SUEZ Energy Latin America wieder.

I.4 VERÄNDERUNGEN BEI DER NETTOVERSCHULDUNG

Die Nettoverschuldung beträgt €33,8 Mrd., das ist ein Plus von €3,8 Mrd. gegenüber Ende Dezember 2009 (€30 Mrd.). Die Zunahme der Nettoverschuldung verdeutlicht die Wirkung von Änderungen des Konsolidierungskreises (Zunahme von €1,9 Mrd., einschließlich €1,2 Mrd. durch die Vollkonsolidierung von Agbar) und von Wechselkursschwankungen (€1,1 Mrd.):

I.4.1 ZAHLUNGSMITTEL AUS GESCHÄFTSTÄTIGKEIT VOR ERTRAGSSTEUER

Die Zahlungsmittel aus Geschäftstätigkeit vor Ertragssteuern betrugen am 31. Dezember 2010 €14.738 Mio., ein Plus von 13,2% im Jahresvergleich auf berichteter Basis. Der Zuwachs bei diesem Posten überholte das EBITA-Wachstum aufgrund von einmaligen Abflüssen 2009 (Geldbußen Megal und CNR).

I.4.2 ÄNDERUNG BEIM BETRIEBSMITTELBEDARF

Der Betriebsmittelbedarf stieg um €258 Mio. und reflektiert so einen Anstieg des Netto-Umlaufvermögensbedarfs um €843 Mio. infolge günstiger Witterungsverhältnisse am Jahresende und die Auswirkung auf Forderungen aus Lieferungen und Leistungen. Dem Anstieg beim Bedarf an Netto-Umlaufvermögen stand teilweise ein Rückgang an Betriebsmittelbedarf in Verbindung mit Margin Calls (-€451 Mio.) und Derivaten (-€189 Mio.) gegenüber.

1.4.3 NETTOINVESTITIONEN

2010 beliefen sich die Investitionen auf €11.906 Mio. und umfassten:

―	Finanzeinlagen für €2.614 Mio., einschließlich des Erwerbs von Agbar-Aktien durch SUEZ Environnement (€666 Mio.), der Ausübung der Option bei Gaselys-Aktien (€302 Mio.), des Erwerbs von Anteilen an Nord Stream (€238 Mio.) und des Erwerbs von Anteilen an Astoria (€184 Mio.);
―	Ausgaben für Entwicklung in Höhe von €6.042 Mio., bei denen es hauptsächlich um die Projekte Jirau (€612 Mio.), Wilhelmshaven (€432 Mio.) und Gheco One (€389 Mio.) geht;
―	Ausgaben für Wartung in Höhe von €3.250 Mio.

Veräußerungen stellten 2010 einen Wert von €3.349 Mio. dar und bezogen sich im Wesentlichen auf den Verkauf von Anteilen an Fluxys und Fluxys LNG (€661 Mio.), Adeslas (Agbar's Gesundheitsgeschäft für €687 Mio.), Elia (€312 Mio.) und VNG in Deutschland, dazu kommen Restrukturierungsmaßnahmen in Verbindung mit den beherrschenden Anteilen, die der Konzern an Stromerzeugern in Chile erworben hat, und die Abwicklung von gegenseitigen Beteiligungen, die SUEZ Environnement und Veolia an Wasserversorgungsunternehmen in Frankreich hielten.

Nach Sparten gegliedert, betrugen die Investitionen:

I.4.4 AKTIENRÜCKKAUF UND DIVIDENDEN

Die Gesamtdividenden, die GDF SUEZ SA seinen Aktionären bar auszahlte, beliefen sich auf €3.330 Mio. Dieser Betrag umfasst:

―	den Differenzbetrag von €1,47 pro Aktiendividende, abzüglich der am 18. Dezember 2009 gezahlten Zwischendividende von €0,8 je Aktiendividende, und
―	€0,83 je Aktiendividende für 2010, ausgeschüttet am 15. November 2010. Die von verschiedenen Tochtergesellschaften gezahlten Dividenden an nicht-beherrschende Anteilsbesitzer beliefen sich auf €588 Mio.

Der Konzern kaufte über die Periode auch eigene Aktien in Höhe von €491 Mio. zurück und erhöhte das Stammkapital um €497 Mio., hauptsächlich durch eine Emission von Mitarbeiteraktien.

I.4.5 NETTOVERSCHULDUNG PER 31. DEZEMBER 2010

Am 31. Dezember 2010 belief sich die Nettoverschuldung auf €33.835 Mio. gegenüber €29.967 Mio. im Jahr zuvor. Der Verschuldungsgrad lag bei 47,8%, verglichen mit 45,7% Ende Dezember 2009.

Die Auswirkung von Finanzinstrumenten eingeschlossen sind 45% der Nettoverschuldung in Euro ausgewiesen, 26% in US-Dollar und 6% in brasilianischen Real.

Die Auswirkung von Finanzinstrumenten eingeschlossen sind 78% der Nettoverschuldung festverzinslich.

Die durchschnittliche Fälligkeit der Nettoverbindlichkeiten erhöhte sich auf neun Jahre, was die Emission von Anleihen über diesen Zeitraum widerspiegelt.

Am 31. Dezember 2010 besaß der Konzern noch nicht in Anspruch genommene Kreditzusagen und Backup-Kreditlinien über Commercial Papers für insgesamt €14.588 Mio.

I.5 SONSTIGE POSTEN DER BILANZ

Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte beliefen sich am 31. Dezember 2010 auf €91,5 Mrd. gegenüber €81,1 Mrd. am 31. Dezember 2009. Diese Zunahme um €10,4 Mrd. geht hauptsächlich auf Nettoinvestitionen über die Periode (€9,2 Mrd.), Änderungen des Konsolidierungskreises (€5,3 Mrd.), Abschreibung und Wertminderungsaufwand (€7,1 Mrd.) und Anpassungen von Währungsumrechnungsdifferenzen und sonstige Posten (€3,0 Mrd.) zurück.

Der Goodwill schob sich um €0,4 Mrd. auf €27,6 Mrd., hauptsächlich aufgrund des Abschlusses der Bilanzierung von Unternehmenszusammenschlüssen, bezogen auf die Erwerbe von Unternehmen 2009 von E.ON in Deutschland und auf Transaktionen, die SUEZ Environnement vorgenommen hat.

Die Investitionen in assoziierte Unternehmen beliefen sich auf €2,0 Mrd., -€0,2 Mrd. wegen des Verkaufs von Fluxys und Elia.

Das Eigenkapital insgesamt belief sich auf €70,7 Mrd., ein Plus von €5,2 Mrd. seit 31. Dezember 2009 (€65,5 Mrd.). Der Jahresüberschuss für die Periode (€5,6 Mrd.), die Auswirkung des ergebnisneutral verrechneten Ergebnisses, das direkt im Eigenkapital erfasst wurde (€0,9 Mrd.), die Auswirkung von Änderungen des Konsolidierungskreises über die Periode (€1,7 Mrd.), die Kapitalerhöhung bei GDF SUEZ (€0,6 Mrd.) und die Emission von tief nachrangigen Anleihen durch SUEZ Environnement Company (€0,7 Mrd.) wurden zum Teil durch die Dividendenausschüttung von €3,9 Mrd. und einer Verringerung eigener Aktien um €0,5 Mrd. aufgefangen.

Die Rückstellungen stiegen um €0,4 Mrd. auf €14,5 Mrd. Die Erhöhung resultiert hauptsächlich aus der Verringerung der Rückstellung für den Abbruch von Infrastruktureinrichtungen für Gastransport und -verteilung in Frankreich um €1,2 Mrd., denen ein Diskontierungsaufwand (€0,6 Mrd.), versicherungsmathematische Gewinne und Verluste bei Rückstellungen für Pensionen und sonstige Leistungen für Arbeitnehmer (€0,5 Mrd.), erhöhte Rückstellungen für den Abbruch bestimmter Kernreaktoren in Belgien (€0,3 Mrd.) und Änderungen des Konsolidierungskreises (€0,2 Mrd.) sowie bei Währungsumrechnungen (€0,1 Mrd.) gegenüberstanden.

Vermögenswerte und Schulden in Bezug auf derivative Finanzinstrumente (kurzfristig und langfristig) verringerten sich über die Periode um jeweils €1,1 Mrd. Dieser Rückgang ist hauptsächlich den Auswirkungen der Preise wie auch der Glattstellung von Transaktionen im Laufe des Jahres geschuldet.

I.6 JAHRESABSCHLUSS DER MUTTERGESELLSCHAFT

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

Die Umsatzerlöse der GDF SUEZ SA beliefen sich 2010 auf €25.373 Mio., das ist ein Plus von 1,9% gegenüber 2009, vor allem dank günstiger Witterungsverhältnisse.

Das Unternehmen meldete einen Verlust aus betrieblicher Tätigkeit von €97 Mio. für das Jahr gegenüber einem Ertrag aus betrieblicher Tätigkeit von €323 Mio. für 2009. Diese Änderung spiegelt hauptsächlich die höheren Tarife für den Zugang zu Infrastruktureinrichtungen und einen erhöhten Aufwand für Abschreibung und Rückstellung für betriebliche Posten wider.

Die Nettofinanzerträge lagen bei €1.491 Mio. (€1.554 Mio. 2009) und beinhalten hauptsächlich Dividenden von Tochtergesellschaften (€2.075 Mio.) und den Nettofinanzaufwand (€717 Mio.). Am 31. Dezember 2010 stand die Nettoverschuldung bei €16.373 Mio.

Das Unternehmen meldete einen langfristigen Nettoverlust von €893 Mio., der die Wertminderung widerspiegelt, die auf den Eigenkapitalinvestitionen und den immateriellen Vermögenswerten lastet.

Die Steuerkonsolidierung führte zu einem Nettogewinn von €356 Mio. (€200 Mio. für 2009) bei der Ertragssteuer.

Der Jahresüberschuss betrug €857 Mio.

Das Eigenkapital belief sich Ende 2010 auf €47.700 Mio. gegenüber €51.018 Mio. Ende 2009 und spiegelt die Dividendenausschüttung und die Einziehung eigener Aktien wider, zum Teil aufgefangen durch den Emission von Mitarbeiteraktien und den Jahresüberschuss für die Periode.

Information über Zahlungsfristen für Lieferanten

Das französische Gesetz zur Modernisierung der Wirtschaft ("LME" Nr. 2008-776 vom 4. August 2008) und seine Durchführungsverordnung Nr. 2008-1492 vom 30. Dezember 2008 sieht vor, dass Unternehmen, deren Jahresabschlüsse von einem Wirtschaftsprüfer geprüft werden, Informationen über Zahlungsfristen für Lieferanten veröffentlichen müssen. Sinn der Veröffentlichung dieser Information ist sicherzustellen, dass es hinsichtlich der Zahlung für Lieferanten keine erheblichen Versäumnisse gibt.

Im Folgenden die Gliederung nach Fälligkeit offener Beträge, die von der GDF SUEZ SA über die letzten beiden Berichtsperioden an ihre Lieferanten zu zahlen sind:

	31. Dez. 2010			31. Dez. 2009
in Millionen Euro	Extern	Konzern	Summe	Extern	Konzern	Summe
Überfällig	1	1	2	-	8	8
30 Tage	414	136	549	436	54	490
45 Tage	4	3	7	8	3	11
Mehr als 45 Tage	15	2	18	7	1	8
GESAMT	434	142	576	451	66	517

Insgesamt ist der von GDF SUEZ geschuldete Betrag für Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen zu vernachlässigen.

I.7 AUSBLICK AUF 2011

Klare mittelfristige¹ Finanzziele² :

―	Ein EBITDA zwischen EUR 17 und 17,5 Mrd. 2011 und über EUR 20 Mrd. 2013;
―	Ein gleiches oder höheres Nettoergebnis je Aktie und eine normale Dividende 2011 und mittelfristig;
―	Das Verhältnis Nettoverschuldung/EBITDA kleiner oder gleich 2,5x und die Erhaltung des "A"-Ratings 2011 und mittelfristig;
―	Eine Portfolio-Optimierung von EUR 10 Mrd. für die Periode 2011 -2013.

Eine ehrgeizige Industriestrategie:

― Eine beschleunigte industrielle Weiterentwicklung in den Ländern mit rasch wachsenden Volkswirtschaften, bekräftigt durch den Unternehmenszusammenschluss mit International Power und gestützt auf Schlüsselpositionen auf den reifen europäischen Märkten:
- Ein Brutto-Capex-Programm von EUR 11 Mrd. pro Jahr;
- Eine installierte Stromkapazität von 150 GW für 2016, davon 90 GW außerhalb Europas.

― Eine verantwortungsbewusste Weiterentwicklung mit speziellen Zielen für 2015:
- Eine Steigerung der Kapazität aus erneuerbaren Energien um 50%³ ;
- 100.000 neue Arbeitsplätze, davon etwa 50% in Frankreich;
- Von nun an mehr Frauen im Konzern, eine von drei Führungskräften wird eine Frau sein.

¹ mittelfristig = 3 Jahre (2011-2013).
² International Power konsolidiert per 3. Februar 2011. In der Annahme durchschnittlicher Witterungsverhältnisse und ohne größere Änderungen des regulatorischen oder wirtschaftlichen Umfelds. Dem liegen folgende Annahmen für 2011 bzw. 2013 zugrunde: ein durchschnittlicher Brent, $92/barrel und $100/barrel; ein durchschnittlicher Preis für die Grundlast in der Stromversorgung in Belgien, €50/MWh und €53/MWh; ein durchschnittlicher Gaspreis in Zeebrugge, €23/MWh für 2011 und 2013.
³ Gegenüber 2009

II. KONZERNABSCHLUSS

Bilanz

Vermögenswerte

in Millionen Euro	Erläuterungen	31. Dez. 2010	31. Dez. 2009
Langfristige Vermögenswerte
Immaterielle Vermögenswerte, netto	10	12.780	11.420
Goodwill	9	27.567	27.989
Sachanlagen	11	78.703	69.665
Zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte	14	3.252	3.563
Darlehen und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten	14	2.794	2.426
Derivate	14	2.532	1.927
Investitionen in assoziierte Unternehmen	12	1.980	2.176
Sonstige langfristige Vermögenswerte		1.440	1.696
Latente Steueransprüche	7	1.669	1.419
SUMME LANGFRISTIGE VERMÖGENSWERTE		132.717	122.280
Kurzfristige Vermögenswerte
Darlehen und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten	14	1.032	947
Derivate	14	5.739	7.405
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen, netto	14	21.334	19.748
Vorräte		3.870	3.947
Sonstige kurzfristige Vermögenswerte		6.957	5.094
Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte	14	1.713	1.680
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	14	11.296	10.324
SUMME KURZFRISTIGE VERMÖGENSWERTE		51.940	49.145
SUMME VERMÖGENSWERTE		184.657	171.425

Schulden

in Millionen Euro	Erläuterung	31. Dez. 2010	31. Dez. 2009
Eigenkapital		62.205	60.285
Nicht-beherrschende Beteiligungen		8.513	5.241
SUMME EIGENKAPITAL	16	70.717	65.527
Langfristige Schulden
Rückstellungen	17	12.989	12.790
Langfristiges Fremdkapital	14	38.179	32.155
Derivate	14	2.104	1.792
Sonstige finanzielle Schulden	14	780	911
Sonstige langfristige Schulden		2.342	2.489
Latente Steuerschulden	7	12.437	11.856
SUMME LANGFRISTIGE SCHULDEN		68.830	61.993
Kurzfristige Schulden
Rückstellungen	17	1.480	1.263
Kurzfristiges Fremdkapital	14	9.059	10.117
Derivate	14	5.738	7.170
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten	14	14.835	12.887
Sonstige kurzfristige Schulden		13.997	12.469
SUMME KURZFRISTIGE SCHULDEN		45.109	43.905
SUMME EIGENKAPITAL UND SCHULDEN		184.657	171.425

N.B.: Die Beträge in den Tabellen sind in Millionen Euro angegeben. In bestimmten Fällen kann das Runden zu nicht wesentlichen Abweichungen in den Zeilen und Spalten führen, die die Summen und Änderungen ausweisen.

Erhaltene Vorauszahlungen und Abzahlungen und bestimmte sonstige Konten, die früher unter "Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten" erschienen, wurden zu "Sonstige kurzfristige Verbindlichkeiten" umgegliedert. Um diese Änderung der Darstellung zu verdeutlichen, wurden die Vergleichszahlen für 2009 neu ausgewiesen.

Gewinn- und Verlustrechnung

in Millionen Euro	Erläuterung	31. Dez. 2010	31. Dez. 2009
Umsatzerlöse		84.478	79.908
Käufe		(44.672)	(41.406)
Personalaufwand		(11.755)	(11.365)
Abschreibung und Rückstellungen		(5.899)	(5.183)
Sonstige Erträge und Aufwendungen, netto		(13.356)	(13.607)
KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS	4	8.795	8.347
Marktbewertung von Warenverträgen, ohne Trading-Instrumente		(106)	(323)
Wertminderung von Sachanlagen, immateriellen und finanziellen Vermögenswerten		(1.468)	(472)
Restrukturierungskosten		(206)	(179)
Änderungen des Konsolidierungskreises		1.185	367
Sonstige langfristige Posten		1.297	434
ERTRÄGE AUS BETRIEBLICHEN TÄTIGKEITEN	5	9.497	8.174
Finanzaufwand		(2.810)	(2.638)
Finanzertrag		589	1.010
FINANZAUFWENDUNGEN, NETTO	6	(2.222)	(1.628)
Aufwendungen für Ertragsteuern	7	(1.913)	(1.719)
Anteil am Jahresüberschuss von assoziierten Unternehmen	12	264	403
JAHRESÜBERSCHUSS		5.626	5.230
KONZERNANTEIL AM JAHRESÜBERSCHUSS		4.616	4.477
Nicht-beherrschende Beteiligungen		1.010	753
Ergebnis je Aktie (Euro)	8	2,11	2,05
Verwässertes Ergebnis je Aktie (Euro)	8	2,10	2,03

GESAMTERGEBNISRECHNUNG

in Millionen Euro	Erläuterung	31. Dez. 2010	31. Dez. 2010 Konzernanteil	31. Dez. 2010 Nichtbeherrschende Beteiligungen	31. Dez. 2009	31. Dez. 2009 Konzernanteil
JAHRESÜBERSCHUSS		5.626	4.616	1.010	5.230	4.477
Zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte	14	(126)	(119)	(7)	(23)	6
Absicherungen der Nettoinvestitionen		(106)	(63)	(43)	48	44
Cashflow-Hedges (ohne Wareninstrumente)	15	(16)	11	(27)	108	58
Cashflow-Absicherungen für Waren	15	457	445	12	925	899
Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste		(500)	(479)	(21)	168	151
Währungsumrechnungsdifferenzen		1.147	877	270	497	358
Latente Steuern	7	21	4	16	(377)	(364)
Anteil am ergebnisneutral verrechneten Ergebnis (Aufwand) assoziierter Unternehmen		32	35	(3)	69	75
Ergebnisneutral verrechnetes Ergebnis		909	710	198	1.416	1.228
SUMME GESAMTERGEBNIS		6.535	5.326	1.208	6.646	5.705
Konzernanteil		5.326			5.705
Nicht-beherrschende Beteiligungen		1.208			941

in Millionen Euro	31. Dez. 2009 Nichtbeherrschende Beteiligungen
JAHRESÜBERSCHUSS	753
Zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte	(30)
Absicherungen der Nettoinvestitionen	5
Cashflow-Hedges (ohne Wareninstrumente)	50
Cashflow-Absicherungen für Waren	26
Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	17
Währungsumrechnungsdifferenzen	139
Latente Steuern	(13)
Anteil am ergebnisneutral verrechneten Ergebnis (Aufwand) assoziierter Unternehmen	(6)
Ergebnisneutral verrechnetes Ergebnis	188
SUMME GESAMTERGEBNIS	941
Konzernanteil
Nicht-beherrschende Beteiligungen

EIGENKAPITALVERÄNDERUNGSRECHNUNG

in Millionen Euro	Anzahl Aktien	Aktienkapital	Kapitalrücklage	Konsolidierte Rücklagen*	Anpassungen des beizulegenden Zeitwerts und sonstige	Kumulative Anpassungen von Währungs- umrechnungs- differenzen
Eigenkapital per 31. Dezember 2008	2.193.643.820	2.194	29.258	28.883	(172)	(673)
Jahresüberschuss				4.477
Ergebnisneutral verrechnetes Ergebnis				114	756	358
Summe Gesamtergebnis				4.591	756	358
Emissionen von Mitarbeiteraktien und anteilsbasierte Vergütung	1.934.429	2	30	206
Ausgeschüttete Stockdividenden	65.398.018	65	1.311	(1.377)
In bar ausgezahlte Dividenden				(3.401)
Käufe und Veräußerungen eigener Aktien				(97)
Sonstige Änderungen				5	40	(40)
Eigenkapital per 31. Dezember 2009	2.260.976.267	2.261	30.590	28.810	623	(355)

in Millionen Euro	Eigene Aktien	Eigenkapital	Nichtbeherrschende Beteiligungen	Summe Eigenkapital
Eigenkapital per 31. Dezember 2008	(1.741)	57.748	5.071	62.818
Jahresüberschuss		4.477	753	5.230
Ergebnisneutral verrechnetes Ergebnis		1.228	188	1.416
Summe Gesamtergebnis	0	5.705	941	6.646
Emissionen von Mitarbeiteraktien und anteilsbasierte Vergütung		239		239
Ausgeschüttete Stockdividenden		(0)		(0)
In bar ausgezahlte Dividenden		(3.401)	(627)	4.028).
Käufe und Veräußerungen eigener Aktien	97	(0)		(0)
Sonstige Änderungen		(5)	(143)	(149)
Eigenkapital per 31. Dezember 2009	(1.644)	60.285	5.241	65.527

^(*) Gemäß IFRS werden versicherungsmathematische Gewinne und Verluste unter "Konsolidierte Rücklagen" ausgewiesen.

Die Eigenkapitalveränderungsrechnung per 31. Dezember 2009 wurde angepasst, um vergleichbare Zahlen vorlegen zu können.

in Millionen Euro	Anzahl Aktien	Aktienkapital	Kapitalrücklage	Konsolidierte Rücklagen*	Anpassungen des beizulegenden Zeitwerts und sonstige	Kumulative Anpassungen von Währungs- umrechnungs- differenzen
Eigenkapital per 31. Dezember 2009	2.260.976.267	2.261	30.590	28.810	623	(355)
Jahresüberschuss				4.616
Ergebnisneutral verrechnetes Ergebnis				(344)	177	877
Summe Gesamtergebnis				4.272	177	877
Emissionen von Mitarbeiteraktien und anteilsbasierte Vergütung	26.217.490	26	471	120
In bar ausgezahlte Dividenden				(3.330)
Käufe/Veräußerungen eigener Aktien				(55)
Geschäftsvorfälle zwischen Eigentümern				190)
Unternehmenszusammenschlüsse
Emission von tief nachrangigen Anleihen
Einziehungen von Aktien	36.898.000)	(37)	(1.378)
Sonstige Änderungen				12)
Eigenkapital per 31. Dezember 2010	2.250.295.757	2.250	29.682	29.614	800	522

in Millionen Euro	Eigene Aktien	Eigenkapital	Nichtbeherrschende Beteiligungen	Summe Eigenkapital
Eigenkapital per 31. Dezember 2009	(1.644)	60.285	5.241	65.527
Jahresüberschuss		4.616	1.010	5.626
Ergebnisneutral verrechnetes Ergebnis		710	198	909
Summe Gesamtergebnis		5.326	1.208	6.535
Emissionen von Mitarbeiteraktien und anteilsbasierte Vergütung		617		617
In bar ausgezahlte Dividenden		(3.330)	(581)	3.911)
Käufe/Veräußerungen eigener Aktien	(436)	(491)		(491)
Geschäftsvorfälle zwischen Eigentümern		(190)	(21)	(211)
Unternehmenszusammenschlüsse			1.658	1.658
Emission von tief nachrangigen Anleihen			745	745
Einziehungen von Aktien	1.415
Sonstige Änderungen		(12)	261	249
Eigenkapital per 31. Dezember 2010	(665)	62.205	8.513	70.717

^(*) Gemäß IFRS werden versicherungsmathematische Gewinne und Verluste unter "Konsolidierte Rücklagen" ausgewiesen.

Die Eigenkapitalveränderungsrechnung per 31. Dezember 2009 wurde angepasst, um vergleichbare Zahlen vorlegen zu können.

KAPITALFLUSSRECHNUNG

in Millionen Euro	31. Dez. 2010	31. Dez. 2009
Jahresüberschuss	5.626	5.230
- Anteil am Ergebnis aus assoziierten Unternehmen	(264)	(403)
+ Dividenden aus assoziierten Unternehmen	273	376
- Abschreibung und Rückstellungen, netto	7.331	4.726
- Auswirkung von Änderungen des Konsolidierungskreises, sonstige langfristige Posten	2.592)	(801)
- Marktbewertung von Warenverträgen, ohne Trading-Instrumente	106	323
- Sonstige Posten ohne Auswirkung auf Zahlungsmittel	121	217
- Aufwendungen für Ertragsteuern	1.913	1.719
- Finanzaufwendungen, netto	2.222	1.628
Mittelzufluss aus Geschäftstätigkeit vor Ertragssteuern und Betriebsmittelbedarf	14.736	13.016
+ gezahlte Steuern	2.146)	(1.377)
Änderung Betriebsmittelbedarf	(258)	1.988
CASHFLOW AUS BETRIEBLICHER TÄTIGKEIT	12.332	13.628
Erwerb von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten	9.292)	(9.646)
Erwerbe von beherrschenden Beteiligungen an Unternehmen, abzüglich erworbener Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente(a)	737)	(475)
Erwerbe von Investitionen in assoziierte Unternehmen und Joint Ventures(a)	139)	(286)
Erwerbe von zur Veräußerung verfügbaren finanziellen Vermögenswerten	510)	(902)
Veräußerung von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten	405	336
Veräußerung von Unternehmen/Verlust der Beherrschung, abzüglich veräußerter Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	412	55
Veräußerungen von Investitionen in assoziierte Unternehmen und Joint Ventures(a)	1.239	1.295
Veräußerung von zur Veräußerung verfügbaren finanziellen Vermögenswerten	847	685
Erhaltene Zinsen auf langfristige finanzielle Vermögenswerte	39	80
Erhaltene Dividenden auf langfristige finanzielle Vermögenswerte	128	235
Änderung bei Darlehen und Forderungen, ausgereicht vom Konzern und Sonstigen	(176)	447
CASHFLOW AUS INVESTITIONSTÄTIGKEIT	(7.783)	(8.177)
Gezahlte Dividende	(3.918)	(4.028)
Rückzahlung von Finanzschulden	(7.424)	(12.897)
Änderung bei erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewerteten finanziellen Vermögenswerten	16	(993)
Gezahlte Zinsen	(1.565)	(1.293)
Erhaltene Zinsen auf Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	141	149
Erhöhung von Finanzschulden	8.709	14.887
Kapitalerhöhung/-senkung	563	84
Käufe/Veräußerungen eigener Aktien	(491)	0
Emission von tief nachrangigen Anleihen durch SUEZ Environnement	742	0
Änderungen beim Anteilsbesitz an beherrschten Unternehmen(a)	(455)	(191)
CASHFLOW AUS FINANZIERUNGSTÄTIGKEIT	(3.683)	(4.282)
Auswirkung von Änderungen bei Wechselkursen und sonstigen	106	107
SUMME CASHFLOW FÜR DIE PERIODE	972	1.274
ZAHLUNGSMITTEL UND ZAHLUNGSMITTELÄQUIVALENTE ZU PERIODENBEGINN	10.324	9.049
ZAHLUNGSMITTEL UND ZAHLUNGSMITTELÄQUIVALENTE ZU PERIODENENDE	11.296	10.324

^(a) Gemäß dem überarbeiteten IAS 27 wird Cashflow aus Änderungen beim Anteilsbesitz einer Muttergesellschaft an beherrschten Unternehmen jetzt in der Kapitalflussrechnung unter "Cashflow aus Finanzierungstätigkeit" bilanziert.

Der Konzern hat daher die Darstellung von Erwerben und Veräußerungen konsolidierter Unternehmen in der Kapitalflussrechnung überarbeitet.

Bis 31. Dezember 2009 enthielten die Positionen "Erwerbe von Unternehmen, abzüglich erworbener Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente" und "Veräußerungen von Unternehmen, abzüglich veräußerter Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente" die Auswirkung von Erwerb/Veräußerung von Unternehmen, die der Konzern alleine oder gemeinschaftlich beherrscht, von Erwerb/Veräußerung von assoziierten Unternehmen und von Änderungen des Anteilsbesitzes an Unternehmen, die der Konzern alleine oder gemeinschaftlich beherrscht, auf Zahlungsmittel.

Ab 1. Januar 2010 werden Änderungen bei Anteilsbesitz an beherrschten Unternehmen als "Änderungen beim Anteilsbesitz an beherrschten Unternehmen" unter "Cashflow aus Finanzierungstätigkeit" dargestellt. Erwerb und Veräußerung von assoziierten Unternehmen und Joint Ventures werden separat von dem Cashflow aus Erwerb/Veräußerung von beherrschten Unternehmen dargestellt. Cashflow aus dem Erwerb beherrschender Anteile und dem Verlust der Beherrschung bei Tochtergesellschaften sind unter "Erwerbe von beherrschenden Beteiligungen an Unternehmen, abzüglich erworbener Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente" bzw. "Veräußerung von Unternehmen/Verlust der Beherrschung, abzüglich veräußerter Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente" zu sehen. Die Vergleichszahlen für 2009 wurden neu ausgewiesen, um den jeweiligen Cashflow im Einklang mit der neuen Darstellungsweise zu zeigen.

III. ANHANG ZUM KONZERNABSCHLUSS

PER 31. DEZEMBER 2010

GDF SUEZ SA, die Muttergesellschaft der GDF SUEZ Group, ist eine französische société anonyme mit einem Aufsichtsrat, der den Bestimmungen in Buch II des französischen Handelsgesetzbuches (Code de Commerce) sowie allen sonstigen Bestimmungen des französischen Rechts unterliegt, die für Handelsunternehmen Geltung haben. GDF SUEZ wurde am 20. November 2004 für die Dauer von 99 Jahren als Aktiengesellschaft eingetragen.

Sie unterliegt den geltenden und künftigen Gesetzen und Verordnungen, die auf societes anonymes zutreffen, sowie den Bestimmungen ihres Statuts.

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

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

GDF SUEZ gehört zu den weltweit führenden Energieversorgern und ist entlang der kompletten Energiewertschöpfungskette - vorgelagert und nachgelagert - sowohl bei Strom als auch bei Erdgas aktiv. Der Konzern entfaltet seine Geschäftsfelder (Energie, Energiedienstleistungen und Umwelt) entlang eines verantwortungsbewussten Wachstumsmodells, um den Herausforderungen zu begegnen, die sich in der Reaktion auf den Energiebedarf, sichere Lieferungen, die Bekämpfung des Klimawechsels und die Optimierung der Nutzung von Ressourcen stellen.

Am 2. März 2011 wurde der Konzernabschluss für das am 31. Dezember 2010 beendete Jahr vom Aufsichtsrat des Konzerns genehmigt und zur Veröffentlichung freigegeben.

1 ZUSAMMENFASSUNG WESENTLICHER BILANZIERUNGSMETHODEN

1.1 Grundlagen der Abschlusserstellung

Gemäß Verordnung (EG) Nr. 809/2004 der Kommission über in Prospekten enthaltene Informationen vom 29. April 2004 wurden Finanzinformationen über Vermögenswerte, Verbindlichkeiten, Bilanz und Gewinn und Verlust von GDF SUEZ für die letzten zwei Berichtsperioden (Geschäftsjahr 2009 und 2010) vorgelegt. Diese Informationen wurden gemäß Verordnung (EG) Nr. 1606/2002 über internationale Rechnungslegungsstandards (IFRS) vom 19. Juli 2002 erstellt. Der Konzernabschluss der Gruppe für das Geschäftsjahr 2010 wurde gemäß IFRS erstellt, wie vom International Accounting Standards Board (IASB) veröffentlicht und von der Europäischen Union übernommen¹ .

Die Rechnungslegungsstandards, die für den Konzernabschluss für das Geschäftsjahr 2010 zugrunde gelegt wurden, sind mit denen konsistent, die angewandt wurden, um den Konzernabschluss für das Geschäftsjahr 2009 zu erstellen, mit den Ausnahmen, die in den folgenden Abschnitten 1.1.1 und 1.1.2 beschrieben sind.

1.1.1 IFRS-Standards, Änderungen und IFRIC-Interpretationen beim Jahresabschluss 2010

― IFRS 3 (überarbeitet) - Unternehmenszusammenschlüsse, der für den Erwerb beherrschender Beteiligungen (nach Definition in IAS 27, überarbeitete Fassung) gilt, die nach dem 1. Januar 2010 stattfinden, und IAS 27 (überarbeitet) - Konzern- und Einzelabschlüsse.

Die wichtigsten ab 1. Januar 2010 geltenden Änderungen sind im folgenden Abschnitt 1.4 dargestellt.

―	Verbesserungen bei IFRS 2009.
―	Änderung an IAS 39 - Zulässige Grundgeschäfte im Rahmen von. Sicherungsbeziehungen.
―	Änderung an IFRS 2 - Anteilsbasierte Vergütungen im Konzern, die in bar erfüllt werden.
―	Änderung an IFRS 5 (Verbesserungen bei IFRS 2008) - Zur Veräußerung gehaltene langfristige Vermögenswerte und aufgegebene Geschäftsbereiche
―	IFRIC 17 - Sachausschüttungen an Eigentümer;

Mit Ausnahme von IFRS 3 und IAS 27 in ihren überarbeiteten Fassungen wirken sich diese Änderungen und Interpretationen nicht wesentlich auf den Konzernabschluss für das am 31. Dezember 2010 beendete Jahr aus.

Der Konzern wandte vorzeitig IFRIC 12 - Dienstleistungskonzessionsvereinbarungen im Jahr 2006 und 2009 IFRIC 15 - Verträge über die Errichtung von Immobilien, IFRIC 16 - Absicherung einer Nettoinvestition in einen ausländischen Geschäftsbetrieb und IFRIC 18 - Übertragung von Vermögenswerten durch einen Kunden - an.

1.1.2 Ab 2010 geltende IFRS-Standards, die auf Konzernbeschluss für die frühzeitige Anwendung 2010 gewählt wurden

IAS 24 (überarbeitet) - Angaben über Beziehungen zu nahestehenden Unternehmen und Personen: Der Konzern hat beschlossen, die Bestimmungen des überarbeiteten IAS 24 über nicht nahestehende Unternehmen in Bezug auf Angaben zu regierungszugehörigen Einrichtungen anzuwenden. Demzufolge wurde die neue Definition eines nahestehenden Unternehmens oder einer nahestehenden Person nicht auf den Konzernabschluss für das am 31. Dezember 2010 beendete Jahr angewandt.

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

1.1.3 IFRS-Standards und IFRIC-Interpretationen, die ab 2010 gelten, die der Konzern nicht für die frühzeitige Anwendung 2010 gewählt hat

―	IFRS 9 - Finanzinstrumente: Klassifizierung und Bewertung
―	IAS 24 (überarbeitet) - Angaben über Beziehungen zu nahestehenden Unternehmen und Personen (Bestimmungen über regierungszugehörige Einrichtungen).
―	Änderung an IAS 32 - Klassifizierung von Bezugsrechten.
―	Änderung an IAS 12 - Latente Steuern - Rückgewinnung der zugrunde liegenden Vermögenswerte.
―	Änderung an IFRS 7 - Erweiterung von Angabepflichten zu Übertragungen von finanziellen Vermögenswerten.
―	IFRIC 19 - Tilgung finanzieller Verbindlichkeiten mit Eigenkapitalinstrumenten.
―	Änderung an IFRIC 14 - Freiwillig vorausgezahlte Beiträge.
―	Verbesserungen bei IFRS 2010.

Die Auswirkung der Anwendung dieser Standards, Änderungen und Interpretationen wird zurzeit bewertet.

1.1.4 Hinweis auf Wahlrechte bei der Umstellung auf IFRS 1

Der Konzern nutzte einige der Wahlrechte nach IFRS 1 bei der Umstellung auf IFRS im Jahr 2005. Folgende Wahlrechte haben weiterhin Einfluss auf den Konzernabschluss:

―	Anpassungen von Währungsumrechnungsdifferenzen: Der Konzern hat entschieden, die kumulativen Anpassungen von Währungsumrechnungsdifferenzen zum 1. Januar 2004 in das konsolidierte Eigenkapital umzuklassifizieren.
―	Unternehmenszusammenschlüsse: Der Konzern hat gemäß IFRS 3. die Möglichkeit gewählt, Unternehmenszusammenschlüsse nicht neu zu bilanzieren, die vor dem 1. Januar 2004 stattfanden.

1.2 Bewertungsgrundlage

Der Konzernabschluss wurde nach dem Anschaffungskostenprinzip erstellt, eine Ausnahme bilden die Finanzinstrumente, die nach den in IAS 39 aufgestellten Kategorien für Finanzinstrumente ausgewiesen sind.

1.3 Beurteilungen und Schätzungen

1.3.1 Schätzungen

Die Aufstellung von Konzernabschlüssen verlangt Schätzungen und Annahmen, um den Wert von Vermögenswerten und Schulden und Eventualvermögenswerten und -schulden zum Bilanzstichtag und Umsatzerlöse und Aufwendungen zu bestimmen, die in der Periode berichtet wurden.

Aufgrund der Unsicherheiten, die einer Schätzung innewohnen, überprüft der Konzern regelmäßig seine Schätzungen vor dem Hintergrund der aktuell verfügbaren Informationen. Die Endergebnisse können von den Schätzungen abweichen.

Die wichtigsten Schätzungen für die Aufstellung des Konzernabschlusses beziehen sich hauptsächlich auf:

―	Bewertung des beizulegenden Zeitwerts von bei einem Unternehmenszusammenschluss erworbenen Vermögenswerten und übernommenen Schulden;
―	die Bemessung des erzielbaren Betrags von Goodwill, Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten (vgl. Abschnitte 1.4.4 und 1.4.5);
―	die Bewertung von Rückstellungen, insbesondere für die Behandlung und Lagerung von radioaktiven Abfällen, Verpflichtungen zur Demontage, Rechtsstreitigkeiten, Pensionen und sonstige Leistungen für Arbeitnehmer (vgl. Abschnitt 1.4.15);
―	Finanzinstrumente (vgl. Abschnitt 1.4.11);
―	Bewertung noch nicht gemessener Erlöse, von so genannten nicht abgelesenen Erlösen;
―	Bewertung erfasster steuerlicher Verlustvorträge.

1.3.1.1 Bewertung des beizulegenden Zeitwerts von bei einem Unternehmenszusammenschluss erworbenen Vermögenswerten und übernommenen Schulden

Die Hauptannahmen und Schätzungen für die Bestimmung des beizulegenden Zeitwerts von erworbenen Vermögenswerten und übernommenen Schulden enthalten die Marktaussichten für die Bewertung des Cashflow und den anzusetzenden Diskontierungssatz.

Diese Annahmen geben die bestmöglichen Schätzungen des Managements wieder.

1.3.1.2 Erzielbarer Betrag von Goodwill, Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten

Der erzielbare Betrag von Goodwill, immateriellen Vermögenswerten und Sachanlagen beruht auf Schätzungen und Annahmen insbesondere hinsichtlich der erwarteten Marktaussichten -deren Empfindlichkeit je nach Tätigkeit schwankt - für die Bewertung des Cashflow und des anzusetzenden Diskontierungssatzes. Änderungen dieser Annahmen können einen erheblichen Einfluss auf die Bewertung des erzielbaren Betrags haben und zu Anpassungen bereits gebuchter Wertminderungsaufwendungen führen.

1.3.1.3 Schätzungen von Rückstellungen

Zu den Kennzahlen mit erheblichem Einfluss auf die Höhe der Rückstellungen und insbesondere, aber nicht nur, in Bezug auf den Abriss von Industrieanlagen gehören der Zeitplan für die Ausgaben (und vor allem der Zeitplan für das Ende des Gasgeschäfts bei den Gasinfrastruktureinrichtungen in Frankreich) und der Diskontierungssatz für den Cashflow wie auch die tatsächliche Ausgabenhöhe. Diese Kennzahlen beruhen auf Informationen und Schätzungen, die der Konzern zu der gegebenen Zeit als angemessen ansieht.

Nach dem besten Wissen des Konzerns gibt es keine Information, die nahe legt, dass die angewandten Kennzahlen insgesamt nicht angemessen wären. Zudem ist sich der Konzern keinerlei Entwicklungen bewusst, die eine erhebliche Auswirkung auf die gebuchten Rückstellungen haben könnten.

1.3.1.4 Pensionen und sonstige Leistungen für Arbeitnehmer

Pensionszusagen und sonstige Leistungen für Arbeitnehmer werden auf der Basis versicherungsmathematischer Annahmen bewertet. Der Konzern erachtet diese Annahmen zur Bewertung seiner Verpflichtungen als angemessen und belegt. Änderungen bei diesen Annahmen können jedoch erhebliche Auswirkungen auf die daraus resultierenden Berechnungen haben.

1.3.1.5 Finanzinstrumente

Um den Fair Value von Finanzinstrumenten zu bestimmen, die nicht auf einem aktiven Markt gelistet sind, verwendet der Konzern Bewertungstechniken, die auf bestimmten Annahmen basieren. Änderungen bei diesen Annahmen können jedoch erhebliche Auswirkungen auf die daraus resultierenden Berechnungen haben.

1.3.1.6 Umsatzerlöse

Erlöse, die bei Kundengruppen generiert werden, deren Energieverbrauch während der Rechnungslegungsperiode gemessen wird, besonders bei Kunden, die mit Niederspannungsstrom oder Niederdruckgas beliefert werden, werden zum Bilanzstichtag ausgehend von historischen Angaben, Verbrauchsstatistiken und geschätzten Verkaufspreisen geschätzt. Für Verkäufe über Netze, die von einer Vielzahl von Netzbetreibern genutzt werden, wird dem Konzern ein bestimmtes Volumen an Energie zugeteilt, die die Netz-Manager durch die Netze leiten. Die endgültigen Zuteilungen sind oft erst mehrere Monate später bekannt, was bedeutet, dass Erlöszahlen nur geschätzt werden können. Doch hat der Konzern Mess- und Modellier-Tools entwickelt, die es ihm gestatten, die Erlöse mit einem zufriedenstellenden Grad an Sicherheit zu schätzen und auf diese Weise sicherzustellen, dass das Fehlerrisiko in Verbindung mit der Schätzung verkaufter Mengen und den daraus resultierenden Erlösen als nicht wesentlich angesehen werden kann. In Frankreich wird geliefertes, noch nicht abgerechnetes Erdgas ("Gas auf dem Gaszähler") mit einer Methode berechnet, die die durchschnittlichen Energieverkaufspreise und die historischen Verbrauchsdaten einbezieht. Der angewandte Durchschnittspreis berücksichtigt die Kundenkategorie und wie lange das gelieferte und noch nicht abgerechnete Gas "auf dem Gaszähler" ist. Diese Schätzungen schwanken je nach Annahmen zur Bestimmung des Anteils nicht abgerechneter Erlöse am Jahresende.

1.3.1.7 Bewertung von steuerlichen Verlustvorträgen als Vermögenswerte

Latente Steueransprüche werden als steuerliche Verlustvorträge bilanziert, wenn es wahrscheinlich ist, dass es einen steuerlichen Gewinn gibt, gegen den der steuerliche Verlustvortrag verwendet werden kann. Schätzungen steuerlicher Gewinne und von Verwendungen von steuerlichen Verlustvorträgen entstehen auf der Grundlage von Gewinn- und Verlust-Prognosen, die im mittelfristigen Business-Plan enthalten sind.

1.3.2 Beurteilung

So wie das Konzernmanagement auf Schätzungen vertraut, nimmt es auch Beurteilungen vor, um die angemessene Bilanzierungsmethode für bestimmte Tätigkeiten und Transaktionen festzulegen, insbesondere dann, wenn die geltenden IFRS-Standards und Interpretationen nicht speziell auf die jeweiligen Bilanzierungsprobleme eingehen.

Der Konzern nutzt insbesondere seinen Ermessensspielraum, um die rechnungslegerische Behandlung von Konzessionsverträgen, die Klassifizierung von Vereinbarungen, die ein Leasing-Verhältnis enthalten, den Ausweis von Erwerben nicht-beherrschender Beteiligungen¹ vor dem 1. Januar 2010 und die Identifizierung von Verträgen zum Kauf und Verkauf von Strom und Gas "für den Eigenbedarf" nach der Definition in IAS 39 zu ermitteln.

Nach IAS 1 werden die kurzfristigen und langfristigen Vermögenswerte und Schulden getrennt in der Konzernbilanz ausgewiesen. Für die meisten Tätigkeiten des Konzerns beruht die Zuordnung zu kurzfristigen und langfristigen Posten darauf, wann Vermögenswerte realisiert oder Schulden getilgt sein werden. Vermögenswerte, deren Realisierung, oder Schulden, deren Tilgung für einen Zeitraum von 12 Monaten ab Bilanzstichtag erwartet werden, werden als kurzfristig klassifiziert, während alle sonstigen Posten als langfristig klassifiziert werden.

1.4 Wesentliche Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden

1.4.1 Konsolidierungskreis und Konsolidierungsmethoden

Die vom Konzern angewandten Konsolidierungsmethoden sind die Vollkonsolidierung, die Quotenkonsolidierung und die Equity-Methode:

―	Tochtergesellschaften (Unternehmen, die der Konzern alleine beherrscht) werden voll konsolidiert;
―	Unternehmen, die der Konzern gemeinschaftlich beherrscht, werden nach der Quotenkonsolidierungsmethode konsolidiert, ausgehend vom Umfang der Anteile des Konzerns;
―	die Equity-Methode wird auf alle assoziierten Unternehmen angewandt, auf die der Konzern erheblichen Einfluss ausübt. Gemäß dieser Methode erfasst der Konzern seinen Quotenanteil am Jahresergebnis oder -verlust des Unternehmens, in das investiert wird, in einer separaten Zeile der konsolidierten Gewinn- und Verlustrechnung als "Anteil am Jahresergebnis assoziierter Unternehmen".

Der Konzern analysiert fallweise, welche Art der Beherrschung vorliegt, und berücksichtigt dabei die Situationen, die in IAS 27, 28 und 31 geschildert sind.

Alle Salden und Transaktionen innerhalb des Konzerns werden bei der Konsolidierung eliminiert.

¹ Früher "Minderheitsbeteiligungen"

Eine Aufstellung wichtiger voll und nach Quoten konsolidierter Gesellschaften ist zusammen mit den nach der Equity-Methode ausgewiesenen Investitionen im Anhang zum Konzernabschluss enthalten.

1.4.2 Methoden der Währungsumrechnung

1.4.2.1 Berichtswährung im Konzernabschluss

Der Konzernabschluss ist in Euro (€) aufgestellt, der die funktionale Währung ist.

1.4.2.2 Funktionale Währung

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

1.4.2.3 Fremdwährungstransaktionen

Fremdwährungstransaktionen werden in der funktionalen Währung mit den Wechselkursen zum Transaktionszeitpunkt erfasst. Zu jedem Bilanzstichtag:

―	werden monetäre Vermögenswerte und Schulden, die in Fremdwährung geführt werden, zu den Wechselkursen am Jahresende umgerechnet. Die damit verbundenen Gewinne und Verluste werden in der Gewinn- und Verlustrechnung des Konzerns für das Jahr ausgewiesen, auf das sie sich beziehen:
―	werden nichtmonetäre Vermögenswerte und Schulden, die in Fremdwährung geführt werden, bei den Anschaffungskosten erfasst, die auf den Transaktionstag anwendbar sind.

1.4.2.4 Umrechnung der Einzelabschlüsse von Tochtergesellschaften mit einer anderen funktionalen Währung als dem Euro (Berichtswährung)

Die Bilanzen dieser Tochtergesellschaften werden zum offiziellen Wechselkurs am Jahresende in Euro umgerechnet. Die Posten der Gewinn- und Verlustrechnung und der Kapitalflussrechnung werden mit dem durchschnittlichen Wechselkurs für das Jahr umgerechnet. Differenzen aus der Umrechnung der Jahresabschlüsse dieser Tochtergesellschaften werden unter "Kumulative Währungsumrechnungsdifferenzen" als ergebnisneutral verrechnetes Ergebnis erfasst.

Anpassungen des Goodwill und des beizulegenden Zeitwerts aus dem Erwerb ausländischer Gesellschaften werden als Vermögenswerte und Schulden dieser ausländischen Gesellschaften klassifiziert und daher in den funktionalen Währungen der Gesellschaften geführt und zum Wechselkurs am Jahresende umgerechnet.

1.4.3 Unternehmenszusammenschlüsse und Änderungen bei Besitzanteilen

Unternehmenszusammenschlüsse, die vor dem 1. Januar 2010 stattgefunden haben, sind nach IFRS 3 bilanziert worden, bevor am 1. Januar 2010 die Überarbeitung in Kraft trat. Gemäß der überarbeiteten Fassung von IFRS 3 wurden diese Unternehmenszusammenschlüsse nicht neu bilanziert.

Der Konzern wendet die Erwerbsmethode nach dem überarbeiteten IFRS 3 an, die im Ausweis der identifizierbaren erworbenen Vermögenswerte und übernommenen Schulden zu ihrem beizulegenden Zeitwert am Erwerbstag sowie nicht-beherrschender Anteile an dem erworbenen Unternehmen besteht

Die überarbeiteten Fassungen von IFRS 3 und IAS 27 führen zu Änderungen der Bilanzierungspolitik des Konzerns bei Unternehmenszusammenschlüssen nach dem 1. Januar 2010.

Die wichtigsten Änderungen mit Auswirkung auf die konsolidierten Jahresabschlüsse des Konzerns sind:

―	Kosten beim Erwerb von beherrschenden Beteiligungen werden als Aufwand gebucht:
―	bei einem stufenweisen Unternehmenszusammenschluss werden zuvor gehaltene Anteile am Eigenkapital des erworbenen Unternehmens zum beizulegenden Zeitwert am Erwerbstag neu bewertet, und der daraus resultierende Gewinn oder Verlust wird, falls vorhanden, als Gewinn oder Verlust ausgewiesen:
―	bei jedem Unternehmenszusammenschluss werden nicht-beherrschende Beteiligungen am erworbenen Unternehmen entweder zum beizulegenden Zeitwert oder in Höhe der Quote der identifizierbaren Nettovermögenswerte des erworbenen Unternehmens bewertet. Vorher war nur die letztgenannte Möglichkeit zulässig. Der Konzern entscheidet je nach Fall, welche Option er nutzt, um nicht-beherrschende Beteiligungen auszuweisen:
―	Geschäftsvorfälle (Kauf oder Verkauf) bei nicht-beherrschenden Beteiligungen, die nicht zu einer Änderung des Beherrschungsverhältnisses führen, werden als Geschäftsvorfälle zwischen Aktionären ausgewiesen. Demzufolge wird jede Differenz zwischen dem beizulegenden Zeitwert der gezahlten oder empfangenen Gegenleistung und dem Buchwert, der der nichtbeherrschenden Beteiligung entspricht, direkt im Eigenkapital ausgewiesen:
―	im Einklang mit der Überarbeitung von IAS 7 angesichts der Überarbeitung von IAS 27 ist die vergleichende Kapitalflussrechnung neu aufgestellt worden.

Die durch die neuen Standards verursachten Änderungen veranlassten den Konzern, eine Zeile "Änderungen des Konsolidierungskreises" in die Gewinn- und Verlustrechnung einzuführen, die als langfristiger Posten des Ergebnisses der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit dargestellt wird. Folgende Auswirkungen werden unter "Änderungen des Konsolidierungskreises" erfasst:

―	Kosten beim Erwerb von beherrschenden Beteiligungen:
―	bei einem stufenweisen Unternehmenszusammenschluss Auswirkungen der Neubewertung von zuvor an dem erworbenen Unternehmen gehaltenen Eigenkapitalbeteiligungen zu ihrem beizulegenden Zeitwert am Erwerbstag:
―	daraus entstehende Änderungen bei beizulegenden Zeitwert von Eventualgegenleistungen:
―	Gewinne oder Verluste aus Veräußerungen von Investitionen, die zu einer Änderung der Konsolidierungsmethode führen, sowie Auswirkungen der Neubewertung von fortbestehenden Beteiligungen.

Der Konzern kann Berichtigungen vorläufiger Werte als Ergebnis des Abschlusses des Erstansatzes eines Unternehmenszusammenschlusses innerhalb von 12 Monaten ab Erwerbstag ausweisen.

1.4.4 Immaterielle Vermögenswerte

Immaterielle Vermögenswerte werden zu Anschaffungskosten, abzüglich kumulierter Abschreibungen und Wertminderungsaufwands, verbucht.

1.4.4.1 Goodwill

Erfassung des Goodwill

Durch die Geltung des überarbeiteten IFRS 3 ab 1. Januar 2010 muss der Konzern Unternehmenszusammenschlüsse vor und nach diesem Datum getrennt kenntlich machen.

Vor dem 1. Januar 2010 durchgeführte Unternehmenszusammenschlüsse

Der Goodwill stellt den Überschuss der Anschaffungskosten eines Unternehmenszusammenschlusses (Erwerbspreis von Anteilen zuzüglich aller Kosten, die direkt dem Unternehmenszusammenschluss zuzuordnen sind) vom Konzernanteil am beizulegenden Zeitwert der identifizierbaren Vermögenswerte, Schulden und Eventualschulden zum Erwerbszeitpunkt dar (sofern nicht der Unternehmenszusammenschluss stufenweise erfolgt).

Bei einem stufenweisen Unternehmenszusammenschluss - d. h. wenn der Konzern eine Tochtergesellschaft durch aufeinander folgende Anteilskäufe erwirbt - wird die Höhe des Goodwill für jede Transaktion separat bestimmt, ausgehend von den beizulegenden Zeitwerten der identifizierbaren Vermögenswerte, Schulden und Eventualschulden zum Zeitpunkt jeder Transaktion.

Nach dem 1. Januar 2010 auftretende Ereignisse/Geschäftsvorfälle zu Unternehmenszusammenschlüssen, die vor dem 1. Januar 2010 durchgeführt wurden

Der Erstansatz für diese Unternehmenszusammenschlüsse wird nicht neu aufgestellt.

Alle Berichtigungen der Gegenleistung, die bei diesen Unternehmenszusammenschlüssen transferiert wird, verändern ihren Erstansatz und führen zu der entsprechenden Berichtigung des Goodwill.

Doch haben einige neue Bestimmungen, die mit den überarbeiteten Fassungen von IFRS 3 und IAS 27 eingeführt wurden, auch Geltung für Unternehmenszusammenschlüsse, die vor dem 1. Januar 2010 durchgeführt wurden. Diese betreffen insbesondere Änderungen beim Anteilsbesitz an einer Tochtergesellschaft und den Verlust der Beherrschung, die nach dem 1. Januar 2010 eingetreten sind und die jetzt nach den neuen Anforderungen bilanziert werden.

Nach dem 1. Januar 2010 durchgeführte Unternehmenszusammenschlüsse

Der Goodwill ist der Überschuss der Gesamtsumme aus:

(i) der übertragenen Gegenleistung;

(ii) dem Betrag nicht-beherrschender Anteile an dem erworbenen Unternehmen und

(iii) bei einem stufenweisen Unternehmenszusammenschluss dem am Erwerbstag beizulegenden Zeitwert der zuvor an dem erworbenen Unternehmen gehaltenen Eigenkapitalanteil;

und dem Nettowert der am Erwerbstag beizulegenden Zeitwerte der identifizierbaren erworbenen Vermögenswerte und der übernommenen Schulden.

Der am Erwerbsstichtag ausgewiesene Goodwill wird später nicht berichtigt.

Der Goodwill bezüglich der Anteile an assoziierten Unternehmen wird unter "Investitionen in assoziierte Unternehmen" aufgeführt.

Bewertung des Goodwill

Der Goodwill wird nicht abgeschrieben, sondern jährlich auf seine Werthaltigkeit getestet oder auch öfter, wenn es einen Hinweis auf eine Wertminderung gibt. Werthaltigkeitstests werden bei den Zahlungsmittel generierenden Einheiten (CGUs) oder Gruppen von CGUs durchgeführt, die Gruppen von Kapitalfluss generierenden Vermögenswerten bilden, die weitgehend unabhängig von Mittelzuflüssen anderer Zahlungsmittel generierenden Einheiten sind.

Die Methoden zur Durchführung dieser Werthaltigkeitstests sind in Abschnitt 1.4.8 "Wertminderung von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten" beschrieben.

Ein Wertminderungsaufwand beim Goodwill kann nicht aufgeholt werden, er wird unter "Wertminderung" in der Gewinn- und Verlustrechnung des Konzerns ausgewiesen.

Ein Wertminderungsaufwand beim Goodwill für assoziierte Unternehmen wird unter "Ergebnisbeitrag aus assoziierten Unternehmen" ausgewiesen.

1.4.4.2 Sonstige immaterielle Vermögenswerte

Erschließungsaufwendungen

Forschungsaufwendungen werden sofort ergebniswirksam erfasst.

Erschließungsaufwendungen werden aktiviert, wenn die Kriterien für die Erfassung des Vermögenswerts gemäß IAS 38 erfüllt sind. Aktivierte Erschließungsaufwendungen werden über die Nutzungsdauer des erfassten immateriellen Vermögenswertes abgeschrieben. Betrachtet man die Tätigkeiten des Konzerns, sind aktivierte Erschließungsaufwendungen nicht erheblich.

Sonstige intern generierte oder erworbene immaterielle Vermögenswerte

Zu den sonstigen immateriellen Vermögenswerten gehören hauptsächlich:

―	gezahlte oder zu zahlende Beträge als Gegenleistung für Rechte im Zusammenhang mit Konzessionsverträgen oder Verträgen über öffentliche Dienstleistungen:
―	bei Unternehmenszusammenschlüssen erworbene Kunden-Portfolios;
―	Rechte an Kraftwerkskapazitäten: Der Konzern half, den Bau bestimmter Kernkraftwerke zu finanzieren, die von Dritten betrieben werden, und erhielt als Gegenleistung das Recht, einen Teil der Produktion über die Nutzungsdauer der Vermögenswerte zu kaufen. Diese Rechte werden über die Nutzungsdauer der zugrunde liegenden Vermögenswerte, aber über höchstens 40 Jahre, abgeschrieben:
―	Entnahmerechte für Oberflächenwasser und Grundwasser, die nicht abgeschrieben werden, da sie auf unbestimmte Zeit gewährt werden;
―	Konzessionsvermögen:
―	die Marke GDF Gaz de France und Gaslieferverträge, die als Teil des Unternehmenszusammenschlusses mit Gaz de France 2008 erworben wurden.

Immaterielle Vermögenswerte werden auf der Basis der erwarteten Verbrauchsgewohnheiten der geschätzten künftigen Wirtschaftsleistungen abgeschrieben, die in dem Vermögenswert verkörpert sind. Die Abschreibung wird hauptsächlich auf linearer Basis über folgende Nutzungsdauer berechnet (in Jahren):

	Nutzungsdauer
	minimal	maximal
Konzessionsrechte	10	65
Kunden-Portfolios	10	40
Sonstige immaterielle Vermögenswerte	1	40

Einige immaterielle Vermögenswerte mit einer unbestimmten Nutzungsdauer, wie Warenzeichen und Wasserentnahmerechte, werden nicht abgeschrieben.

1.4.5 Sachanlagen

1.4.5.1 Ersterfassung und nachfolgende Bewertung

Sachanlagen werden zu den Anschaffungskosten, abzüglich kumulierter Abschreibung und der Wertminderungsverluste erfasst.

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

Investitionszulagen werden vom Bruttowert des jeweiligen Vermögenswerts abgezogen.

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

Sachanlagen, die über Finanzierungsleasing erworben wurden, werden in der Konzernbilanz zum Marktwert oder Barwert der entsprechenden Mindestleasingzahlungen bewertet, in Abhängigkeit davon, welcher Wert der niedrigere ist. Die entsprechende Schuld ist unter Fremdkapital erfasst. Diese Vermögenswerte werden mit den gleichen Methoden und der Nutzungsdauer abgeschrieben, wie im Folgenden dargestellt.

Der Konzern wendet IAS 23 in der überarbeiteten Fassung an, nach der Fremdkapitalkosten, die direkt dem Bau eines qualifizierenden Vermögenswertes zugeordnet werden können, als Teil der Anschaffungskosten dieses Vermögenswerts aktiviert werden.

Kissengas

"Kissen"-Gas, das in unterirdische Lagerstätten injiziert wird, ist wesentlich um zu sichern, dass die Speicher effizient betrieben werden können, daher ist es untrennbar mit den Speichern verbunden. Anders als "Arbeits"-Gas, das in den Vorräten enthalten ist, wird Kissengas bei den Sachanlagen erfasst. Es wird zum durchschnittlichen Einkaufspreis, zuzüglich Kosten für Wiederverdampfung, Transport und Injektion bewertet.

1.4.5.2 Abschreibung

Gemäß dem Komponenten-Ansatz wird jede maßgebliche Komponente einer Sachanlage mit einer anderen Nutzungsdauer als der des Hauptvermögenswerts, auf den sie sich bezieht, einzeln über ihre eigene Nutzungsdauer abgeschrieben.

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

Hauptabschreibungsperioden (Jahre)	minimal	maximal
Anlagen und Maschinen
• Energie
Lagerung - Produktion - Transport - Verteilung	5	60*
Installation - Instandhaltung	3	10
Hydraulische Anlagen und Maschinen	20	65
• Umwelt	2	70
Sonstige Sachanlagen	2	33

^* Ohne Kissengas

Die Spanne der Nutzungsdauer ist der Vielfalt der Vermögenswerte in jeder Kategorie geschuldet. Die als Minimum angegebenen Zeiträume beziehen sich auf kleinere Ausrüstung und Möbel, während es bei den als Maximum angegebenen um Netzinfrastruktureinrichtungen und Lagerstätten geht. Im Einklang mit dem von der belgischen Abgeordnetenkammer am 31. Januar 2003 verabschiedeten Gesetz über den schrittweisen Ausstieg aus der Kernenergie für die industrielle Stromerzeugung wurde die Nutzungsdauer von Kernkraftwerken überprüft und prospektiv auf 40 Jahre von 2003 an angepasst.

Einrichtungen für Wasserkraftwerke, die der Konzern betreibt, werden über die Vertragslaufzeit oder die Nutzungsdauer der Vermögenswerte abgeschrieben in Abhängigkeit davon, welche die kürzere ist, wobei die Verlängerung der Konzessionslaufzeit berücksichtigt wird, sofern es eine solche Verlängerung mit vernünftiger Sicherheit gibt.

1.4.6 Vermögenswerte im Zusammenhang mit der Exploration und Produktion von Bodenschätzen

Der Konzern wendet IFRS 6 - Exploration und Evaluierung von Bodenschätzen - an.

Geologische und geophysikalische Studien werden in dem Jahr, in dem sie anfallen, erfolgswirksam erfasst.

Explorationskosten (bei denen es sich nicht um geologische und geophysikalische Studien handelt) werden vorübergehend in den "vorläufig aktivierten Kosten" erfasst, bis eine Bestätigung der technischen Machbarkeit und kommerziellen Nutzbarkeit der abzubauenden Ressourcen vorliegt. Diese Bohrkosten zu Explorationszwecken werden vorläufig aktiviert, wenn die folgenden zwei Bedingungen erfüllt sind:

―

es wurden genügend Vorräte gefunden, um eine Fertigstellung als Produktionssonde zu rechtfertigen, wenn die erforderlichen Investitionsausgaben getätigt sind;

―

der Konzern hat bei der Ermittlung vorhandener Vorräte signifikante Fortschritte gemacht, und das Projekt ist technisch und ökonomisch machbar. Dieser Fortschritt wird nach Kriterien bestimmt, wie der Frage, ob zusätzliche Explorationstätigkeit (Bohrungen, seismische Studien oder sonstige signifikante Untersuchungen) eingeleitet oder für die nahe Zukunft fest geplant sind. Der Fortschritt wird auch aufgrund der Aufwendungen bewertet, die bei der Durchführung von Erschließungsstudien angefallen sind, und aufgrund der Tatsache, dass der Konzern auf entsprechende Genehmigungen für das Projekt von der Regierung oder von Dritten oder auf verfügbare Transportkapazität oder Verarbeitungskapazität in bestehenden Anlagen warten muss.

Nach dieser als "successful efforts" bezeichneten Methode werden die entsprechenden Kosten, wenn die Explorationsphase mit dem Nachweis wirtschaftlich nutzbarer Reserven endet, bei den Sachanlagen erfasst und über den Zeitraum, in dem die Vorräte abgebaut werden, abgeschrieben. Andernfalls werden die Kosten sofort ergebniswirksam erfasst.

Die Abschreibung setzt ein, wenn das Ölfeld zu produzieren beginnt.

Produktionsgüter, einschließlich Kosten der Flächensanierung, werden nach der leistungsbedingten Abschreibung (unit of production method - UOP) in dem Maße abgeschrieben, in dem sich das Ölfeld erschöpft, und basierend auf nachgewiesenen erschlossenen Vorräten.

1.4.7 Konzessionsvereinbarungen

SIC 29, Angaben zu Dienstleistungskonzessionsvereinbarungen, beschreibt die Angaben, die im Anhang zu Jahresabschlüssen eines Konzessionsgebers und eines Konzessionsnehmers gemacht werden müssen, während es in IFRIC 12 um die Behandlung geht, die der Konzessionsnehmer für bestimmte Konzessionsvereinbarungen anwenden muss.

Diese Interpretationen stellen die allgemeinen Merkmale von Konzessionsvereinbarungen klar:

―	Konzessionsvereinbarungen beziehen sich auf die Bereitstellung öffentlicher Dienstleistungen und das Betreiben der damit verbundenen Infrastruktureinrichtungen, zusammen mit speziellen Verpflichtungen zu Kapitalerneuerung und Wiederbeschaffung.
―	der Konzessionsgeber ist vertraglich verpflichtet, diese Dienstleistungen für die Öffentlichkeit bereitzustellen (dieses Kriterium muss erfüllt sein, damit die Vereinbarung als Konzession gewertet wird);
―	der Betreiber ist zumindest teilweise für den Betrieb der Infrastruktureinrichtung verantwortlich und handelt nicht nur stellvertretend für den Konzessionsgeber in dessen Namen;
―	der Vertrag regelt die Ausgangspreise, die der Betreiber verlangen kann, sowie die Preisanpassungen während der Laufzeit der Vereinbarung;

Damit eine Konzessionsvereinbarung in den Rahmen von IFRIC 12 fällt, muss die Verwendung der Infrastruktureinrichtung durch den Konzessionsgeber beherrscht werden. Diese Anforderung ist erfüllt, wenn:

―	der Konzessionsgeber kontrolliert oder bestimmt, welche Dienstleistungen der Betreiber mit der Infrastruktureinrichtung zu erbringen hat, an wen er sie zu erbringen hat und zu welchem Preis, und wenn
―	der Konzessionsgeber die Infrastruktureinrichtung beherrscht, d. h. nach Ablauf der Konzession das Recht hat, die Infrastruktureinrichtung zurückzunehmen.

Nach IFRIC 12 müssen die Rechte des Betreibers an einer Infrastruktureinrichtung, die aufgrund einer Konzessionsvereinbarung betrieben wird, ausgehend von der Partei bilanziert werden, die für die Zahlung verantwortlich ist, also: Demzufolge:

―

wird das Modell "immaterielle Vermögenswerte" angewandt, wenn der Konzessionsnehmer berechtigt ist, für die Nutzung des Vermögenswertes des öffentlichen Sektors Kosten in Rechnung zu stellen, und wenn die Nutzer primär für die Bezahlung des Betreibers für diese Dienstleistungen verantwortlich sind;

―

wird das Modell "finanzieller Vermögenswert angewandt, wenn der Konzessionsnehmer einen unbedingten Anspruch darauf hat, Geldbeträge oder andere finanzielle Vermögenswerte entweder direkt vom Konzessionsgeber oder indirekt mittels einer Sicherheit zu erhalten, die der Konzessionsgeber für Beträge stellt, die er von Nutzern des Vermögenswerts des öffentlichen Sektors zu erhalten hat (z. B. über einen vertraglich garantierten internen Zinsfuß), oder wenn - mit anderen Worten - der Konzessionsgeber primär für die Zahlung verantwortlich ist.

"Primäre Verantwortung" bedeutet, dass zwar die Identität des für die Dienstleistungen Zahlenden kein wesentliches Kriterium ist, aber die Person, die letztendlich für die Zahlung verantwortlich ist, benannt sein muss.

In Fällen, in denen die örtliche Behörde den Konzern bezahlt, aber die Gebühren lediglich in Mittlerfunktion einzieht und die ausstehenden Beträge nicht garantiert ("Weiterreichungsvereinbarung"), ist das Modell der immateriellen Vermögenswerte zur Bilanzierung der Konzession anzuwenden, denn vom Grundsatz her sind die Nutzer primär für die Zahlung verantwortlich.

Bezahlen jedoch die Nutzer den Konzern, aber die örtliche Behörde garantiert, dass die Beträge für die Dauer des Vertrags gezahlt werden (z. B. mittels eines garantierten internen Zinsfußes), ist das Modell der finanziellen Vermögenswerte für die Bilanzierung der Infrastruktureinrichtung der Konzession zu verwenden, denn im Grundsatz ist die örtliche Behörde primär für die Zahlung verantwortlich. In der Praxis wird das Modell des finanziellen Vermögenswerts hauptsächlich für die Bilanzierung von BOT-Verträgen (bauen-betreiben-übertragen) genutzt, die mit örtlichen Behörden über öffentliche Dienstleistungen wie Kläranlagen und Hausmüllverbrennung abgeschlossen werden.

Ausgehend von diesen Grundsätzen:

―

wird eine Infrastruktureinrichtung, zu der der Betreiber vom Konzessionsgeber ohne Gegenleistung Zugang erhält, in der Konzernbilanz nicht ausgewiesen;

―

Anfangsinvestitionsausgaben werden wie folgt bilanziert:

―	nach dem Modell des immateriellen Vermögenswerts stellt der beizulegende Zeitwert des Baus oder sonstiger Arbeit an der Infrastruktureinrichtung die Kosten des immateriellen Vermögenswerts dar, die bilanziert werden müssen, wenn die Infrastruktureinrichtung gebaut wird, vorausgesetzt, dass von diesem Werk zu erwarten ist, dass es künftigen wirtschaftlichen Nutzen generiert (z.B. Ausbau des Netzes). Wird solcher wirtschaftlicher Nutzen nicht erwartet, wird der Barwert von Verpflichtungen bezüglich des Baus und sonstiger Arbeit an der Infrastruktureinrichtung von Anfang an ausgewiesen mit einer entsprechenden Anpassung der Schuld aus der Konzession;
―	nach dem Modell des finanziellen Vermögenswerts wird der vom Konzessionsgeber geforderte Betrag zu der Zeit zum beizulegenden Zeitwert des Baus und sonstig ausgeführter Arbeit ausgewiesen, in der die Infrastruktureinrichtung gebaut wird,
―	hat der Konzessionsgeber nur für einen Teil der Investition eine Zahlungsverpflichtung, werden die Kosten bei den finanziellen Vermögenswerten in der Höhe ausgewiesen, in der der Konzessionsgeber für sie garantiert, wobei der Differenzbetrag in die immateriellen Vermögenswerte eingeht ("Mischmodell").

Die Erneuerungskosten bestehen aus Verpflichtungen aus Konzessionsvereinbarungen mit potenziell unterschiedlichen Geschäftsbedingungen (Verpflichtung zur Sanierung der Fläche, Erneuerungsplan, Kontenverfolgung usw.).

Erneuerungskosten werden entweder als (i) immaterielle oder finanzielle Vermögenswerte - je nach anzuwendendem Modell - ausgewiesen, wenn zu erwarten ist, dass die Kosten künftigen wirtschaftlichen Nutzen generieren (d. h. sie erbringen eine Verbesserung); oder (ii) als Aufwendungen, wenn die Generierung eines solchen Nutzens nicht zu erwarten ist (d. h. die Infrastruktureinrichtung wird in ihren ursprünglichen Zustand zurückversetzt).

Kosten für die Rückversetzung des Vermögenswerts in seinen ursprünglichen Zustand werden als Erneuerungsvermögenswert oder Schuld ausgewiesen, wenn es einen zeitlichen Unterschied zwischen der Vertragsverpflichtung, die zeitproportional berechnet ist, und ihrer Ausführung gibt.

Die Kosten werden je nach Fall ausgehend von den Verpflichtungen errechnet, die mit jeder Vereinbarung einhergehen.

Sonstige Konzessionen

Infrastruktureinrichtungen aus Konzessionen, die nicht die Anforderungen von IFRIC 12 erfüllen, werden als Sachanlagen dargestellt.

Das trifft auf die Verteilung von Gas in Frankreich zu. Die entsprechenden Vermögenswerte werden nach IAS 16 bilanziert, denn GrDF betreibt sein Netz aufgrund langfristiger Konzessionsvereinbarungen, die gemäß dem französischen Gesetz Nr. 46-628 vom 8. April 1946 größtenteils bei Ablauf verlängert werden.

1.4.8 Wertminderung von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten

Im Einklang mit IAS 36 werden Werthaltigkeitstests an Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten durchgeführt, wenn es Anzeichen dafür gibt, dass die Werte wertgemindert sein können. Derartige Hinweise können auf Ereignissen oder Veränderungen des Marktumfelds oder internen Informationsquellen beruhen. Immaterielle Vermögenswerte, die nicht abgeschrieben werden, werden jährlich auf ihre Werthaltigkeit getestet.

Indikatoren für Wertminderung

Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte mit bestimmter Nutzungsdauer werden nur auf Werthaltigkeit getestet, wenn es Anzeichen für ihre Wertminderung gibt. Im Allgemeinen sind sie das Ergebnis signifikanter Änderungen des Umfelds, in dem die Vermögenswerte betrieben werden, oder wenn die Wirtschaftsleistung schlechter als erwartet ist.

Die wichtigsten Indikatoren für Wertminderung, die der Konzern verwendet, sind im Folgenden beschrieben:

―

externe Informationsquellen:

―	signifikante Veränderungen des wirtschaftlichen, technologischen, politischen oder Marktumfelds, in dem das Unternehmen tätig ist, oder das Zweck des Vermögenswerts ist,
―	Rückgang der Nachfrage;
―	Änderungen der Energiepreise und des Wechselkurses des US-Dollars;
―	der Buchwert eines Vermögenswerts überschreitet seine regulatorische Kapitalbasis.

―

interne Informationsquellen:

―	Nachweis von Veralten oder physischer Beschädigung, die im Abschreibungsplan nicht eingeplant sind;
―	schlechtere Leistung als erwartet:
―	Rückgang der Ressourcen für Exploration und Produktion.

Wertminderung

Sachanlagen und immaterielle Vermögensgegenstände werden - je nach Zutreffendem - für jeden Vermögenswert oder jede Zahlungsmittel generierende Einheit (CGU), die nach IAS 36 ermittelt werden, auf Werthaltigkeit getestet. Ist der erzielbare Betrag eines Vermögenswerts geringer als sein Buchwert, wird der Buchwert auf den erzielbaren Betrag wertberichtigt, indem eine Wertminderung ausgewiesen wird. Wird ein Wertminderungsaufwand angesetzt, muss der Abschreibungsbetrag - und möglicherweise die Nutzungsdauer - des entsprechenden Vermögenswerts berichtigt werden.

Ein Wertminderungsaufwand, der für Sachanlagen oder immaterielle Vermögenswerte angesetzt wurde, kann später aufgehoben werden, wenn der erzielbare Betrag der Vermögenswerte wieder höher als ihr Buchwert ist. Der erhöhte Buchwert einer Sachanlage, der auf eine Wertaufholung zurückgeht, darf den Buchwert nicht überschreiten, der ermittelt worden wäre (abzüglich Abschreibung), wäre in früheren Perioden kein Wertminderungsaufwand angesetzt worden.

Bewertung des erzielbaren Betrags

Um den erzielbaren Betrag von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten zu prüfen, werden die Vermögenswerte nötigenfalls Zahlungsmittel generierenden Einheiten (CGUs) zugeordnet, und der Buchwert jeder Einheit wird mit ihrem erzielbaren Betrag verglichen.

Bei Betriebseinheiten, die der Konzern auf langfristiger und fortgeführter Basis halten möchte, entspricht der erzielbare Betrag eines Vermögenswerts seinem beizulegenden Zeitwert, abzüglich Veräußerungskosten, oder seinem Nutzungswert, in Abhängigkeit davon, welcher der höhere Betrag ist. Der Nutzungswert wird primär auf der Grundlage des Barwerts des künftigen operativen Cashflows und eines Endwerts bestimmt. Angewandt werden Standardbewertungstechniken, die auf folgenden wirtschaftlichen Hauptangaben beruhen:

―	Abzinsungssätze, die auf den besonderen Merkmalen der jeweiligen Betriebseinheiten basieren:
―	Endwerte nach den verfügbaren Marktdaten, speziell für die jeweiligen Geschäftssegmente, und Wachstumsraten im Zusammenhang mit diesen Endwerten, die die Inflationsrate nicht übersteigen.

Abzinsungssätze werden nach Steuern ermittelt und auf den Cashflow nach Steuern angewandt. Die erzielbaren Beträge, die aufgrund dieser Abzinsungssätze errechnet werden, sind die gleichen wie die Beträge, die man durch Anwendung von Abzinsungssätzen vor Steuern auf einen Cashflow erhält, der vor Steuern geschätzt wurde, wie von IAS 36 gefordert.

Bei Betriebseinheiten, für die der Konzern den Verkauf beschlossen hat, wird der entsprechende Buchwert der jeweiligen Vermögenswerte in Höhe des geschätzten Marktwerts, abzüglich Veräußerungskosten, berichtigt. Bei andauernden Verhandlungen wird dieser Wert aufgrund der besten Schätzung ihres Ergebnisses per Bilanzstichtag ermittelt.

Im Falle eines sinkenden Werts wird der Wertminderungsaufwand in der Gewinn- und Verlustrechnung des Konzerns unter "Wertminderung" ausgewiesen.

1.4.9 Leasingverhältnisse

Der Konzern hält wegen seiner vielfältigen Tätigkeiten Vermögenswerte aus Leasing-Verträgen.

Diese Leasing-Verhältnisse werden nach den in IAS 17 dargestellten Situationen und Indikatoren analysiert um zu ermitteln, ob es sich um Operating-Leasing oder Finanzierungsleasing handelt.

Ein Finanzierungsleasing wird als Leasing-Verhältnis definiert, wenn es im Wesentlichen alle Risiken und Chancen, die mit dem Eigentum an dem entsprechenden Vermögenswert verbunden sind, auf den Leasingnehmer überträgt. Alle Leasing-Verhältnisse, die dieser Definition eines Finanzierungsleasings nicht entsprechen, werden als Operating Leasing klassifiziert.

Der Konzern zieht folgende wichtige Faktoren in Betracht um zu bewerten, ob ein Leasing-Verhältnis im Wesentlichen alle Risiken und Chancen, die mit dem Eigentum verbunden sind, überträgt: ob (i) der Leasinggeber am Ende der Laufzeit des Leasingverhältnisses dem Leasingnehmer das Eigentum an dem Vermögenswert überträgt; (ii) der Leasingnehmer die Option hat, den Vermögenswert zu erwerben und, wenn das zutrifft, welche Bedingungen für die Ausübung dieser Option gelten; (iii) die Laufzeit des Leasingverhältnisses den überwiegenden Teil der wirtschaftlichen Nutzungsdauer des Vermögenswertes umfasst; (iv) der Vermögenswert eine spezielle Beschaffenheit hat und (v) der Barwert der Mindestleasingzahlungen zumindest substanziell den gesamten beizulegenden Zeitwert des geleasten Vermögenswerts ausmacht.

1.4.9.1 Rechnungslegung für Finanzierungsleasing

Bei der Ersterfassung werden die als Finanzierungsleasing gehaltenen Vermögenswerte als Sachanlagen ausgewiesen, und die entsprechende Schuld als Fremdkapital erfasst. Bei Beginn des Leasing-Verhältnisses wird das Finanzierungsleasing mit Beträgen erfasst, die dem beizulegenden Zeitwert des geleasten Vermögenswerts entsprechen, oder, wenn sie niedriger sind, dem Barwert der Mindestleasingzahlungen.

1.4.9.2 Rechnungslegung für Operating Leasing

Zahlungen aus Operating Leasings werden als Aufwendung mit linearer Abschreibung über die Laufzeit des Leasing-Verhältnisses ausgewiesen.

1.4.9.3 Rechnungslegung für Vereinbarungen, die ein Leasing-Verhältnis enthalten

In IFRIC 4 geht es um das Erkennen von Dienstleistungen und Take-or-Pay-Verkäufen oder Kaufverträgen, die nicht die rechtliche Form eines Leasings haben, aber Kunden/Lieferanten Rechte zur Nutzung eines Vermögenswerts oder einer Gruppe von Vermögenswerten als Gegenleistung für eine Zahlung oder eine Reihe festgesetzter Zahlungen einräumen. Verträge, die diese Kriterien erfüllen, müssen entweder als Operating-Leasing- oder Finanzierungsleasing-Verhältnis identifiziert werden. Im letztgenannten Fall müssen die Finanzforderungen so ausgewiesen werden, dass sie die Finanzierung widerspiegeln, die als vom Konzern gewährt erscheint, wo er als Leasinggeber handelnd gilt und seine Kunden als Leasingnehmer.

Diese Interpretation betrifft den Konzern hauptsächlich in folgendem Zusammenhang:

―	einige Kauf- und Verkaufsverträge für Energie, insbesondere wenn der Vertrag dem Käufer der Energie ein Exklusivrecht zur Nutzung eines Produktionsvermögenswerts einräumt;
―	bestimmte Verträge mit Industriekunden im Zusammenhang mit Vermögenswerten, die der Konzern hält.

1.4.10 Vorräte

Vorräte werden nach den Kosten oder dem Nettoveräußerungswert bewertet, in Abhängigkeit davon, welcher der niedrigere ist. Der Nettoveräußerungswert entspricht dem geschätzten Verkaufspreis im gewöhnlichen Geschäftsbetrieb, abzüglich der geschätzten Fertigstellungskosten und der geschätzten Kosten, die für den Absatz nötig sind.

Die Kosten für Vorräte werden nach dem First-in-First-out-Prinzip oder nach der Durchschnittsmethode ermittelt

Eingekaufter Kernbrennstoff verbraucht sich über eine Reihe von Jahren im Prozess der Stromerzeugung. Der Verbrauch dieses Kernbrennstoffvorrats wird nach Schätzungen der Menge erzeugten Stroms pro Einheit Brennstoff erfasst.

Gasvorräte

In die Untergrundlagerstätten injiziertes Gas umfasst Arbeitsgas, das entnommen werden kann, ohne dem Betrieb des Speichers abträglich zu sein, und Kissengas, das untrennbar zu den Speichern gehört und wesentlich für deren Betrieb ist (vgl. Abschnitt 1.4.5 zu Sachanlagen).

Arbeitsgas wird bei den Vorräten eingestuft und zum gewichteten durchschnittlichen Einkaufspreis bei Eintritt in das Weiterleitungsnetz bewertet, unabhängig von seiner Herkunft, einschließlich etwaiger Wiederverdampfungskosten.

Abflüsse aus den Vorräten des Konzerns werden nach dem Prinzip der gewichteten durchschnittlichen Kosteneinheit bewertet.

Ein Wertminderungsaufwand wird ausgewiesen, wenn der Nettoveräußerungswert von Vorräten geringer ist als ihre gewichteten Durchschnittskosten sind.

Treibhausgas-Emissionsrechte

Ausgehend von der Richtlinie 2003/87/EG über ein System für den Handel mit Treibhausgasemissionszertifikaten in der Gemeinschaft wurden mehreren Industriestandorten des Konzerns kostenfrei Treibhausgas-(THG)-Emissionsrechte eingeräumt. Laut Richtlinie müssen die Standorte jedes Jahr eine Zahl Zertifikate in Höhe der Gesamtemissionen aus den Anlagen während des vorhergehenden Kalenderjahrs abgeben. Daher muss der Konzern möglicherweise Emissionszertifikate auf dem Emissionshandelsmarkt erwerben, um einem Mangel an Zertifikaten, deren Abgabe gefordert ist, abzuhelfen.

Da es nach den IFRS keine speziellen Regeln für die buchhalterische Behandlung von THG-Emissionszertifikaten gibt, hat der Konzern entschieden, folgende Prinzipien anzuwenden:

―	Emissionszertifikate werden als Vorräte eingestuft, da sie im Produktionsprozess verbraucht werden;
―	kostenfrei überlassene Emissionszertifikate werden in der Bilanz zum Wert Null ausgewiesen;
―	auf dem Markt erworbene Emissionszertifikate werden als Anschaffungskosten verbucht.

Der Konzern weist am Jahresende eine Schuld für den Fall aus, dass er nicht genug Emissionszertifikate hat, um seine THG-Emissionen während der Periode abzudecken. Diese Schuld wird zum Marktwert der Zertifikate bewertet, die erforderlich sind, um seine Verpflichtungen am Jahresende zu erfüllen.

1.4.11 Finanzinstrumente

Finanzinstrumente werden nach IAS 32 und IAS 39 erfasst und bewertet.

1.4.11.1 Finanzielle Vermögenswerte

Zu den finanziellen Vermögenswerten gehören zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte, Darlehen und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten, einschließlich Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen und finanzielle Vermögenswerte, die erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet werden, einschließlich derivativer Finanzinstrumente. In der Konzernbilanz werden die finanziellen Vermögenswerte als kurzfristige und langfristige Verbindlichkeiten ausgewiesen.

Zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte

Zu den zur Veräußerung verfügbaren finanziellen Vermögenswerten gehören Investitionen des Konzerns in nicht konsolidierte Gesellschaften und Eigenkapital- oder Schuldinstrumente, die nicht die Kriterien für eine Einstufung in eine andere Kategorie erfüllen (siehe unten). Die Kosten werden mit der Durchschnittsmethode ermittelt.

Diese Posten werden beim erstmaligen Ansatz zum beizulegenden Zeitwert bewertet, was allgemein den Erwerbskosten zuzüglich Transaktionskosten entspricht.

Zu jedem Bilanzstichtag werden zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte zum beizulegenden Zeitwert bewertet. Bei börsennotierten Gesellschaften wird der beizulegende Zeitwert nach der Marktpreisnotierung am Bilanzstichtag ermittelt. Bei nicht börsennotierten Gesellschaften wird der beizulegende Zeitwert mit den Standard-Evaluierungstechniken bewertet (Verweis auf ähnliche Transaktionen, abgezinster künftiger Cashflow, Nettovermögenswert usw.). Änderungen des beizulegenden Zeitwerts werden direkt im ergebnisneutral verrechneten Ergebnis erfasst, es sei denn, der Wert der Investition sinkt in einem Maße unter ihre Anschaffungskosten, das als so signifikant oder anhaltend beurteilt wird, dass nötigenfalls ein Wertminderungsaufwand ausgewiesen werden muss. In diesem Fall erscheint der Verlust unter "Wertminderung" im Erlös. Nur Wertminderungsaufwand, der für Schuldinstrumente ausgewiesen ist (Gläubigerpapiere/Schuldverschreibungen), kann durch Erlöse aufgeholt werden.

Darlehen und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten

Dieser Posten enthält hauptsächlich Darlehen und Vorauszahlungen an assoziierte oder nicht konsolidierte Unternehmen, Sicherheitshinterlegungen und Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen.

Beim ersten Ansatz werden diese Darlehen und Forderungen zum beizulegenden Zeitwert zuzüglich Transaktionskosten erfasst. An jedem Bilanzstichtag werden sie zu den fortgeführten Anschaffungskosten mit der Effektivzinssatzmethode bewertet.

Beim ersten Ansatz werden Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen zum beizulegenden Zeitwert erfasst, der im Allgemeinen ihrem Nennwert entspricht. Wertminderungsaufwand wird nach der geschätzten Gefahr der Nichteinbringung erfasst. Dieser Posten enthält auch Beträge, die Kunden aus Fertigungsaufträgen schulden.

Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte

Diese finanziellen Vermögenswerte erfüllen die Kriterien der Qualifikation oder Zuordnung, die in IAS 39 beschrieben sind.

Dieser Posten enthält vor allem zur Handelszwecken gehaltene finanzielle Vermögenswerte und kurzfristige Investitionen, die die Kriterien für die Einstufung als Zahlungsmittel oder Zahlungsmitteläquivalent nicht erfüllen (vgl. Abschnitt 1.4.12). Die finanziellen Vermögenswerte werden am Bilanzstichtag zum beizulegenden Zeitwert bewertet, und Änderungen des beizulegenden Zeitwerts werden in der Gewinn- und Verlustrechnung des Konzerns ausgewiesen.

1.4.11.2 Finanzielle Verbindlichkeiten

Finanzielle Verbindlichkeiten enthalten Fremdkapital, Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten, derivative Finanzinstrumente und sonstige finanzielle Verbindlichkeiten.

In der Konzernbilanz werden die finanziellen Verbindlichkeiten als kurzfristige und langfristige Verbindlichkeiten ausgewiesen. Zu den kurzfristigen finanziellen Verbindlichkeiten gehören:

―	finanzielle Verbindlichkeiten, die innerhalb von 12 Monaten ab Bilanzstichtag beglichen oder fällig werden;
―	finanzielle Verbindlichkeiten, bezüglich derer der Konzern keinen unbedingten Anspruch darauf hat, die Begleichung um mindestens 12 Monate nach Bilanzstichtag zurückzustellen:
―	finanzielle Verbindlichkeiten, die primär für Handelszwecke gehalten werden:
―	derivative Finanzinstrumente, die zur Absicherung des beizulegenden Zeitwerts dienen, deren Basiswert als kurzfristiger Einzelwert klassifiziert ist:
―	alle Warenhandelsderivate, die nicht die Voraussetzung einer Absicherung erfüllen.

Bewertung von Fremdkapital und sonstigen finanziellen Verbindlichkeiten

Fremdkapital und sonstige finanzielle Verbindlichkeiten werden zu den fortgeführten Anschaffungskosten mit der Effektivzinssatzmethode bewertet.

Beim ersten Ansatz werden Emissions- oder Rückzahlungsagios und Abzinsungen und Emissionskosten dem Nominalwert des entsprechenden Fremdkapitals hinzugefügt oder von ihm abgezogen. Diese Posten finden Berücksichtigung, wenn der Effektivzinssatz errechnet wird, sie werden daher nach dem Prinzip der fortgeführten Anschaffungskosten über die Laufzeit des Fremdkapitals in der Gewinn- und Verlustrechnung des Konzerns ausgewiesen.

Bei strukturierten Finanzinstrumenten ohne Eigenkapitalbestandteil kann der Konzern aufgefordert werden, ein "eingebettetes" Derivat aus dem Basisvertrag herauszulösen. Im Folgenden werden die Bedingungen beschrieben, unter denen diese Instrumente herausgelöst werden müssen. Wird ein eingebettetes Derivat aus seinem Basisvertrag herausgelöst, wird der Anfangsbuchwert des strukturierten Instruments in einen eingebetteten Derivatbestandteil, der dem beizulegenden Zeitwert des eingebetteten Derivats entspricht, und eine finanzielle Verpflichtung als Bestandteil aufgegliedert, die der Differenz zwischen dem Emissionsbetrag und dem beizulegenden Zeitwert des eingebetteten Derivats entspricht. Die Trennung der Bestandteile beim ersten Ansatz verursacht keine Gewinne oder Verluste.

Die Schuld wird in der Folge mit der Effektivzinsmethode zu den fortgeführten Anschaffungskosten erfasst, während das Derivat zum beizulegenden Zeitwert bewertet wird, wobei die Änderungen des beizulegenden Zeitwerts in den Erlös eingehen.

Verkaufsoptionen bei nicht-beherrschenden Beteiligungen

Zu den sonstigen finanziellen Verbindlichkeiten gehören Verkaufsoptionen, die der Konzern für nicht-beherrschende Beteiligungen gewährt.

Vor dem 1. Januar 2010 gewährte Verkaufsoptionen bei nicht-beherrschenden Beteiligungen

Da die IFRS keine speziellen Hinweise enthalten und gemäß den Empfehlungen der AMF für die Berichtsperiode 2009 hat der Konzern entschieden, Instrumente, die vor dem 1. Januar 2010 erfasst worden waren, weiterhin nach seiner früheren Rechnungslegungspolitik zu bilanzieren.

―	Wird die Verkaufsoption erstmalig gewährt, wird der Barwert des Ausübungspreises als finanzielle Verbindlichkeit mit einer entsprechenden Verringerung der nicht-beherrschenden Beteiligungen ausgewiesen. Ist der Wert der Verkaufsoption höher als der Buchwert der nicht-beherrschenden Beteiligungen, wird die Differenz als Goodwill ausgewiesen;
―	zu jedem Bilanzstichtag wird die Höhe der finanziellen Verbindlichkeit geprüft, und alle Änderungen des Betrags werden mit einer entsprechenden Anpassung im Goodwill erfasst:
―	Dividendenzahlungen an nicht-beherrschende Beteiligungen führen zu einer Erhöhung des Goodwill;
―	in der Gewinn- und Verlustrechnung des Konzerns wird den nicht-beherrschenden Beteiligungen ihr Anteil am Erlös zugeteilt. In der Konzernbilanz mindert der den nicht-beherrschenden Beteiligungen zugewiesene Erlösanteil den Buchwert des Goodwill. Hinsichtlich der Änderungen des beizulegenden Zeitwerts von Verbindlichkeiten, die gegen den Goodwill gebucht sind, werden keine Finanzierungskosten ausgewiesen.

1.4.11.3 Derivate und Hedge-Accounting

Der Konzern setzt Finanzinstrumente ein, um eine Gefährdung durch Marktrisiken zu handhaben und zu verringern, die sich aus Schwankungen von Zinssätzen, Wechselkursen und Rohstoffpreisen, vor allem bei Gas und Strom, herleiten. Die Nutzung von Derivaten wird durch die Politik des Konzerns zum Umgang mit Risiken aus Zinssätzen, Währung und Waren bestimmt.

Definition und Zweck derivativer Finanzinstrumente

Derivative Finanzinstrumente sind Verträge: (i) deren Wert sich infolge von Änderungen einer oder mehrerer beobachtbarer Variablen ändert; (ii) die keine wesentliche Nettoerstinvestition erfordern und (iii) die zu einem späteren Zeitpunkt beglichen werden.

Zu den Derivate gehören daher Swaps, Optionen, Futures und Swaptions sowie Forwards zum Kauf oder Verkauf von gelisteten und nicht gelisteten Wertpapieren und feste Verpflichtungen oder Optionen, nicht-finanzielle Vermögenswerte zu kaufen oder zu verkaufen, bei denen es um die physische Lieferung des Basiswerts geht.

Bei Käufen und Verkäufen von Strom und Erdgas analysiert der Konzern systematisch, ob der Vertrag innerhalb der "gewöhnlichen" Geschäftstätigkeit geschlossen wurde und daher nicht in die Geltung von IAS 39 fällt. Diese Analyse besteht zunächst darin nachzuweisen, dass der Vertrag zu dem Zweck geschlossen und gehalten wird, die physische Lieferung der Waren vorzunehmen oder abzunehmen, wie es dem erwarteten Bedürfnis des Konzerns von Kauf, Verkauf und Verwendung entspricht.

Der zweite Schritt ist der Nachweis, dass:

―	es nicht Praxis des Konzerns ist, derartige Verträge auf Nettobasis zu begleichen. Insbesondere sieht der Konzern Terminkäufe oder -verkäufe mit der physischen Lieferung des Basiswerts, die dem alleinigen Zweck dienen, die Energievolumen des Konzerns auszugleichen, nicht als netto zu begleichende Verträge an:
―	der Vertrag wird nicht mit dem Ziel ausgehandelt, eine finanzielle Arbitrage zu realisieren:
―	der Vertrag ist kein Äquivalent für eine geschriebene Option. Insbesondere bei den Stromverkäufen, die dem Käufer eine gewisse Flexibilität hinsichtlich der gelieferten Volumen gestatten, unterscheidet der Konzern zwischen Verträgen, die ein Äquivalent für Umsätze von Kapazität sind - die als Transaktionen angesehen werden, die in die gewöhnliche Geschäftstätigkeit fallen -, und solchen, die ein Äquivalent für geschriebene Finanzoptionen sind, die als derivative Finanzinstrumente bilanziert werden.

Nur Verträge, die alle oben genannten Bedingungen erfüllen, unterliegen nicht IAS 39. Eine entsprechende spezielle Dokumentation wird zusammengestellt, um diese Analyse zu stützen.

Eingebettete Derivate

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

Die wichtigsten Verträge des Konzerns, die eingebettete Derivate enthalten könnten, sind Verträge mit Klauseln oder Optionen, die den Vertragspreis, das Volumen oder die Fälligkeit betreffen. Das trifft hauptsächlich auf Verträge zum Kauf oder Verkauf nicht-finanzieller Vermögenswerte zu, deren Preis nach einem Index, dem Umtauschkurs einer Fremdwährung oder dem Preis eines Vermögenswerts berichtigt wird, der nicht Vertragsgegenstand ist.

Eingebettete Derivate werden aus dem Basisvertrag herausgelöst und als Derivate bilanziert, wenn:

―	der Basisvertrag kein Finanzinstrument ist, das ergebniswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet wird:
―	wenn das eingebettete Derivat nach Herauslösung aus dem Basisvertrag die Kriterien für die Klassifizierung als Finanzinstrument erfüllt (Vorhandensein eines Basiswerts, keine wesentliche Nettoerstinvestition, Begleichung zu einem späteren Zeitpunkt) und
―	seine Merkmale nicht eng mit denen des Basisvertrags verbundenen sind. Die Analyse der Merkmale des Derivats bezüglich ihrer "engen Verbundenheit" mit dem Basisvertrag erfolgt, wenn der Vertrag unterzeichnet wird.

Eingebettete Derivate, die aus dem Basisvertrag herausgelöst sind, werden in der Konzernbilanz zum beizulegenden Zeitwert ausgewiesenen, wobei die Änderungen des beizulegenden Zeitwerts bei den Erlösen erfasst sind (sofern nicht das eingebettete Derivat Teil einer designierten Sicherungsbeziehung ist).

Sicherungsinstrumente: Ansatz und Darstellung

Derivate, die die Voraussetzung eines Sicherungsinstruments erfüllen, werden in der Konzernbilanz ausgewiesen und zum beizulegenden Zeitwert bewertet. Doch unterscheidet sich ihre rechnungslegerische Behandlung in Abhängigkeit davon, ob sie eingestuft sind als:

―	Absicherung eines beizulegenden Zeitwerts eines Vermögenswerts oder einer Schuld:
―	Cashflow-Absicherung:
―	Absicherung einer Nettoinvestition in einen ausländischen Geschäftsbetrieb.

Absicherungen eines beizulegenden Zeitwerts

Eine Absicherung eines beizulegenden Zeitwerts wird als Sicherung gegen Änderungen des beizulegenden Zeitwerts eines ausgewiesenen Vermögenswerts oder einer ausgewiesenen Schuld definiert, wie Festzinsdarlehen oder Fremdkapital oder von Vermögenswerten, Verbindlichkeiten oder einer nicht erfassten vertraglichen Verpflichtung in einer Fremdwährung.

Gewinn oder Verlust aus der Neubewertung des Sicherungsinstruments zum beizulegenden Zeitwert werden im Erlös ausgewiesen. Gewinn oder Verlust bei der abgesicherten Position, der dem abgesicherten Risiko zuzuordnen ist, berichtigt den Buchwert der abgesicherten Position und wird auch im Erlös ausgewiesen, auch wenn sich der abgesicherte Posten in einer Kategorie befindet, in der Änderungen des beizulegenden Zeitwerts im Eigenkapital verbucht werden. Diese beiden Anpassungen werden netto in der Gewinn- und Verlustrechnung des Konzerns ausgewiesen, wobei der Nettoeffekt dem unwirksamen Teil der Absicherung entspricht.

Absicherungen des Cashflow

Ein Cash Flow Hedge ist die Absicherung gegen das Risiko schwankender Zahlungsströme, das Auswirkungen auf den Erlös des Konzerns haben könnte. Der abgesicherte Cashflow kann einem besonderen Risiko geschuldet sein in Verbindung mit einem ausgewiesenen finanziellen oder nicht finanziellen Vermögenswert oder mit einer mit hoher Wahrscheinlichkeit eintretenden künftigen Transaktion.

Der Teil des Gewinns oder Verlusts aus einem Sicherungsinstrument, der als effektive Absicherung ermittelt wird, ist direkt im Eigenkapital zu erfassen, abzüglich Steuern, während der unwirksame Teil beim Erlös ausgewiesen wird. Die Gewinne und Verluste, die im Eigenkapital akkumuliert wurden, werden in die Gewinn- und Verlustrechnung des Konzerns unter dem gleichen Titel umgebucht wie Verlust oder Gewinn der abgesicherten Position - d. h. kurzfristiges Betriebsergebnis für operative Cashflows und Finanzerträge oder -aufwendungen für sonstige Cashflows - in den gleichen Perioden, in denen sich der abgesicherte Cashflow auf den Erlös auswirkt.

Wird das Sicherungsverhältnis beendet, vor allem, weil die Absicherung nicht mehr als effektiv gilt, verbleibt der kumulative Gewinn bzw. Verlust aus dem Sicherungsinstrument separat im Eigenkapital, bis es zu der prognostizierten Transaktion kommt. Ist jedoch eine prognostizierte Transaktion nicht länger wahrscheinlich, wird der kumulative Gewinn bzw. Verlust aus dem Sicherungsinstrument im Erlös ausgewiesen.

Absicherung einer Nettoinvestition in einen ausländischen Geschäftsbetrieb

Genau wie beim Cashflow-Hedge ist der Teil des Gewinns oder Verlusts aus einem Sicherungsinstrument, der als effektive Absicherung des Währungsrisikos ermittelt wird, direkt im Eigenkapital zu erfassen, abzüglich Steuern, während der unwirksame Teil beim Erlös ausgewiesen wird. Die Gewinne und Verluste, die im Eigenkapital akkumuliert wurden, werden in die Gewinn- und Verlustrechnung des Konzerns umgebucht, wenn die Investition verkauft wird.

Identifizierung und Dokumentation von Sicherungsverhältnissen

Die Sicherungsinstrumente und die abgesicherten Posten werden zu Beginn des Sicherungsverhältnisses designiert. In jedem Fall wird das Sicherungsverhältnis förmlich dokumentiert unter Angabe der Absicherungsstrategie, der abgesicherten Gefahr und der Methode zur Bewertung der Effektivität der Absicherung. Nur Derivatverträge mit externen Parteien kommen für die Absicherungs-Rechnungslegung in Frage.

Die Effektivität der Absicherung wird zu Beginn des Absicherungsverhältnisses bewertet und dokumentiert und in der Folge fortlaufend über die Perioden, für die die Absicherung designiert wurde. Absicherungen werden als effizient angesehen, wenn Änderungen beim beizulegenden Zeitwert oder Zahlungsströme zwischen dem Hedging-Instrument und dem abgesicherten Posten in einer Spanne von 80% - 125% kompensiert werden.

Die Wirksamkeit der Absicherung wird mit verschiedenen Methoden prospektiv und retrospektiv nachgewiesen, die hauptsächlich auf einem Vergleich von Änderungen beim beizulegenden Zeitwert oder Cashflow zwischen Sicherungsinstrument und abgesichertem Posten beruhen. Auch Methoden, die auf einer Analyse statistischer Korrelationen zwischen Angaben zum Anschaffungspreis basieren, werden eingesetzt.

Derivate, die nicht die Voraussetzungen für ein Hedge-Accounting erfüllen: Erfassung und Darstellung

Bei diesen Posten geht es hauptsächlich um derivative Finanzinstrumente für wirtschaftliche Absicherungen, die nicht oder nicht mehr als Absicherungsverhältnisse für die Zwecke der Rechnungslegung dokumentiert werden.

Erfüllt ein derivatives Finanzinstrument die Voraussetzung für eine Rechnungslegung als Absicherungsverhältnis nicht oder nicht mehr, werden die Änderungen des beizulegenden Zeitwerts direkt im Erlös unter "Marktbewertung" oder "Marktbewertung von Warenverträgen, ohne Trading-Instrumente" im kurzfristigen Betriebsergebnis für Derivate ausgewiesen, wenn nichtfinanzielle Vermögenswerte Vertragsgegenstand sind, und bei den Finanzerträgen oder -aufwendungen für Währung, Zinssatz und Eigenkapitalderivate.

Derivate, die der Konzern in Verbindung mit unternehmenseigenen Energiehandelstätigkeiten und Energiehandel im Namen von Kunden einsetzt, und sonstige Derivate, die in weniger als 12 Monaten auslaufen, werden in der Konzernbilanz unter kurzfristige Vermögenswerte und Schulden ausgewiesen, während Derivate, die nach diesem Zeitraum auslaufen, als langfristige Positionen klassifiziert werden.

Bewertung des beizulegenden Zeitwerts

Der beizulegende Zeitwert von Instrumenten, die auf einem aktiven Markt börsennotiert sind, wird durch den Bezug auf den Marktpreis bestimmt. In diesem Falle werden diese Instrumente auf Stufe 1 der Hierarchie des beizulegenden Zeitwerts dargestellt.

Der beizulegende Zeitwert nicht notierter Finanzinstrumente, für die es keinen aktiven Markt und keine beobachtbaren Marktdaten gibt, wird mit Evaluierungstechniken wie Optionspreismodellen oder der abgezinsten Cashflow-Methode bestimmt.

Die Modelle zur Evaluierung dieser Instrumente berücksichtigen Annahmen, die auf Markt-Input basieren:

―	der beizulegende Zeitwert von Zinsswaps wird nach dem Barwert künftiger Zahlungsströme berechnet;
―	der beizulegende Zeitwert von Devisentermingeschäften und Währungsswaps wird durch Verweis auf die jeweiligen Preise für Verträge mit ähnlichen Fälligkeiten errechnet, indem der künftige Cashflow-Spread abgezinst wird (Differenz zwischen Terminkurs aus dem Vertrag und dem Terminkurs, der nach den neuen Marktbedingungen neu berechnet wird, die auf den Nominalbetrag anzuwenden sind);
―	der beizulegende Zeitwert von Währungsoptionen und Zinsoptionen wird nach Optionspreismodellen berechnet;
―	Warenderivatverträge werden durch Bezug auf gelistete Marktpreise evaluiert, ausgehend vom Barwert künftiger Cashflows (Warenswaps oder Commodity-Termingeschäfte), oder nach Optionspreismodellen (Optionen), in Abhängigkeit davon, wie die Marktpreisvolatilität berücksichtigt werden kann. Verträge mit Fälligkeiten, die die Tiefe von Transaktionen überschreiten, für die Preise beobachtbar sind, oder die besonders komplex sind, können aufgrund interner Annahmen evaluiert werden;
―	im Falle komplexer Verträge mit unabhängigen Finanzinstitutionen verwendet der Konzern ausnahmsweise Werte, die die Gegenpartei festgelegt hat.

Diese Instrumente werden auf Stufe 2 der Hierarchie des beizulegenden Zeitwerts dargestellt, sofern sich die Evaluierung nicht im Wesentlichen auf Daten stützt, die nicht beobachtbar sind; in diesem Fall werden sie auf Stufe 3 der Hierarchie des beizulegenden Zeitwerts dargestellt. Das trifft meist auf Derivate mit einer Fälligkeit zu, die außerhalb des beobachtbaren Zeitraums für die Marktdaten liegt, die sich auf den Basiswert beziehen, oder wenn sich einige Parameter, wie die Volatilität des Basiswerts nicht beobachten lassen.

1.4.12 Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente

Zu diesen Posten gehören Zahlungsmitteläquivalente ebenso wie kurzfristige Investitionen, die leicht in eine bekannte Zahlungsmittelmenge umgewandelt werden können und bei denen die Gefahr einer Änderung ihres Werts nach den Maßstäben in IAS 7 vernachlässigbar scheint.

Kontokorrentkredite fallen nicht in die Berechnung von Zahlungsmitteln und Zahlungsmitteläquivalenten, sie werden unter "Kurzfristiges Fremdkapital" erfasst.

1.4.13 Eigene Aktien

Eigene Aktien werden als Kosten ausgewiesen und vom Eigenkapital abgezogen. Gewinne und Verluste bei Veräußerungen von eigenen Aktien werden direkt in das Eigenkapital gebucht und wirken sich daher nicht auf den Erlös in der Periode aus.

1.4.14 Anteilsbasierte Vergütung

Nach IFRS 2 werden anteilsbasierte Vergütungen, die als Gegenleistung für Dienste gezahlt werden, als Personalkosten gebucht. Diese Dienste werden nach dem beizulegenden Zeitwert der bewilligten Instrumente bewertet.

Bei anteilsbasierten Vergütungen kann es sich um durch Eigenkapital oder bar abzugeltende Instrumente handeln.

Abgeltung durch Eigenkapitalinstrumente

1.4.14.1 Aktienoptionsprogramme

Optionen, die der Konzern seinen Mitarbeitern gewährt, werden am Ausgabetag mit einem Binomialmodell für Optionen ohne Ausübungshürde oder mit einem Monte-Carlo-Preismodell für Optionen mit Ausübungshürde bewertet. Diese Modelle berücksichtigen die Merkmale des entsprechenden Programms (Ausübungspreis, Ausübungszeitraum, Ausübungshürde, falls zutreffend), die Marktdaten zur Zeit der Gewährung (risikofreie Anlage, Aktienpreis, Volatilität, erwartete Dividenden) und eine Verhaltensvermutung gegenüber den Begünstigten. Der ermittelte Wert wird über die Anwartschaftsdauer bei den Personalkosten erfasst, gerechnet gegen das Eigenkapital.

1.4.14.2 Arbeitnehmern gewährte Aktien

Der beizulegende Zeitwert von Bonusaktienprogrammen wird im Verhältnis zum Aktienpreis am Ausgabetag geschätzt, wobei zu berücksichtigen ist, dass über die Anwartschaftsdauer keine Dividenden gezahlt werden, und ausgehend von der geschätzten Umsatzhöhe bei den jeweiligen Mitarbeitern und der Wahrscheinlichkeit, dass der Konzern seine Leistungsziele erfüllen wird. Die Bewertung des beizulegenden Zeitwerts berücksichtigt auch die Nichtübertragbarkeitszeit bei diesen Instrumenten. Die Kosten für den Arbeitnehmern gewährte Aktien werden über die Anwartschaftsdauer auf die Rechte als Aufwand gebucht und gegen das Eigenkapital gerechnet.

Ein Monte-Carlo-Preismodell wird für Performance-Aktien benutzt, die nach freiem Ermessen gewährt werden und bestimmten Leistungskriterien unterliegen.

1.4.14.3 Aktienkaufprogramme für Arbeitnehmer

Die Unternehmenssparpläne des Konzerns ermöglichen den Arbeitnehmern, Aktien zu einem Preis zu zeichnen, der unter dem Marktpreis liegt. Der beizulegende Zeitwert von Instrumenten, die nach Aktienkaufplänen für Arbeitnehmer bewilligt werden, wird am Ausgabetag geschätzt, ausgehend von dem Abschlag, der den Arbeitnehmern eingeräumt wurde, und der Nichtübertragbarkeitsfrist für die gezeichneten Aktien. Die Kosten für die Aktienkaufprogramme für Arbeitnehmer werden vollständig erfasst und gegen das Eigenkapital gerechnet.

Barausgleichsinstrumente

In einigen Ländern, in denen die nationale Gesetzgebung den Konzern daran hindert, seinen Arbeitnehmern Aktienkaufprogramme anzubieten, sind virtuelle Aktienoptionen (share appreciation rights - SARs) die bewilligten Instrumente. SARs werden bar beglichen. Ihr beizulegender Zeitwert wird über die Anwartschaftsdauer auf die Rechte als Aufwand gebucht mit einer Gegenbuchung bei personalbezogenen Verbindlichkeiten.

Änderungen des beizulegenden Zeitwerts der Verbindlichkeit erscheinen für jede Periode im Erlös.

1.4.15 Rückstellungen

1.4.15.1 Rückstellungen für Leistungsverpflichtungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstige langfristige Leistungen für Arbeitnehmer

Je nach geltender Gesetzgebung und Praxis in den Ländern, in denen GDF SUEZ tätig ist, haben die Unternehmen des Konzerns Verpflichtungen im Hinblick auf Pensionen, Vorruhestandszahlungen, Ruhestandsprämien und sonstige Leistungsprogramme. Solche Verpflichtungen gelten generell gegenüber allen Arbeitnehmern in den jeweiligen Unternehmen.

Die Verpflichtungen des Konzerns im Hinblick auf Pensionen und sonstige Leistungen für Arbeitnehmer werden nach IAS 19 erfasst und bewertet. Demzufolge:

―

werden die Kosten für beitragsorientierte Pläne nach der Höhe der Beiträge, die in der Periode zu zahlen sind, als Aufwand erfasst;

―

werden die Verpflichtungen des Konzerns im Hinblick auf Pensionen und sonstige Leistungen für Arbeitnehmer aus den leistungsorientierten Pensionsplänen versicherungsmathematisch nach dem Anwartschaftsbarwertverfahren bemessen. Diese Berechnungen basieren auf Annahmen zu Mortalität, Personalfluktuation und geschätzten künftigen Lohnsteigerungen sowie den Wirtschaftsbedingungen für jedes Land oder jede Tochtergesellschaft des Konzerns. Die Abzinsungssätze werden im Verhältnis zur Rendite qualitativ hochwertiger Industrieanleihen am Bewertungstag in der jeweiligen geografischen Region ermittelt (oder Staatsanleihen in Ländern, in denen es keine repräsentativen Märkte für solche Industrieanleihen gibt).

Rückstellungen werden vorgenommen, wenn Verpflichtungen aus diesen Plänen, abzüglich eines nicht erfassten nachzuberechnenden Dienstzeitaufwands den beizulegenden Zeitwert von Planvermögen überschreiten. Ist das Planvermögen (nötigenfalls gedeckelt) größer als die entsprechenden Verpflichtungen, wird der Mehrbetrag unter "Sonstige kurzfristige Vermögenswerte" oder unter "Sonstige langfristige Vermögenswerte" als Vermögenswert gebucht.

Bezüglich der Leistungsverpflichtungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses hat der Konzern 2006 entschieden, die nach IAS 19 mögliche Option zu nutzen und die Korridormethode aufzugeben.

Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste aus Änderungen der versicherungsmathematischen Annahmen und aus erfahrungsbedingten Anpassungen werden seitdem als ergebnisneutral verrechnetes Ergebnis erfasst. Falls erforderlich, werden Anpassungen aus der Anwendung der Obergrenze auf die Nettovermögenswerte bei überfinanzierten Plänen auf ähnliche Weise behandelt.

Doch werden versicherungsmathematische Gewinne und Verluste bei sonstigen langfristigen Leistungen wie Treueprämien weiterhin unmittelbar im Erlös verbucht.

Der Zinsaufwand bei Pensionen und sonstigen Leistungen für Arbeitnehmer und der erwartete Ertrag aus dem entsprechenden Planvermögen werden als Finanzaufwand dargestellt.

1.4.15.2 Sonstige Rückstellungen

Der Konzern nimmt eine Rückstellung vor, wenn er eine bestehende Verpflichtung hat (gesetzlich oder faktisch), von deren Abgeltung zu erwarten ist, dass sie zu einem Abfluss von Mitteln führt, die wirtschaftlichen Nutzen verkörpern ohne entsprechende Gegenleistung.

Eine Restrukturierungsrückstellung wird gebildet, wenn die allgemeinen Kriterien für das Bilden einer Rückstellung erfüllt sind, d. h. wenn der Konzern einen detaillierten förmlichen Plan für die Restrukturierung hat und angemessene Erwartungen bei denen auslöst, die die Restrukturierung durchführen, indem sie den Plan umsetzen, oder indem die Betreffenden über die Hauptzüge des Plans informiert werden.

Rückstellungen mit einer Fälligkeit von mehr als 12 Monaten werden abgezinst, wenn der Abzinsungseffekt wesentlich ist. Die wichtigsten langfristigen Rückstellungen des Konzerns sind Rückstellungen für die Aufarbeitung radioaktiver Abfälle und ihre Lagerung, Rückstellungen zur Demontage von Anlagen und Rückstellungen für Flächensanierungsaufwand. Der angesetzte Abzinsungssatz (oder die -sätze) spiegelt die gängigen Markteinschätzungen des Zeitwerts des Geldes und die Risiken wider, die der entsprechenden Schuld innewohnen. Aufwendungen für die Auflösung von Abzinsungsanpassungen bei langfristigen Rückstellungen werden als sonstige Finanzerträge und -aufwendungen verbucht.

Eine Rückstellung wird gebildet, wenn der Konzern eine bestehende gesetzliche oder faktische Verpflichtung hat, Anlagen abzubauen oder Flächen zu sanieren. Gleichzeitig wird ein Vermögenswert angesetzt, indem die Verpflichtung zur Demontage in den Buchwert der jeweiligen Anlagen aufgenommen wird. Anpassungen der Rückstellung infolge späterer Änderungen des erwarteten Mittelabflusses, des Zeitpunkts der Demontage oder des Abzinsungssatzes werden symmetrisch vom Aufwand des entsprechenden Vermögenswerts abgezogen oder ihm hinzugefügt. Die Auswirkungen einer Glattstellung der Abzinsung werden für die Periode bei den Aufwendungen verbucht.

1.4.16 Erträge

Die Konzernerträge (wie in IAS 18 definiert) werden in der Hauptsache wie folgt generiert:

―	Energieverkäufe:
―	Erbringen von Dienstleistungen:
―	Leasing-Verträge und Fertigungsaufträge.

Erträge aus dem Verkauf von Waren werden bei Lieferung erfasst, d. h. wenn die Risiken und Chancen am Eigentum auf den Käufer übergehen. Erträge aus Dienstleistungen und Fertigungsaufträgen werden mit der Methode der Teilgewinnrealisierung erfasst. In beiden Fällen werden die Erträge erst angesetzt, wenn der Transaktionspreis feststeht oder zuverlässig ermittelt werden kann und der Eingang der Beträge wahrscheinlich ist.

Erträge werden zum beizulegenden Zeitwert der empfangenen Gegenleistung oder Forderung bewertet. Hat eine aufgeschobene Zahlung eine wesentliche Auswirkung auf die Bewertung des beizulegenden Zeitwerts dieser Gegenleistung, wird das durch Abzinsung künftiger Eingänge berücksichtigt.

1.4.16.1 Energieverkäufe

Diese Erträge enthalten hauptsächlich Verkäufe von Strom und Gas, Transport- und Verteilungsgebühren für Dienstleistungen wie Instandhaltung des Strom- und Gasverteilungsnetzes und Verkäufe von Wärmeversorgungsnetzen.

Ein Teil des Preises, den der Konzern aus langfristigen Energieverkaufsverträgen erhält, kann fix sein und nicht volumenbasiert. In seltenen Fällen kann sich der Festbetrag während der Vertragslaufzeit ändern Nach IAS 18 werden Erträge aus solchen Komponenten auf der Grundlage der linearen Abschreibung erfasst, weil sich der beizulegende Zeitwert für die erbrachten Dienstleistungen im Wesentlichen von einer Periode zur nächsten nicht ändert.

Nach IAS 1 und IAS 18 werden sowohl die unternehmenseigenen Energiehandelstransaktionen als auch der Energiehandel im Namen von Kunden nach Verrechnung von Verkäufen und Käufen bei den "Erträgen" erfasst. Wenn Verkaufsverträge und ähnliche Kaufverträge gegengerechnet werden, oder wenn Verkaufsverträge als Teil einer Kompensationsstrategie geschlossen werden, wird der Beitrag der unternehmensbezogenen Energiehandelstätigkeit (Großhandel oder Arbitrage) zu den Vermögenswerten mit dem Ziel der Optimierung von Produktionsvermögen und der Portfolios für Brennstoffeinkauf/Energieverkauf nach dem gleichen Prinzip auf Nettobasis bei den Erträgen angesetzt.

1.4.16.2 Erbringen von Dienstleistungen

Umwelt

Wasser

Erträge aus Wasserversorgung werden nach an die Kunden gelieferten Volumen erfasst, das entweder konkret gemessen und abgerechnet oder nach Austritt aus dem Versorgungsnetz geschätzt wird.

Für Dienstleistungen im Abwasserbereich und bei der Abwasserreinigung ist der Preis für die Dienstleistungen entweder in der Rechnung für die Wasserversorgung enthalten, oder er wird den lokalen Behörden oder den jeweiligen Industriekunden eigens berechnet.

Provisionen von Konzessionsgebern werden als Erträge verbucht.

Abfalldienste

Erträge aus der Abfallabholung werden generell nach Tonnage und der vom Betreiber bereitgestellten Dienstleistung erfasst.

Erträge aus sonstigen Formen der Aufbereitung (hauptsächlich Sortieren und Verbrennen) werden nach den Volumen erfasst, die der Betreiber verarbeitet hat, sowie nach Nebenerträgen aus Recycling und Wiederverwendung, wie dem Verkauf von Papier, Pappe, Glas, Metall und Kunststoff in den Sortierzentren und dem Verkauf von Strom und Wärme aus den Verbrennungsanlagen.

Energiedienstleistungen

Diese Erträge beziehen sich hauptsächlich auf Installation, Wartung und Energiedienstleistungen und werden gemäß IAS 18 erfasst, wonach Dienstleistungen auf der Grundlage der Teilgewinnrealisierung zu bilanzieren sind.

1.4.16.3 Leasing-Verträge und Fertigungsaufträge

Erträge aus Fertigungsaufträgen werden mit der Methode der Teilgewinnrealisierung und allgemein nach den Festlegungen in IAS 11 ermittelt. Je nach Vertrag kann der Stand der Fertigstellung entweder nach dem Anteil ermittelt werden, den die bis zu diesem Zeitpunkt anfallenden Kosten an den geschätzten Gesamtkosten der Transaktion haben, oder nach dem physischen Fortschritt des Vertrages aufgrund von Faktoren wie vertraglich vereinbarten Phasen.

Die Erträge enthalten auch Erträge aus finanziellen Konzessionsvermögenswerten (IFRIC 12) und Forderungen aus Leasing-Verhältnissen (IFRIC 4).

1.4.17 Kurzfristiges Betriebsergebnis

Das kurzfristige Betriebsergebnis ist ein Indikator, den der Konzern verwendet, um "den Stand der operativen Performance" darzustellen, "der als Teil eines Ansatzes genutzt werden kann, um die wiederkehrende Performance zu prognostizieren". (Das entspricht der CNC-Empfehlung 2009-R03 bezüglich des Formats von Jahresabschlüssen in Gesellschaften, die die IFRS anwenden.) Das kurzfristige Betriebsergebnis ist ein Zwischenwert, der dem Management hilft, die Ertragskraft des Konzerns besser zu verstehen, denn er schließt Elemente aus, die aufgrund ihres ungewöhnlichen, irregulären und langfristigen Wesens an sich schwer vorherzusagen sind. Bei GDF SUEZ geht es bei diesen Elementen um die Marktbewertung für Warenverträge, die nicht zu den zu Handelszwecken gehaltenen Instrumenten gehören, um Wertminderung von Vermögenswerten, Restrukturierungskosten, Änderungen des Konsolidierungskreises und sonstige langfristige Posten; sie sind wie folgt definiert:

―	Die Marktbewertung für Warenverträge, die nicht zu den zu Handelszwecken gehaltenen Instrumenten gehören, entspricht Änderungen des beizulegenden Zeitwerts (Marktbewertung) von Finanzinstrumenten für Commodities, Gas und Strom, die nicht die Voraussetzungen für zu Handelszwecken gehaltene oder Absicherungsinstrumente erfüllen. Diese Verträge werden zur wirtschaftlichen Absicherung geschäftlicher Transaktionen im Energiesektor genutzt. Da Änderungen des beizulegenden Zeitwerts dieser Instrumente, die nach IAS 39 im Erlös bilanziert werden müssen, wesentlich und schwer vorhersagbar sein können, werden sie in einer gesonderten Zeile der Gewinn- und Verlustrechnung des Konzerns dargestellt.
―	Wertminderung enthält Wertminderungsaufwand bei langfristigen Vermögenswerten:
―	Restrukturierungsaufwand betrifft Kosten für ein Restrukturierungsprogramm, das vom Management geplant und überwacht wird, das entweder den Zweck eines von der Gesellschaft ausgeführten Geschäfts oder die Art, in der das Geschäft geführt wird, wesentlich verändert, wenn man die Kriterien aus IAS 37 zugrunde legt:
―	Änderungen des Konsolidierungskreises: Die in dieser Zeile enthaltenen Posten werden in Abschnitt 1.4.3 erläutert:
―	sonstige langfristige Posten umfassen hauptsächlich Kapitalgewinne und -verluste bei Veräußerungen langfristiger Vermögenswerte und bei zur Veräußerung verfügbaren finanziellen Vermögenswerten.

1.4.18 Konsolidierte Kapitalflussrechnung

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

"Erhaltene Zinsen auf langfristige finanzielle Vermögenswerte" werden in die Investitionstätigkeit eingestuft, denn sie stellen einen Ertrag aus Investitionen dar. "Erhaltene Zinsen auf Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente" werden als Bestandteil der Finanztätigkeit ausgewiesen, denn die Zinsen können dazu verwendet werden, den Fremdkapitalaufwand zu verringern. Diese Klassifizierung ist mit der internen Organisation des Konzerns konsistent, bei der Schulden und Zahlungsmittel zentral von der Finanzabteilung verwaltet werden.

Da Wertminderungsaufwand bei kurzfristigen Vermögenswerten als endgültiger Verlust gilt, erscheinen Änderungen bei den kurzfristigen Vermögenswerten abzüglich Wertminderung.

Cashflow im Zusammenhang mit der Zahlung von Steuern erscheint in einer separaten Zeile der konsolidierten Kapitalflussrechnung.

1.4.19 Aufwendungen für Ertragsteuern

Der Konzern errechnet die Steuern gemäß der geltenden Steuergesetzgebung in den Ländern, in denen der Ertrag besteuert wird.

Nach IAS 12 werden latente Steuern mit der Verbindlichkeits-Methode für die temporären Differenzen zwischen den Buchwerten von Vermögenswerten und den Verbindlichkeiten im Konzernabschluss und ihren steuerlichen Grundlagen ausgewiesen, wobei Steuersätze angesetzt werden, die am Bilanzstichtag gelten oder in Kürze gelten werden. Nach den Bestimmungen in IAS 12 werden jedoch keine latenten Steuern für temporäre Differenzen ausgewiesen, die sich aus dem Goodwill ergeben, bei dem ein Wertminderungsaufwand für steuerliche Zwecke nicht abzugsfähig ist, oder aus dem Erstansatz eines Vermögenswerts oder einer Verbindlichkeit in einer Transaktion, die (i) kein Unternehmenszusammenschluss ist und sich (ii) zum Zeitpunkt der Transaktion weder auf die Rechnungslegung für den Ertrag noch die für den steuerbaren Ertrag auswirkt. Zudem werden latente Steueransprüche nur in dem Maße bilanziert, wie es wahrscheinlich ist, dass es einen steuerlichen Ertrag gibt, gegen den die abzugsfähige temporäre Differenz verwendet werden kann.

Temporäre Differenzen aus Neudarstellungen von Finanzierungsleasings führen zu einem Ansatz latenter Steuern.

Eine latente Steuerschuld wird für alle steuerbaren temporären Differenzen im Zusammenhang mit Investitionen in Tochtergesellschaften, Zweigniederlassungen und assoziierte Unternehmen und Beteiligungen an Joint Ventures ausgewiesen, es sei denn, der Konzern ist in der Lage, den Zeitplan für die Aufholung der zeitweiligen Differenz zu überwachen, und es ist wahrscheinlich, dass die zeitweilige Differenz nicht in vorhersehbarer Zukunft aufgeholt wird.

Die Nettoüberschüsse latenter Steuern werden aufgrund des steuerlichen Status jeder Gesellschaft oder nach dem Gesamterlös von Gesellschaften, die Teil der Organschaft des Konzerns sind, berechnet und als Vermögenswerte oder Verbindlichkeiten mit ihrem Nettobetrag je steuerlicher Einheit dargestellt.

An jedem Bilanzstichtag werden die latenten Steuern überprüft, um Faktoren wie die Auswirkung von geänderten Steuergesetzen und die Aussichten auf Erlangung der latenten Steueransprüche aus abzugsfähigen temporären Differenzen zu berücksichtigen.

Latente Steueransprüche und -schulden werden nicht abgezinst.

1.4.20 Ergebnis je Aktie

Das unverwässerte Ergebnis je Aktie wird als Quotient aus dem Konzernergebnis des Jahres und dem gewichteten Durchschnitt der während des Geschäftsjahres in Umlauf befindlichen Stammaktienzahl ermittelt. Die durchschnittliche Anzahl der während des Geschäftsjahres in Umlauf befindlichen Stammaktien ist die Zahl der Stammaktien, die zu Jahresbeginn im Umlauf sind, berichtigt um die Zahl der zurückgekauften oder im Laufe des Jahres ausgegebenen Stammaktien.

Die gewichtete durchschnittliche Anzahl von Aktien und Ergebnissen je Aktie werden dahingehend angepasst, dass die Auswirkung der Umwandlung oder Ausübung von potenziell verwässernden Stammaktien (Optionen, Optionsscheinen und Wandelanleihen usw.) berücksichtigt werden.

2 WICHTIGE ÄNDERUNGEN DER KONZERNSTRUKTUR

2.1 Geschäftsvorfälle im am 31. Dezember 2010 beendeten Jahr

2.1.1 Erwerb einer beherrschenden Beteiligung an Aguas de Barcelona

Der Erwerb einer beherrschenden Beteiligung an den Aktivitäten von Aguas de Barcelona (Agbar) im Wasser- und Umweltbereich durch die GDF SUEZ-Gruppe über SUEZ Environnement wurde am 22. Oktober 2009 angekündigt und am 8. Juni 2010 abgeschlossen. SUEZ Environnement hält jetzt einen Anteil von 75,23% an Agbar (26,67% auf der GDF SUEZ-Ebene) und hat Agbar seit diesem Erwerb voll in seinem konsolidierten Jahresabschluss konsolidiert. Die Criteria CaixaCorp (Criteria) als historischer Partner des Konzerns bei Agbar hält einen Anteil von 24,10%. Die restlichen 0,67% Anteile sind im Besitz von Aktionären, die ihre Aktien bei dem von Agbar vom 10. Mai bis 24. Mai 2010 durchgeführten Delisting-Barabfindungsangebot nicht verkauften (Investition von €273 Mio. für Agbar) und seit jenem Tag ihre Aktien nicht an Agbar verkauft haben. Agbar war vorher im Konzernabschluss quotenkonsolidiert.

Am 8. Juni 2010 verkaufte Agbar seinen gesamten Anteil an Adeslas (Krankenversicherung) für eine Gegenleistung von €687 Mio. an Criteria, und Criteria verkaufte gleichzeitig einige seiner Anteile an Agbar für insgesamt €666 Mio. an den Konzern. Zusätzlich schlossen Criteria und SUEZ Environnement eine Gesellschaftervereinbarung, die SUEZ Environnement die Beherrschung von Hisusa einräumt, der Holdingesellschaft der Agbar-Gruppe.

Der beizulegende Zeitwert der Bareinlage, die zur Erlangung der Beherrschung von Agbar transferiert wurde, beläuft sich auf €666 Mio. (€20 je Aktie). Der Konzern bewertete die früher gehaltenen Anteile zum beizulegenden Zeitwert zum Erwerbszeitpunkt neu, d. h. €20 je Aktie oder einen Gesamtbetrag von €1.374 Mio. Die Auswirkung dieser Neubewertung auf die Gewinn- und Verlustrechnung ist ein Gewinn von €167 Mio., ausgewiesen als "Änderungen des Konsolidierungskreises" unter "Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit" (vgl. Erläuterung 5.4 "Änderungen des Konsolidierungskreises").

Der Konzern beschloss, die nicht-beherrschende Beteiligung ausgehend von dem Anteil zu bemessen, den sie an den identifizierbaren Nettovermögenswerten von Agbar darstellt.

Am 31. Dezember 2010 war die Bilanzierung des Unternehmenszusammenschlusses abgeschlossen.

Die folgende Tabelle zeigt die identifizierbaren Vermögenswerte und Schulden zu den beizulegenden Zeitwerten zum Erwerbszeitpunkt:

in Millionen Euro
Langfristige Vermögenswerte
Immaterielle Vermögenswerte, netto	1.569
Sachanlagen, netto	3.331
Sonstige langfristige Vermögenswerte	503
Latente Steueransprüche	258
Kurzfristige Vermögenswerte
Sonstige kurzfristige Vermögenswerte	789
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	1.105
Langfristige Schulden
Sonstige langfristige Schulden	2.596
Latente Steuerschulden	470
Kurzfristige Schulden
Sonstige kurzfristige Schulden	1.258
SUMME NETTOVERMÖGENSWERTE (100%)	3.231
Transferierter Erwerbspreis	666
Neubewertung des zuvor gehaltenen Eigenkapitalanteils	1.374
Nicht-beherrschende Beteiligungen	1.585
GOODWILL	394

Der Goodwill in Höhe von €394 Mio. spiegelt hauptsächlich den Marktanteil, das Potenzial für internationales Wachstum und die erwarteten Synergien im Konzern wider.

Die Wirkung dieser Transaktion eingeschlossen beläuft sich der Beitrag von Agbar zu den konsolidierten Umsatzerlösen des Konzerns auf €1.931 Mio.

Hätte der Erwerb am 1. Januar 2010 stattgefunden, wäre der Beitrag von Agbar zu den konsolidierten Umsatzerlösen des Konzerns €50 Mio. größer gewesen.

2.1.2 Chile

Am 6. November 2009 beschlossen die GDF SUEZ-Gruppe über ihre Tochtergesellschaft SUEZ Energy Andino SA ("SEA") und die Corporación Nacional del Cobre de Chile ("Codelco"), ihre jeweiligen Anteile an bestimmten Unternehmen, die im Chilean Northern Interconnected System ("SING") (chilenisches nördliches Verbundsystem) tätig sind, neu zu organisieren, indem sie eine Fusionsvereinbarung schlossen. Die Hauptzwecke der Fusion waren, die Gesellschafts- und Besitzstruktur der verschiedenen Energieunternehmen zu vereinfachen, und für GDF SUEZ ging es darum, die alleinige Beherrschung dieser Unternehmen zu erlangen, um die Entscheidungsfindung im Hinblick auf Effizienz und Qualität zu verbessern.

Nach Abschluss der Fusion am 29. Januar 2010 wurden Gasoducto NorAndino SA ("GNAC") und Gasoducto NorAndino Argentina SA ("GNAA"), früher vom Konzern beherrscht, und Electroandina SA ("Electroandina"), Distrinor SA ("Distrinor'') und Central Termoeléctrica Andina SA ("CTA"), früher gemeinschaftlich vom Konzern und Codelco beherrscht, zu Tochtergesellschaften von E-CL SA ("E-CL", früher Edelnor SA). Die Beteiligung des Konzerns an Inversiones Hornitos SA ("CTH"), die gemeinschaftlich mit der Amsa Holding beherrscht wurde, ist auch auf E-CL übergegangen.

Aller zuvor mit Codelco bestehenden Gesellschaftervereinbarungen wurden beendet. Über seine Tochtergesellschaft SEA hat der Konzern nun eine beherrschende Beteiligung von 52,4% an E-CL. Das restliche Kapital von E-CL ist zwischen Codelco (40,0%) und einem Streubesitz an der Börse von Santiago (7,6%) gesplittet. Seit 29. Januar sind E-CL und seine Tochtergesellschaften im Konzernabschluss vollkonsolidiert, mit Ausnahme von CTH, das weiterhin quotenkonsolidiert wird.

Die Evaluierung der verschiedenen Unternehmen zur Berechnung der Tauschbedingungen für die Fusion basierte auf dem abgezinsten Cashflow. Nach der beherrschenden Beteiligung an Electroandina, Distrinor, CTA und E-CL und gemäß der überarbeiteten Fassung von IFRS 3 bewertete der Konzern seinen zuvor gehaltenen Eigenkapitalanteil an den genannten Unternehmen neu zum beizulegenden Zeitwert und wies die verwässernde Wirkung bei seinen CTA-Anteilen aus. Im Ergebnis dessen wurden ein Gewinn von €167 Mio. (einschließlich €148 Mio. aus der Neubewertung der zuvor gehaltenen Anteile), zuzüglich erwerbsbezogener Kosten von €2 Mio., in der Gewinn- und Verlustrechnung bei "Änderungen des Konsolidierungskreises" unter "Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit" (vgl. Erläuterung 5.4 "Änderungen des Konsolidierungskreises") ausgewiesen.

Der Konzern entschied, die nicht-beherrschende Beteiligung nach ihrer Quote an den identifizierbaren Nettovermögenswerten zu bemessen.

Der beizulegende Zeitwert der transferierten Gegenleistung besteht aus dem beizulegenden Zeitwert der getauschten Eigenkapitalanteile von €80 Mio. und einem bar eingezahlten Betrag von €93 Mio.

Am 31. Dezember 2010 war die Bilanzierung des Unternehmenszusammenschlusses abgeschlossen.

Die folgende Tabelle zeigt die identifizierbaren Vermögenswerte und Schulden von Electroandina, Distrinor, E-CL und CTA zu den beizulegenden Zeitwerten zum Erwerbszeitpunkt:

in Millionen Euro
Langfristige Vermögenswerte
Immaterielle Vermögenswerte, netto	322
Sachanlagen, netto	884
Sonstige langfristige Vermögenswerte	70
Kurzfristige Vermögenswerte
Sonstige kurzfristige Vermögenswerte	175
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	144
Langfristige Schulden
Sonstige langfristige Schulden	150
Latente Steuerschulden	124
Kurzfristige Schulden
Sonstige kurzfristige Schulden	405
SUMME NETTOVERMÖGENSWERTE (100%)	915
Transferierter Erwerbspreis	173
Neubewertung des zuvor gehaltenen Eigenkapitalanteils	307
Nicht-beherrschende Beteiligungen	435
GOODWILL	0

Die Auswirkung dieser Unternehmenserwerbe auf die konsolidierte Kapitalflussrechnung - also die Barauszahlung beim Erwerb, abzüglich der erworbenen Zahlungsmittel, zuzüglich der gezahlten erwerbsbezogenen Kosten - war ein Minusbetrag von €6 Mio.

Die zusätzlichen Beiträge zu den konsolidierten Umsatzerlösen und zum Konzernanteil am Jahresüberschuss ab dem Erwerbszeitpunkt bis zum Jahresende belaufen sich auf €498 Mio. bzw. €25 Mio.

Hätte die Fusion am 1. Januar 2010 stattgefunden, wäre der Beitrag zu den Umsatzerlösen und zum Konzernanteil am Jahresüberschuss um €34 Mio. bzw. €3 Mio. größer gewesen.

2.1.3 Abwicklung von gegenseitigen Beteiligungen an Wasserversorgungsunternehmen mit der Gruppe Veolia Environnement

Nach Beratungen mit den Personalvertretungen der betreffenden Unternehmen und nach Zustimmung der europäischen Wettbewerbsbehörden kündigten SUEZ Environnement und die Gruppe Veolia Environnement am 23. März 2010 die Auflösung aller ihrer gegenseitigen Beteiligungen an Wasserversorgungsunternehmen in Frankreich an.

Diese Unternehmen waren zuvor durch GDF SUEZ quotenkonsolidiert.

Nach Abschluss dieses Prozesses, der am 19. Dezember 2008 begonnen hatte, gehören SUEZ Environnement über ihre Tochtergesellschaft Lyonnaise des Eaux die folgenden acht Unternehmen vollständig:

―	Société d'Exploitation du Réseau d'Assainissement de Marseille (SERAM);
―	Société Provence des Eaux (SPE);
―	Société des Eaux du Nord (SEN) und deren Tochtergesellschaften;
―	Société des Eaux de Versailles et de Saint Cloud (SEVESC) und deren Tochtergesellschaften;
―	Société Martiniquaise des Eaux (SME);
―	Société Guyanaise des Eaux (SGDE);
―	Société Stéphanoise des Eaux (SSE);
―	Société Nancéienne des Eaux (SNE).

Diese Unternehmen sind nun durch GDF SUEZ vollkonsolidiert.

Lyonnaise des Eaux verkaufte gleichzeitig alle Anteile an der Societe des Eaux de Marseille und der Societe des Eaux d'Arles an Veolia-Eau und generierte einen konsolidierten Kapitalgewinn von €81 Mio. (vgl. Erläuterung 5.4 "Änderungen des Konsolidierungskreises").

Der Konzern bewertete die Anteile an den oben genannten acht Unternehmen, die zuvor von Lyonnaise des Eaux gehalten wurden, zum beizulegenden Zeitwert zu ihrem Erwerbszeitpunkt. Der Gesamtbetrag belief sich auf €148 Mio. Die Auswirkung dieser Neubewertung auf die Gewinn- und Verlustrechnung ist ein Gewinn von €120 Mio., ausgewiesen als "Änderungen des Konsolidierungskreises" unter "Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit" (vgl. Erläuterung 5.4 "Änderungen des Konsolidierungskreises").

Am 31. Dezember 2010 war die Bilanzierung des Unternehmenszusammenschlusses endgültig.

Die folgende Tabelle zeigt die identifizierbaren Vermögenswerte und Schulden zu den beizulegenden Zeitwerten zum Erwerbszeitpunkt:

in Millionen Euro
Langfristige Vermögenswerte
Immaterielle Vermögenswerte, netto	265
Sachanlagen, netto	72
Sonstige langfristige Vermögenswerte	1
Latente Steueransprüche	16
Kurzfristige Vermögenswerte
Sonstige kurzfristige Vermögenswerte	16
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	30
Langfristige Schulden
Sonstige langfristige Schulden	182
Latente Steuerschulden	61
Kurzfristige Schulden
Sonstige kurzfristige Schulden	81
SUMME NETTOVERMÖGENSWERTE (100%)	76
Transferierter Erwerbspreis	131
Neubewertung des zuvor gehaltenen Eigenkapitalanteils	148
GOODWILL	203

Der geschätzte Betrag für Rückstellungen wurde nach den Grundsätzen des überarbeiteten IFRS 3 ausgewiesen, wonach Rückstellungen für Eventualschulden zu bilden sind, die aus einem Gerichtsverfahren resultieren, das zum Erwerbszeitpunkt anhängig ist (vgl. Erläuterung 26 "Gerichts- und wettbewerbsrechtliche Verfahren").

Der Goodwill in Höhe von €203 Mio. stellt im Wesentlichen den Marktanteil sowie die erwarteten Synergien mit dem Konzern dar.

Die Zusatzwirkung auf die konsolidierten Umsatzerlöse seit Inkrafttreten dieser Transaktion ist ein Plus von €10 Mio. für 2010.

2.1.4 Erwerb von beherrschenden Anteilen an Astoria

Am 7. Januar 2010 erhöhte der Konzern seine Beteiligung am mit Erdgas betriebenen 575-MW- Kraftwerk Astoria Energy I in Queens, New York, auf 65,4%. Nach diesem Erwerb erlangte der Konzern effektiv die Beherrschung über dieses Kraftwerk, das folglich seit dem Erwerbstag im Konzernabschluss vollkonsolidiert ist. Vor diesem Erwerb wurde der Anteil des Konzerns an dem Kraftwerk seit 16. Mai 2008 (14,8%) nach der Equity-Methode bilanziert. Der beizulegende Zeitwert der in Form einer Barzahlung transferierten Gegenleistung zum Erwerbszeitpunkt belief sich auf €148 Mio. Der Konzern hat sich verpflichtet, eine zusätzliche Gegenleistung zu transferieren, die durch die Leistung von Astoria Energy I bedingt ist. Der beizulegende Zeitwert der bedingten Erwerbsgegenleistung zum Erwerbszeitpunkt wird auf €8 Mio. geschätzt.

Am 31. Dezember 2010 war die Bilanzierung des Unternehmenszusammenschlusses endgültig. Der bei diesem Unternehmenszusammenschluss erfasste Goodwill-Betrag war nicht wesentlich.

Seit dem Erwerbszeitpunkt beträgt der Beitrag von Astoria zu den Umsatzerlösen €189 Mio. Sein Beitrag zum Konzernanteil am Jahresüberschuss für 2010 ist nicht wesentlich.

2.1.5 Veräußerung von Beteiligungen an der Fluxys-Gruppe und Fluxys LNG

Im Kontext von Änderungen des rechtlichen Umfelds und gemäß dem Gas-Gesetz, das festlegt, dass Lieferanten oder die mit ihnen verbundenen Unternehmen nicht mehr als 24,99% des Stammkapitals oder von Stimmrechtsaktien an einem Unternehmen zum Betreiben einer Transportinfrastruktureinrichtung halten dürfen, schlossen GDF SUEZ und im Publigaz im März 2010 eine Vereinbarung über den Verkauf der gesamten Beteiligung des Konzerns an Fluxys (38,5%).

Die Transaktion fand am 5. Mai 2010 statt. 270.530 Aktien wurden zu einem Preis von €2.350 je Aktie für insgesamt €636 Mio. verkauft.

Die Vereinbarung mit Publigaz sah auch die Übertragung der 6,8% Beteiligung des GDF SUEZ-Konzerns an Fluxys LNG auf Fluxys vor. Am 5. Mai 2010 zog sich GDF SUEZ durch den Verkauf der Aktien für €28 Mio. gänzlich aus dem Kapital von Fluxys LNG zurück.

Dieser Geschäftsvorfall stellt einen konsolidierten Kapitalgewinn von €422 Mio. für GDF SUEZ dar (vgl. Erläuterung 5.4 "Änderungen des Konsolidierungskreises").

Am 31. Dezember 2009 machte der Beitrag dieser Unternehmen zum Jahresüberschuss assoziierter Unternehmen €57 Mio. aus.

2.1.6 Verkauf von Elia

Am 10. Mai 2010 schloss GDF SUEZ den Verkauf der Beteiligung von 12,5%, die die Konzerntochter Electrabel SA an Elia SA (Elia) hielt, an Publi-T ab. 6.035.522 Aktien wurden zu einem Preis von €26,50 je Aktie für insgesamt €160 Mio. verkauft.

Am 18. Mai 2010 verkaufte der Konzern auch seine übrige Beteiligung von 11,7% an Elia SA zu einem Preis von €27 je Aktie für insgesamt €153 Mio. Nach diesem zweiten Geschäftsvorfall besitzt der Konzern keine Elia-Aktien mehr.

Diese Verkäufe generierten einen konsolidierten Kapitalgewinn von €238 Mio. für GDF SUEZ (vgl. Erläuterung 5.4 "Änderungen des Konsolidierungskreises").

Am 31. Dezember 2009 machte der Beitrag von Elia zum Jahresüberschuss assoziierter Unternehmen €23 Mio. aus.

2.1.7. Sonstige Geschäftsvorfälle im Jahre 2010

2010 fanden mehrere sonstige Erwerbe und Eigenkapitaltransaktionen statt, darunter der Buy-out nicht beherrschender Beteiligungen an Gaselys, der Erwerb einer beherrschenden Beteiligung an GNL Mejillones in Chile und die Quotenkonsolidierung der PTTNGD-Geschäfte in Thailand nach der Satzungsänderung des Unternehmens. Die Einzel- und Gesamtwirkungen dieser Geschäftsvorfälle auf den Konzernabschluss sind nicht wesentlich.

2.2 Aktualisierung betreffend die wichtigsten Erwerbe 2009: Abschluss dieser Geschäftsvorfälle nach der Neubewertungsmethode im Jahr 2010

2.2.1 Europäische Kapazitätstausch-Vereinbarungen

Am 31. Juli 2009 unterzeichneten Electrabel und E.ON die endgültigen Vereinbarungen über den Tausch von konventioneller und Kernkraftwerkskapazität. Die Vereinbarungen wurden von den Aufsichtsräten beider Parteien und den zuständigen Wettbewerbsbehörden geprüft, der Tausch wurde am 4. November 2009 durchgeführt.

Bei Abschluss des Geschäftsvorfalls hatte Electrabel von E.ON eine Gesamtkapazität von 860 MW aus konventionellen Kraftwerken und gut 132 MW aus Wasserkraftwerken für eine Gegenleistung von €551 Mio. erworben. Dieser Erwerb erfüllt die Voraussetzungen eines Unternehmenszusammenschlusses. Ein vorläufiger Goodwill von €453 Mio. wurde am 31. Dezember 2009 angesetzt.

Am 31. Dezember 2010 schloss der Konzern seine Ermittlung des beizulegenden Zeitwerts der erworbenen Kraftwerke ab. Der endgültige Goodwill beträgt €118 Mio.

Es sei darauf verwiesen, dass die sonstigen Auswirkungen der Vereinbarung mit E.ON 2009 folgende waren:

Electrabel verkaufte an E.ON das Kohle- und Biomasse-Kraftwerk Langerlo (556 MW) sowie das mit Gas betriebene Kraftwerk Vilvoorde (385 MW). Diese Transaktion wurde für den Betrag von €505 Mio. durchgeführt und generierte Kapitalgewinne von €108 Mio. im Konzernabschluss von GDF SUEZ.

Der Konzern erwarb für 700 MW Entnahmerechte aus Kernkraftwerken in Deutschland, die im Hinblick auf künftig zu erhaltende Lieferungen unter sonstige Forderungen ausgewiesen werden.

Der Konzern verkaufte auch für etwa 770 MW Entnahmerechte aus Kernkraftanlagen mit Auslieferungsorten in Belgien und den Niederlanden, die im Hinblick auf künftige Stromlieferverpflichtungen als erhaltene Anzahlungen ausgewiesen sind.

Bei diesen Geschäftsvorfällen wurden zwischen Electrabel und E.ON keine Zahlungsmittel ausgetauscht.

2.2.2 Sonstige Erwerbe

2009 kam es zu verschiedenen weiteren Erwerben, die einzeln nicht wesentlich waren.

Die Zuteilung der Kosten dieser Unternehmenszusammenschlüsse wurde 2010 abgeschlossen, wirkte sich aber nicht wesentlich auf die Jahresabschlüsse aus.

2.3 Sonstige Geschäftsvorfälle im Jahre 2009

Im Rahmen der Verpflichtungen gegenüber der Europäischen Kommission im Zusammenhang mit der Fusion beider Konzerne haben SUEZ und Gaz de France vereinbart, eine Anzahl von Veräußerungen von Beteiligungen durchzuführen. 2009 gab es folgende Geschäftsvorfälle:

―	am 20. Januar 2009 schloss GDF SUEZ den Verkauf aller seiner Anteile an der belgischen Gesellschaft Segebel an Centrica ab (sie machen 50% des ausgegebenen Kapitals von Segebel aus). Segebel hält 51% an SPE. Die Aktien wurden für €585 Mio. verkauft, der Verkauf generierte keinen Kapitalgewinn;
―	als Teil der Verpflichtungen gegenüber der belgischen Regierung (Vereinbarung Pax Electrica II) traf der Konzern am12. Juni 2008 Vereinbarungen mit SPE, um den Anteil dieses Unternehmens an der belgischen Stromproduktion zu erhöhen. Die Vereinbarung zum Tausch einer Kapazität von 100 MW und die Vereinbarung, eine Kapazität von 250 MW an SPE zu verkaufen, traten in der ersten Hälfte 2009 in Kraft. Der Verkauf eines Anteils von 6,2% an Kernkraftanlagen in Miteigentümerschaft für €180 Mio. generierte einen Kapitalgewinn von €70 Mio.;
―	als Teil der Neuorganisation seiner Beteiligung an Fluxys stimmte GDF SUEZ zu, die Anteile an Fluxys an Publigaz zu verkaufen, so dass der Anteil von Publigaz an Fluxys nun 51,28% ausmacht. Der Geschäftsvorfall war am 18. Mai 2009 ordnungsgemäß abgeschlossen und erbrachte einen Kapitalgewinn von €87 Mio.

Als Teil der Vereinbarung zum Verkauf von Distrigas an ENI schloss der Konzern mehrere Vereinbarungen in den Gas- und Stromsektoren ab, einschließlich des Erwerbs einer Kapazität von 1.100 MW virtueller Kraftwerksproduktion (VPP) in Italien für €1.210 Mio., von Lieferverträgen, Vermögenswerten für Exploration und Produktion und des Erdgasversorgungsnetzes der Stadt Rom von ENI.

Am 31. Dezember 2009 waren alle diese Geschäftsvorfälle abgeschlossen, mit Ausnahme des Erwerbs des Erdgasversorgungsnetzes der Stadt Rom. Per 31. Dezember 2010 laufen die Verhandlungen mit ENI noch, es geht um den Versuch einer alternativen Lösung, die mit den eingegangenen Verpflichtungen konsistent ist.

3 SEGMENTBERICHTERSTATTUNG

3.1 Geschäftssegmente

Gemäß den Bestimmungen in IFRS 8 - Geschäftssegmente - wurden die Geschäftssegmente zur Darstellung der Segmentberichterstattung auf der Basis interner Berichte identifiziert, die das Management Committee des Konzerns verwendet, um den Segmenten Mittel zuzuweisen und ihre Leistungsfähigkeit zu bewerten. Das Management Committee ist der "Hauptentscheidungsträger" des Konzerns im Sinne der von IFRS 8 vorgegebenen Bedeutung.

Der Konzern hat daher zehn Geschäftssegmente identifiziert:

―

Die Sparte Energy France - die Tochtergesellschaften in diesem Geschäftssegment erzeugen Strom und verkaufen Erdgas, Strom und Dienstleistungen an Privatpersonen, Kleinbetriebe und Unternehmen in Frankreich;

―

Die Business Area Energy Benelux & Germany - die Tochtergesellschaften in diesem Geschäftssegment erzeugen und verkaufen Strom und/oder Gas in Belgien, den Niederlanden, Luxemburg und Deutschland;

―

die Business Area Energy Europe - diese Tochtergesellschaften erzeugen Strom und/oder sorgen für die Weiterleitung von Strom und Gas und erbringen Verteilungs- und Verkaufsdienstleistungen in Europa (ohne Frankreich, Benelux und Deutschland);

―

die Business Area Energy North America - diese Tochtergesellschaften erzeugen Strom und/oder erbringen Strom- und Gas-Verkaufsdienstleistungen in den USA, Mexiko und Kanada. Sie sind auch im LNG-Import- und Wiederverdampfungsgeschäft tätig;

―

die Business Area Energy Latin America - die Tochtergesellschaften dieses Geschäftssegments erzeugen Strom und/oder sorgen für die Weiterleitung von Strom und Gas und erbringen Verteilungsdienstleistungen in Lateinamerika. Seit 2010 sind sie auch im LNG-Import- und Wiederverdampfungsgeschäft in Chile tätig

―

die Business Area Energy Middle East, Asia & Africa - die Tochtergesellschaften dieses Segments erzeugen und verkaufen Strom in Thailand, Laos, Singapur, der Türkei und auf der arabischen Halbinsel. Sie erbringen auch Dienstleistungen der Meerwasserentsalzung auf der arabischen Halbinsel;

―

die Sparte Global Gas & LNG - diese Tochtergesellschaften liefern Gas an den Konzern und verkaufen Energie und Dienstleistungspakete an die größten Player in Europa, dabei nutzen sie die unternehmenseigene Produktion sowie langfristige Gas- und LNG-Verträge;

―

die Sparte Infrastructures - die Tochtergesellschaften dieses Segments betreiben den Transport, die Speicherung und Verteilungsnetze für Gas und Strom sowie LNG-Terminals im Wesentlichen in Frankreich und Deutschland. Sie verkaufen auch Zugangsrechte für diese Infrastruktureinrichtung an Dritte;

―

die Sparte Energy Services - diese Tochtergesellschaften erbringen Dienstleistungen im ingenieurtechnischen Bereich, in Installation, Instandhaltung und durch übertragene Management-Aufgaben, insbesondere in Verbindung mit Strom- und Wärmeerzeugungseinrichtungen, Pipeline-Systemen und Energienetzen;

―

die Sparte SUEZ Environnement - die Tochtergesellschaften dieses Geschäftssegments beliefern Privatkunden, örtliche Behörden und Industriekunden mit:

―	Dienstleistungen der Wasserverteilung und -behandlung, vor allem aus Konzessionsverträgen (Wassermanagement) und Dienstleistungen im Bereich Projektierung und Bau von Wasseraufbereitungsanlagen (Turnkey Engineering);
―	und Dienstleistungen der Abfallabholung und -aufbereitung, einschließlich Sortieren, Recycling, Kompostierung, Deponierung, Energierückgewinnung und Sondermüllaufbereitung.

Die Zeile "Sonstige" in der folgenden Tabelle enthält Beiträge aus Unternehmensgruppen und Gesellschaften, bei denen der Finanzierungsbedarf des Konzerns zentralisiert ist. Sie enthält keine Holdinggesellschaften, die als führende Unternehmen einer Sparte agieren, diese sind dem jeweiligen Geschäftssegment zugeordnet.

Die Methoden zum Ansatz und zur Bewertung dieser Segmente für die interne Berichterstattung sind die gleichen wie die zur Erstellung des Konzernabschlusses. Das EBITDA und das eingesetzte Industriekapital werden mit dem Konzernabschluss abgestimmt.

Die Hauptbeziehungen zwischen Geschäftssegmenten bestehen (i) zwischen Energy France und Infrastructures und (ii) zwischen Global Gas & LNG und Energy France/Energy Benelux & Germany.

Dienstleistungen im Zusammenhang mit der Nutzung der Gasinfrastruktur des Konzerns in Frankreich werden nach einem regulierten Tarif abgerechnet, der für alle Netznutzer gilt, mit Ausnahme der Speicherinfrastruktur. Die Preise für Vorhaltung und Nutzung von Speichereinrichtungen werden von den Betreibern der Speicher festgelegt und basieren auf Versteigerungen der verfügbaren Kapazität.

Verkäufe im kleinen Maßstab zwischen Global Gas & LNG und Energy France werden nach der Bereitstellungskostenformel durchgeführt, mit der die regulierten Preise errechnet werden, die die französische Energieregulierungskommission (CRE) genehmigt hat.

Aufgrund der Spannbreite seiner Sparten und ihrer geografischen Verteilung bedient der Konzern ein sehr vielfältiges Spektrum an Kunden und Situationen (Industrie, lokale Behörden und Privatkunden). Demzufolge vereint kein externer Kunde einzeln 10% und mehr der konsolidierten Umsatzerlöse des Konzerns auf sich.

3.2 Schlüsselindikatoren nach Geschäftssegment

• UMSATZERLÖSE

in Millionen Euro	31. Dez. 2010			31. Dez. 2009
	Externe Erträge	Erträge innerhalb des Konzerns	Summe	Externe Erträge	Erträge innerhalb des Konzerns	Summe
Energy France	14.982	475	15.457	13.954	434	14.388
Energy Europe & International	31.770	277	32.047	28.350	245	28.594
davon: Energy Benelux & Germany	14.257	970	15.228	13.204	964	14.168
Energy Europe	8.084	659	8.743	7.746	515	8.261
Energy North America	4.215	61	4.276	3.877	45	3.922
Energy Latin America	3.208	0	3.208	2.013	0	2.013
Energy Middle East, Asia & Africa	2.007	0	2.007	1.511	0	1.511
Eliminierungen innerhalb der Sparte		(1.414)	(1.414)		(1.280)	(1.280)
Global Gas & LNG	9.173	11.620	20.793	10.657	9.813	20.470
Infrastructures	1.203	4.688	5.891	1.043	4.570	5.613
Energy Services	13.486	209	13.695	13.621	193	13.814
SUEZ Environnement	13.863	6	13.869	12.283	13	12.296
Sonstige	0	0	0	0	0	0
Eliminierungen innerhalb des Konzerns		(17.274)	(17.274)		(15.267)	(15.267)
SUMME UMSATZERLÖSE	84.478	0	84.478	79.908	0	79.908

• EBITDA

in Millionen Euro	31. Dez. 2010	31. Dez. 2009
Energy France	1.023	366
Energy Europe & International	5.831	5.027
davon: Energy Benelux & Germany	2.272	2.123
Energy Europe	1.163	1.011
Energy North America	617	657
Energy Latin America	1.475	1.023
Energy Middle East, Asia & Africa	406	285
Global Gas & LNG	2.080	2.864
Infrastructures	3.223	3.026
Energy Services	923	921
SUEZ Environnement	2.339	2.060
Sonstige	(332)	(253)
SUMME EBITDA	15.086	14.012

• KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS

in Millionen Euro	31. Dez. 2010	31. Dez. 2009
Energy France	646	288
Energy Europe & International	3.937	3.534
davon: Energy Benelux & Germany	1.657	1.574
Energy Europe	646	581
Energy North America	298	429
Energy Latin America	1.126	833
Energy Middle East, Asia & Africa	317	197
Global Gas & LNG	961	1.450
Infrastructures	2.071	1.947
Energy Services	598	598
SUEZ Environnement	1.025	926
Sonstige	(443)	(395)
SUMME KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS	8.795	8.347

• ABSCHREIBUNG

in Millionen Euro	31. Dez. 2010	31. Dez. 2009
Energy France	(418)	(31)
Energy Europe & International	(1.811)	(1.309)
davon: Energy Benelux & Germany	(563)	(381)
Energy Europe	(492)	(421)
Energy North America	(310)	(230)
Energy Latin America	(346)	(187)
Energy Middle East, Asia & Africa	(101)	(89)
Global Gas & LNG	(1.158)	(1.378)
Infrastructures	(1.159)	(1.083)
Energy Services	(296)	(294)
SUEZ Environnement	(975)	(838)
Sonstige	(85)	(65)
SUMME ABSCHREIBUNG	(5.902)	(4.998)

• WERTMINDERUNG VON SACHANLAGEN, IMMATERIELLEN UND FINANZIELLEN VERMÖGENSWERTEN

in Millionen Euro	31. Dez. 2010	31. Dez. 2009
Energy France	(87)	(28)
Energy Europe & International	(371)	(134)
davon: Energy Benelux & Germany	(43)	(111)
Energy Europe	(306)	(4)
Energy North America	(12)	(9)
Energy Latin America	(9)	(5)
Energy Middle East, Asia & Africa	0	0
Global Gas & LNG	(641)	(179)
Infrastructures	(192)	(2)
Energy Services	(39)	7
SUEZ Environnement	(85)	(85)
Sonstige	(52)	(51)
SUMME WERTMINDERUNG VON SACHANLAGEN, IMMATERIELLEN UND FINANZIELLEN VERMÖGENSWERTEN	(1.468)	(472)

• EINGESETZTES INDUSTRIEKAPITAL

in Millionen Euro	31. Dez. 2010	31. Dez. 2009
Energy France	7.360	6.890
Energy Europe & International	36.233	30.230
davon: Energy Benelux & Germany	9.768	8.842
Energy Europe	8.670	8.400
Energy North America	6.088	4.908
Energy Latin America	8.029	5.230
Energy Middle East, Asia & Africa	3.703	2.820
Global Gas & LNG	9.027	9.299
Infrastructures	19.072	18.823
Energy Services	2.828	2.516
SUEZ Environnement	13.313	10.059
Sonstige	155	70
SUMME EINGESETZTES INDUSTRIEKAPITAL	87.987	77.888

Die Definition von eingesetztem Industriekapital enthält jetzt Forderungen, die sich aus der Anwendung von IFRIC 4 und IFRIC 12 ergeben. Die Vergleichsdaten für 2009 wurden angepasst, eine Überleitungsrechnung der früheren Definition des eingesetzten Industriekapitals des Konzerns ist in Erläuterung 3.5 enthalten.

• INVESTITIONSAUSGABEN (CAPEX)

in Millionen Euro	31. Dez. 2010	31. Dez. 2009
Energy France	791	925
Energy Europe & International	4.734	4.668
davon: Energy Benelux & Germany	1.550	1.638
Energy Europe	766	993
Energy North America	312	376
Energy Latin America	1.514	1.453
Energy Middle East, Asia & Africa	603	226
Global Gas & LNG	1.149	1.147
Infrastructures	1.787	1.948
Energy Services	623	621
SUEZ Environnement	2.350	1.459
Sonstige	472	392
SUMME INVESTITIONSAUSGABEN	11.906	11.160

Die oben enthaltenen Finanzinvestitionen sind ohne erworbene Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente (€548 Mio.), sie umfassen aber die Erwerbe von zusätzlichen Beteiligungen an beherrschten Unternehmen, die im Cashflow gebucht sind, der für die Finanzierungsaktivitäten in der Kapitalflussrechnung genutzt wird (€505 Mio.).

3.3 Schlüsselindikatoren nach geografischen Regionen

Die nachfolgenden Beträge werden analysiert nach:

―	Bestimmungsort von Produkten und Dienstleistungen, die für den Erlös verkauft wurden;
―	geografische Lage der Konzerngesellschaften bezüglich des eingesetzten Industriekapitals,

	Umsatzerlöse		Eingesetztes Industriekapital
in Millionen Euro	31. Dez. 2010	31. Dez. 2009	31. Dez. 2010	31. Dez. 2009
Frankreich	31.502	30.724	33.789	32.732
Belgien	11.997	11.557	5.318	5.111
Sonstige EU-Länder	25.152	25.164	25.460	22.191
Sonstige europäische Länder	1.311	1.197	2.040	1.735
Nordamerika	5.004	4.642	7.991	6.678
Asien, Naher Osten und Ozeanien	4.574	3.203	5.107	4.043
Südamerika	4.050	2.571	8.100	5.271
Afrika	887	851	180	127
SUMME	84.478	79.908	87.987	77.888

Die Definition von eingesetztem Industriekapital enthält jetzt Forderungen, die sich aus der Anwendung von IFRIC 4 und IFRIC 12 ergeben. Die Vergleichsdaten für 2009 wurden angepasst, eine Überleitungsrechnung der früheren Definition des eingesetzten Industriekapitals des Konzerns ist in Erläuterung 3.5 enthalten.

3.4 Überleitung des EBITDA

• ÜBERLEITUNG VOM EBITDA AUF DAS KURZFRISTIGE BETRIEBSERGEBNIS

in Millionen Euro	31. Dez. 2010	31. Dez. 2009
Kurzfristiges Betriebsergebnis	8.795	8.347
Abschreibung und Rückstellungen	5.899	5.183
Anteilsbasierte Vergütung (IFRS 2) und sonstige	126	218
Nettoauszahlungen aus Konzessionsverträgen	265	263
EBITDA	15.086	14.012

3.5 Überleitung vom eingesetzten Industriekapital auf Positionen der Bilanz

in Millionen Euro	31. Dez. 2010	31. Dez. 2009
(+) Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte, netto	91.483	81.085
(+) Goodwill	27.567	27.989
(-) Goodwill aus der Fusion Gaz de France-SUEZ1	(11.507)	(11.507)
(+) Forderungen nach IFRIC 4 und IFRIC 123	1.402	1.215
(+) Investitionen in assoziierte Unternehmen	1.980	2.176
(+) Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen	21.334	19.748
(-) Margenausgleich1,2	(547)	(1.185)
(+) Vorräte	3.870	3.947
(+) Sonstige kurzfristige und langfristige Vermögenswerte	8.397	6.790
(+) Latente Steuern	(10.768)	(10.437)
(-) Rückstellungen	(14.469)	(14.053)
(+) Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste, die im Eigenkapital ausgewiesen sind (abzüglich latenter Steuern)1	657	159
(-) Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten	(14.835)	(12.887)
(+) Margenausgleich1,2	542	717
(-) Sonstige kurzfristige und langfristige Schulden	(16.339)	(14.958)
(-) Sonstige finanzielle Verbindlichkeiten	(780)	(911)
EINGESETZTES INDUSTRIEKAPITAL	87.987	77.888

⁽¹⁾ Zur Errechnung des eingesetzten Industriekapitals sind die für diese Positionen ausgewiesenen Beträge gegenüber den in der Bilanz erscheinenden angepasst worden.
⁽²⁾ Der Margenausgleich in den "Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen" und den "Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten" entspricht den erhaltenen oder gezahlten Anzahlungen als Teil von Besicherungsvereinbarungen, die der Konzern getroffen hat, um bei Commodity-Transaktionen seine Gefährdung durch Gegenparteirisiken zu verringern.
⁽³⁾ Eingesetztes Industriekapital enthält jetzt Forderungen, die sich aus der Anwendung von IFRIC 4 und IFRIC 12 ergeben. Die Daten für 2009 wurden neu ausgewiesen, um die Definitionsänderung widerzuspiegeln.

4 KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS

4.1 UMSATZERLÖSE

Die Erlöse des Konzerns gliedern sich wie folgt:

in Millionen Euro	31. Dez. 2010	31. Dez. 2009
Energieverkäufe	55.694	53.090
Erbringen von Dienstleistungen	26.620	25.258
Leasing-Verträge und Fertigungsaufträge	2.164	1.560
UMSATZERLÖSE	84.478	79.908

2010 beliefen sich die Erlöse aus Leasing-Verträgen und Fertigungsaufträgen auf €889 Mio. bzw. €1.275 Mio. (2009 waren es €737 Mio. bzw. €823 Mio.).

4.2 Personalaufwand

in Millionen Euro	31. Dez. 2010	31. Dez. 2009
Kurzfristige Leistungen	(11.262)	(10.891)
Anteilsbasierte Vergütung	(119)	(221)
Kosten für leistungsorientierte Pläne	(261)	(159)
Kosten für beitragsorientierte Pläne	(113)	(94)
SUMME	(11.755)	(11.365)

Verpflichtungen zu Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstige langfristige Leistungen sind in Erläuterung 18 dargestellt. Anteilsbasierte Vergütungen werden in Erläuterung 23 beschrieben.

4.3 Abschreibung und Rückstellungen

in Millionen Euro	31. Dez. 2010	31. Dez. 2009
Abschreibung	(5.902)	(4.998)
Nettoänderung bei außerplanmäßigen Abschreibungen für Vorräte und Forderungen aus Lieferungen und Leistungen	15	(217)
Nettoänderung bei Rückstellungen	(12)	32
SUMME	(5.899)	(5.183)

Die Abschreibung gliedert sich in €1.034 Mio. für immaterielle Vermögenswerte und €4.868 Mio. für Sachanlagen. Eine Gliederung nach Art des Vermögenswerts findet sich in den Erläuterungen 10 und 11.

Die höheren Aufwendungen für Abschreibung resultieren sowohl aus der Auswirkung von Unternehmenszusammenschlüssen als auch aus 2010 (Wärmekraftwerke in Frankreich, LNG-Terminals und Wasserkraftwerke in Brasilien usw.) und 2009 in Betrieb genommenen neuen Vermögenswerten.

Außerplanmäßige Abschreibungen für Vorräte und Forderungen aus Lieferungen und Leistungen gingen 2010 hauptsächlich infolge einer gesunkenen Wertminderung von Forderungen aus Lieferungen und Leistungen, aber auch wegen der Auswirkung zurück, die der Ausweis von zuvor wertgeminderten zweifelhaften Forderungen als uneinbringliche Forderung hatte.

5 ERTRÄGE AUS BETRIEBLICHER TÄTIGKEIT

in Millionen Euro	31. Dez. 2010	31. Dez. 2009
KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS	8.795	8.347
Marktbewertung von Warenverträgen, ohne Trading-Instrumente	(106)	(323)
Wertminderung von Sachanlagen, immateriellen und finanziellen Vermögenswerten	(1.468)	(472)
Restrukturierungskosten	(206)	(179)
Änderungen des Konsolidierungskreises	1.185	367
Sonstige langfristige Posten	1.297	434
ERTRÄGE AUS BETRIEBLICHER TÄTIGKEIT	9.497	8.174

5.1 Marktbewertung von Warenverträgen, ohne Trading-Instrumente

2010 zeigt dieser Posten einen Nettoverlust von €106 Mio. (gegenüber einem Nettoverlust von €323 Mio. 2009) und veranschaulicht hauptsächlich:

―

Änderungen des beizulegenden Zeitwerts von Terminkontrakten, die zu wirtschaftlichen Absicherungen benutzt wurden, ohne die Voraussetzungen für eine Bilanzierung als Absicherung zu erfüllen, so dass ein Nettoverlust von €139 Mio. im Vergleich zu einem Nettoverlust von €285 Mio. 2009 entsteht. Der Nettoverlust für die Periode resultiert hauptsächlich aus der Abgeltung von Positionen mit einem positiven Marktwert Ende Dezember 2009. Dieser negativen Wirkung stehen teilweise die positive Wirkung der Euro-Abwertung gegenüber dem US-Dollar und dem Pfund Sterling auf Währungssicherungen für Warenkaufverträge und der insgesamt positive Preis-Effekt von Preisänderungen der den Basiswert bildenden Waren entgegen;

―

den unwirksamen Anteil von Cashflow-Sicherungsverhältnissen, die für nicht-finanzielle Vermögenswerte geschlossen wurden, und die Disqualifizierung bestimmter Instrumente, die das Risiko bei Waren absicherten, aus dem Hedge-Accounting, was zu einem Gewinn von €33 Mio. führte (gegenüber einem Verlust von €38 Mio. 2009).

5.2 Wertminderung von Sachanlagen, immateriellen und finanziellen Vermögenswerten

in Millionen Euro	31. Dez. 2010	31. Dez. 2009
Wertminderungsaufwand:
Goodwill	(169)	(8)
Sachanlagen und sonstige immaterielle Vermögenswerte	(1.220)	(436)
Finanzielle Vermögenswerte	(113)	(103)
Sonstige	(0)	22
SUMME WERTMINDERUNGSAUFWAND	(1.502)	(526)
Aufholungen von Wertminderungsaufwand:
Sachanlagen und sonstige immaterielle Vermögenswerte	13	40
Finanzielle Vermögenswerte	20	14
SUMME AUFHOLUNGEN VON WERTMINDERUNGSAUFWAND	34	53
SUMME	(1.468)	(472)

5.2.1 Wertminderung des Goodwill

Im Zusammenhang mit einem Gasversorger in der Türkei wies der Konzern einen Wertminderungsaufwand von €134 Mio. gegen den Goodwill aus. Das spiegelt die anhaltenden Schwierigkeiten eines großen Industriekunden sowie das Risiko von Änderungen der Tarifregulierung in der Türkei ab 2017 wider. Der Nutzungswert dieser Zahlungsmittel generierenden Einheit (CGU) wurde ermittelt unter Verwendung von (i) Cashflow-Prognosen aus dem sich über sechs Jahre erstreckenden mittelfristigen Geschäftsplan, den das Management Committee des Konzerns verabschiedet hat, und (ii) Cashflow-Prognosen, die Annahmen hinsichtlich der Änderungen der Tarifregulierung für die Zeit nach dem 6-Jahr-Plan enthalten. Die Schätzungen der wichtigsten Variablen des Werthaltigkeitstests, nämlich Annahmen hinsichtlich des Wachstums des Gasverbrauchs und der Regulierung, die angewandt wird, um die Gastarife ab 2017 zu bestimmen, geben die besten Schätzungen des Managements wieder. Der Abzinsungssatz wurde mit Hilfe der Marktdaten berechnet und ergab 9,7%. Infolge der Entscheidung der deutschen Regulierungsbehörde (BNetza), die Netznutzungsentgelte für die Netzbetreiber (Partner des Pipe-in-Pipe-Netzes) in Deutschland zu senken, wies der Konzern auch einen Wertminderungsaufwand von €175 Mio. (€133 Mio. abzüglich der steuerlichen Wirkung) für sein Gastransportgeschäft in Deutschland aus. Der Nutzungswert der Transportation Germany CGU wurde mit Cashflow-Prognosen bis 2022 und einem Endwert berechnet, der den geschätzten Wert der regulierten Vermögensbasis 2023 widerspiegelt. Der Abzinsungssatz wurde mit 5,1% angesetzt. Mit dem Wertminderungsaufwand wurde der Goodwill belastet, der der Transportation Germany CGU in Höhe von €27 Mio. und den Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten für die Megal-Leitung in Höhe von €148 Mio. zugeteilt wurde.

5.2.2 Wertminderung von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten (ohne Goodwill)

Der am 31. Dezember 2010 verzeichnete Wertminderungsaufwand resultiert hauptsächlich aus dem Portfolio langfristiger Gaslieferverträge (€548 Mio.) und bestimmten Explorations- und Produktionsvermögenswerten der Sparte Global Gas & LNG (€95 Mio.), einem Stromerzeuger in Spanien aus der Business Area Energy Europe (€131 Mio.) und dem Megal-Gasleitungsnetz der Sparte Infrastructures (€148 Mio.), wie in Abschnitt 5.2.1 beschrieben.

Der Konzern wies einen Wertminderungsaufwand von €548 Mio. für sein Portfolio langfristiger Gaslieferverträge aus, um die fortbestehende Schere zwischen Gas- und Ölpreisen auf einem Markt wiederzugeben, auf dem die Gaslieferungen die Nachfrage übersteigen. Der immaterielle Vermögenswert, der diesem Portfolio von Lieferverträgen entspricht, ist hauptsächlich der Betrag, der diesen Verträgen zugewiesen wurde, als die Unternehmenszusammenschlüsse von SUEZ und Gaz de France 2008 bilanziert wurden. Der erzielbare Betrag dieses Asset-Portfolios wurde auf der Basis von Cashflow-Prognosen über die verbleibende Nutzungsdauer der Verträge ermittelt, wobei angesichts der Art der zugrunde liegenden Vermögenswerte ein niedriges Szenario der Annahmen einer erneuten Korrelation von Gas- und Ölpreisen angesetzt wurde (vgl. Erläuterung 9.3.2). Ein Abzinsungssatz von 7,0% wurde benutzt.

Aufgrund von hinter den Erwartungen zurückbleibenden Entwicklungsaussichten wies der Konzern einen Wertminderungsaufwand von insgesamt €95 Mio. bei bestimmten Explorationslizenzen und Produktionsvermögenswerten in Ägypten, Libyen und dem Golf von Mexiko aus.

Ein Wertminderungsaufwand von €131 Mio. wurde wegen der zunehmend schlechteren wirtschaftlichen Aussichten für einen Stromerzeuger in Spanien verbucht. Der Nutzungswert dieses Vermögenswerts wurde unter Verwendung von Cashflow-Prognosen aus dem sich über sechs Jahre erstreckenden mittelfristigen Geschäftsplan ermittelt, den das Management Committee des Konzerns verabschiedet hatte, und nach diesem Zeitraum mit einem künftigen Cashflow, der bis zum Ablauf des Nutzungsdauer des Vermögenswerts geschätzt wurde. Für diese Prognosen wurde ein Abzinsungssatz von 7,7% angesetzt.

2009 wies der Konzern einen Wertminderungsaufwand von €177 Mio. für seine Explorationsgenehmigungen im Golf von Mexiko und in Libyen aus. Er verbuchte ebenfalls einen Wertminderungsaufwand von €113 Mio., nachdem das Projekt eines zweiten Kohlekraftwerks in Brunsbüttel-Stade in Deutschland aufgegeben wurde.

5.2.3 Wertminderung bei finanziellen Vermögenswerten

Am 30. Juni 2010 wies der Konzern einen zusätzlichen Wertminderungsaufwand von €46 Mio. für seine Gas Natural-Aktien aus (vgl. Erläuterung 14.1.1 "Zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte"). Diese Wertpapiere wurden dann in der zweiten Jahreshälfte verkauft (vgl. Erläuterung 14.1.1). Sonstiger Wertminderungsaufwand bei zur Veräußerung verfügbaren finanziellen Vermögenswerten ist als Einzelwert nicht wesentlich.

Der 2009 erfasste Wertminderungsaufwand betraf hauptsächlich Gas Natural-Aktien für €33 Mio.

5.3 Restrukturierungskosten

Die 2010 ausgewiesenen Restrukturierungskosten betreffen Maßnahmen zur Anpassung der Sparten SUEZ Environnement (€83 Mio.) und Energy Services (€86 Mio.) an die Wirtschaftsbedingungen. Sie enthalten auch die Kosten für die Neugruppierung der Standorte in Brüssel (€16 Mio.).

Die 2009 ausgewiesenen Restrukturierungskosten betrafen ebenfalls Maßnahmen zur Anpassung der Sparten SUEZ Environnement und Energy Services an die Wirtschaftsbedingungen. Sie enthielten auch die Kosten für die Integration der Tätigkeiten von Cofathec in die Sparte Energy Services.

5.4 Änderungen des Konsolidierungskreises

Per 31. Dezember 2010 umfasst dieser Posten Kapitalgewinne aus der Veräußerung von Fluxys-Aktien (€422 Mio.) und Elia-Aktien (€238 Mio.) sowie von Anteilen an Societe des Eaux de Marseille und Societe des Eaux d'Arles in Verbindung mit der Auflösung gegenseitiger Beteiligungen mit der Gruppe Veolia Environnement (€81 Mio.), wie in Erläuterung 2 "Wichtige Änderungen der Konzernstruktur" beschrieben.

Dieser Posten enthält auch die Auswirkungen der Neubewertung von zuvor gehaltenen Anteilen an (i) Strom- und Übertragungsvermögenswerten in Chile (€148 Mio.); (ii) an Lyonnaise des Eaux nach dem Erwerb beherrschender Beteiligungen als Teil der Auflösung gegenseitiger Beteiligungen mit der Gruppe Veolia Environnement (€120 Mio.) und (iii) in Verbindung mit dem Erwerb einer beherrschenden Beteiligung an der Hisusa/Agbar-Gruppe (€167 Mio.). Diese Geschäftsvorfälle sind in Erläuterung 2 "Wichtige Änderungen der Konzernstruktur" genauer beschrieben.

in Millionen Euro	Teil aus Erläuterung 2	Nettogewinne aus Veräußerungen	Verkaufs /Erwerbskosten	Berichtigungen des beizulegenden Zeitwerts	Summe
Geschäftsvorfälle im am 31. Dezember 2010 beendeten Jahr
Erwerb einer beherrschenden Beteiligung an der Hisusa/Agbar-Gruppe	2.1.1		(9)	167	158
Fusion chilenischer Unternehmen	2.1.2	19	(2)	148	165
Teilveräußerung von Central Termoelectrica Andina (CTA)		18			18
Auflösung gegenseitiger Beteiligungen mit Veolia	2.1.3	81		120	201
Veräußerung von Beteiligungen an der Fluxys-Gruppe und Fluxys LNG	2.1.5	422	(3)		419
Veräußerung von Elia	2.1.6	238	(4)		234
Sonstige					(10)
SUMME AUSWIRKUNG VON ÄNDERUNGEN DES KONSOLIDIERUNGSKREISES					1.185

Am 31. Dezember 2009 enthielt dieser Titel nur Veräußerungsgewinne und -verluste, von denen sich die wichtigsten auf Teilverkäufe von Beteiligungen des Konzerns an wallonischen Unternehmen im Kommunalverbund und der Fluxys-Gruppe bezogen.

5.5 Sonstige langfristige Posten

Am 31. Dezember 2010 veranschaulicht dieser Titel hauptsächlich die Auswirkung eines überarbeiteten Zeitplans bei Abbruch-Rückstellungen für Gasinfrastruktureinrichtungen (Weiterleitung und Verteilung) in Frankreich für €1.141 Mio.

Diese Rückstellungen decken die Verpflichtungen ab, die Verteilungs- und Transportnetze am Ende ihrer Nutzungsdauer abzusichern, die nach den bekannten weltweiten Gasvorräten geschätzt werden.

2010 überprüfte der Konzern seine gesetzlichen Verpflichtungen im Hinblick auf neuere Untersuchungen der Gasvorräte. Nach einer Veröffentlichung der Internationalen Energie-Agentur, die auf der Basis des derzeitigen Produktionsniveaus schätzte, dass die nachgewiesenen und wahrscheinlichen Gasvorräte für weitere 250 Jahre gesichert seien, bedeutet die Diskontierung dieser Rückstellungen über einen so langen Zeitraum einen Barwert von praktisch null. Diese Rückstellungen für Demontage sind 2008 in Verbindung mit dem Unternehmenszusammenschluss mit Gaz de France ausgewiesen worden, doch aufgrund ihrer Beschaffenheit ohne Gegenbuchung bei den Vermögenswerten. Demzufolge wurde die Rückstellung für die Demontage der Gasinfrastruktureinrichtungen in Frankreich erfolgswirksam aufgelöst.

Sonstige langfristige Posten umfassen auch Gewinne und Verluste bei Verkäufen nicht konsolidierter Eigenkapitalinstrumente von VNG und Gas Natural.

2009 bestand dieser Titel vor allem aus Kapitalgewinnen aus dem Verkauf von 250 MW Produktionskapazität an SPE und dem Verkauf der Kraftwerke Nagerlo und Vilvoorde an E.ON. Dazu gehört auch die Auswirkung von Verfahren, die die Europäische Kommission gegen den Konzern eingeleitet hat. Nach dem Urteil der Europäischen Kommission im Fall E.ON/GDF, das am 8. Juli 2009 verkündet wurde, hat der Konzern die Rückstellung angepasst, die in Verbindung mit der Zuteilung der Kosten des Unternehmenszusammenschlusses Gaz de France - SUEZ auf die Vermögenswerte, Schulden und Eventualschulden von Gaz de France angesichts der Klagen gebildet wurde, die es in diesem Fall seit der Fusion gegeben hatte. Der Konzern wies auch die Geldbuße aus, die die Europäische Kommission im Fall Compagnie Nationale du Rhone verhängt hatte.

6 NETTOFINANZERTRÄGE/(-AUFWENDUNGEN)

	31. Dez. 2010			31. Dez. 2009
in Millionen Euro	Aufwendungen	Erlös	Summe	Aufwendungen	Erlös	Summe
Kosten der Nettoverschuldung	(1.858)	171	(1.686)	(1.707)	441	(1.266)
Sonstige Finanzerträge und Aufwendungen(1)	(953)	417	(535)	(931)	569	(362)
NETTOFINANZERTRÄGE/(-AUFWENDUNGEN)	(2.810)	589	(2.222)	(2.638)	1.010	(1.628)

⁽¹⁾ Der Ertrag aus Planvermögen für Leistungsverpflichtungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses, abgezogen von der "Glattstellung von Diskontierungsberichtigungen bei Rückstellungen", wurde zu "Sonstigen Finanzerträgen" umgruppiert. Die Vergleichsdaten für 2009 wurden neu ausgewiesen, um einen aussagekräftigen Vergleich zwischen den beiden dargestellten Perioden zu ermöglichen.

6.1 Kosten der Nettoverschuldung

Die Hauptposten der Kosten der Nettoverschuldung gliedern sich wie folgt:

in Millionen Euro	Aufwendungen	Erlös	Summe 31. Dez. 2010	31. Dez. 2009
Zinsen auf Bruttofremdkapital	(2.074)	-	(2.074)	(1.917)
Gewinne/Verluste aus dem Umtausch von Fremdwährung bei Fremdkapital und Absicherungen	-	16	16	(39)
Gewinne und Verluste bei Absicherungen von Fremdkapital	(126)	-	(126)	265
Gewinne und Verluste bei Zahlungsmitteln und Zahlungsmitteläquivalenten und finanziellen Vermögenswerten ergebniswirksam zum beizulegenden Zeitwert	-	156	156	176
Aktivierte Fremdkapitalkosten	342	-	342	249
KOSTEN DER NETTOVERSCHULDUNG	(1.858)	171	(1.686)	(1.266)

Die erhöhten Kosten der Nettoverschuldung gehen im Wesentlichen zurück auf:

―	erhöhte Zinsen auf Bruttofremdkapital aufgrund der Zunahme der durchschnittlichen offenen Schulden (vgl. Erläuterung 14.3 "Nettoverschuldung");
―	negative Änderungen des beizulegenden Zeitwerts von Derivaten (die nicht die Voraussetzungen für ein Hedge-Accounting erfüllen), die in früheren Perioden eingesetzt wurden, um die Kosten der Nettoverschuldung konstant zu halten (Zinssenkung gegenüber 2009).

6.2 Sonstige Finanzerträge und -aufwendungen

in Millionen Euro	31. Dez. 2010	31. Dez. 2009
Sonstige finanzielle Aufwendungen
Glattstellung von Abzinsungsberichtigungen bei Rückstellungen1	(791)	(763)
Zinsen auf Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten	(86)	(81)
Umtauschverluste	(43)	(75)
Sonstige finanzielle Aufwendungen	(32)	(12)
SUMME	(953)	(931)
Sonstige Finanzerträge
Erwarteter Ertrag auf Planvermögen1	204	161
Ertrag aus zur Veräußerung verfügbaren finanziellen Vermögenswerten	128	235
Zinsergebnis aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen	50	74
Zinsergebnis aus Darlehen und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten	21	87
Sonstige Finanzerträge	14	13
SUMME	417	569
SONSTIGE FINANZERTRÄGE UND -AUFWENDUNGEN, NETTO	(535)	(362)

⁽¹⁾ Der Ertrag aus Planvermögen für Leistungsverpflichtungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses, abgezogen von der "Glattstellung von Diskontierungsberichtigungen bei Rückstellungen", wurde zu "Sonstigen Finanzerträgen" umgruppiert. Die Vergleichsdaten für 2009 wurden neu ausgewiesen, um einen aussagekräftigen Vergleich zwischen den beiden dargestellten Perioden zu ermöglichen.

7 AUFWENDUNGEN FÜR ERTRAGSTEUERN

7.1 Tatsächlicher Ertragssteueraufwand

7.1.1 Aufschlüsselung der tatsächlichen Aufwendungen für Ertragsteuern

Die Aufwendungen für Ertragssteuern, die in der Gewinn- und Verlustrechnung für 2010 angesetzt wurden, belaufen sich auf €1.913 Mio. (2009: €1.719 Mio.) und gliedern sich wie folgt:

in Millionen Euro	31. Dez. 2010	31. Dez. 2009
Tatsächliche Ertragssteuern	(2.164)	(1.640)
Latente Steuern	251	(79)
SUMME ERTRAGSSTEUERAUFWAND, AUSGEWIESEN IM ERLÖS DES JAHRES	(1.913)	(1.719)

7.1.2 Überleitung vom theoretischen Ertragssteueraufwand zum tatsächlichen Ertragssteueraufwand

Eine Überleitung vom theoretischen Ertragssteueraufwand zum tatsächlichen Ertragssteueraufwand des Konzerns wird im Folgenden dargestellt:

in Millionen Euro	31. Dez. 2010	31. Dez. 2009
Jahresüberschuss	5.626	5.231
• Anteil am Jahresüberschuss von assoziierten Unternehmen	264	403
• Aufwendungen für Ertragsteuern	(1.913)	(1.719)
Erlös vor Ertragssteueraufwand und Anteil am Jahresüberschuss von assoziierten Unternehmen (A)	7.275	6.547
davon französische Gesellschaften	2.010	1.841
davon Gesellschaften außerhalb Frankreichs	5.265	4.706
Gesetzlicher Ertragssteuersatz in Frankreich (B)	34,43%	34,43%
THEORETISCHER ERTRAGSSTEUERAUFWAND (C) = (A) X (B)	(2.505)	(2.254)
Tatsächlicher Ertragssteueraufwand
Differenz zwischen dem gesetzlichen Steuersatz in Frankreich und dem gesetzlichen Steuersatz, der in Rechtsprechungen außerhalb Frankreichs gilt	125	146
Permanente Differenzen	(117)	(73)
Ermäßigte Ertragssteuer oder Steuerbefreiung(a)	770	477
Zusätzlicher Steueraufwand(b)	(299)	(349)
Wirkung nicht erfasster latenter Steueransprüche auf steuerliche Verlustvorträge und sonstige steuerabzugsfähige temporäre Differenzen	(220)	(106)
Ansatz oder Verwendung des Steuerertrags bei zuvor nicht erfassten steuerlichen Verlustvorträgen und sonstigen steuerabzugsfähigen temporären Differenzen	91	140
Auswirkung von Änderungen der Steuersätze	19	20
Steuerguthaben	199	198
Sonstige(c)	23	82
TATSÄCHLICHER ERTRAGSSTEUERAUFWAND	(1.913)	(1.719)
EFFEKTIVER STEUERSATZ (TATSÄCHLICHER ERTRAGSSTEUERAUFWAND DIVIDIERT DURCH ERLÖS VOR ERTRAGSSTEUER UND ANTEIL AM JAHRESÜBERSCHUSS ASSOZIIERTER UNTERNEHMEN)	26,3%	26,3%

^(a) Enthält hauptsächlich Kapitalgewinne aus steuerfreien Veräußerungen von Anteilen in Belgien und Deutschland; die Wirkungen niedrigerer Steuersätze auf Wertpapiertransaktionen in Frankreich und einer speziellen Besteuerung für die Koordinierungszentren in Belgien und bestimmter Unternehmen in Thailand und die Neubewertung früher gehaltener Eigenkapitalanteile infolge von Erwerben beherrschender Beteiligungen in Spanien, Frankreich, Chile und Thailand.
^(b) Enthält hauptsächlich die Steuer auf Dividenden, die unter anderen Steuerhoheiten erhoben wird, die Steuer auf Tätigkeiten im Kernkraftbereich, die Unternehmen in Belgien zahlen, die Strom aus Kernkraft erzeugen (€212 Mio. 2010 und €213 Mio. 2009), und regionale Körperschaftssteuern.
^(c) Enthält vor allem latente Steueransprüche in Höhe von €118 Mio., die infolge der Neuaufstellung des ingenieurtechnischen Geschäfts 2009 ausgewiesen wurden

7.1.3 Analyse der in der Gewinn- und Verlustrechnung ausgewiesenen latenten Steuererträge/-aufwendungen, nach Art der temporären Differenz

	Auswirkungen in der Gewinn- und Verlustrechnung
in Millionen Euro	31. Dez. 2010	31. Dez. 2009
Latente Steueransprüche:
Steuerliche Verlustvorträge und Steuerguthaben	170	(41)
Pensionsverpflichtungen	35	18
Nicht abzugsfähige Rückstellungen	106	2
Differenz zwischen dem Buchwert der Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerte und ihren Steuerwerten	20	160
Bewertung von Finanzinstrumenten zum beizulegenden Zeitwert (IAS 32/39)	(61)	156
Sonstige	226	22
SUMME	496	317
Latente Steuerschulden:
Differenz zwischen dem Buchwert der Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerte und ihren Steuerwerten	(118)	(76)
Steueroptimierte Rückstellungen	(38)	(13)
Bewertung von finanziellen Vermögenswerten und Schulden zum beizulegenden Zeitwert (IAS 32/39)	146	(35)
Sonstige	(235)	(272)
SUMME	(245)	(396)
LATENTE STEUERANSPRÜCHE/(SCHULDEN), NETTO	251	(79)

7.2 Im "ergebnisneutral verrechneten Ergebnis" ausgewiesener latenter Steuerertrag/-aufwand

Der im "ergebnisneutral verrechneten Ergebnis" ausgewiesene latente Netto-Steuerertrag/-aufwand gliedert sich wie folgt nach Bestandteilen:

in Millionen Euro	31. Dez. 2010	31. Dez. 2009
Zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte	(5)	5
Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	158	(50)
Absicherungen der Nettoinvestitionen	12	(3)
Absicherungen des Cashflow	(144)	(329)
SUMME OHNE ANTEIL DER ASSOZIIERTEN UNTERNEHMEN	21	(377)
Anteil assoziierter Unternehmen	(1)	7
SUMME	20	(370)

7.3 Ausweis latenter Steuern in der kombinierten Bilanz

7.3.1 Änderung bei den latenten Steuern

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

in Millionen Euro	Ansprüche	Schulden	Nettoposten
Per 31. Dezember 2009	1.419	(11.856)	(10.437)
Auswirkung auf den Jahresüberschuss für das Jahr	496	(245)	251
Auswirkung auf das ergebnisneutral verrechnete Ergebnis	181	(158)	23
Auswirkung von Änderungen des Konsolidierungskreises	128	(635)	(507)
Wechselkursschwankungen	137	(235)	(98)
Sonstige	131	(131)	0
Auswirkung der Aufrechnung je steuerliche Einheit	(823)	823	0
PER 31. DEZEMBER 2010	1.669	(12.437)	(10.768)

7.3.2 Analyse der Position latente Steuern, netto, in der kombinierten Bilanz (vor Aufrechnung latenter Steueransprüche und - schulden pro steuerlicher Einheit) nach Art der temporären Differenz

	Bilanz per
in Millionen Euro	31. Dez. 2010	31. Dez. 2009
Latente Steueransprüche:
Steuerliche Verlustvorträge und Steuerguthaben	1.453	1.301
Pensionsverpflichtungen	1.171	1.023
Nicht abzugsfähige Rückstellungen	686	495
Differenz zwischen dem Buchwert der Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerte und ihren Steuerwerten	994	715
Bewertung von Finanzinstrumenten zum beizulegenden Zeitwert (IAS 32/39)	569	474
Sonstige	879	671
SUMME	5.752	4.679
Latente Steuerschulden:
Differenz zwischen dem Buchwert der Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerte und ihren Steuerwerten	(14.688)	(13.543)
Steueroptimierte Rückstellungen	(264)	(224)
Bewertung von finanziellen Vermögenswerten und Schulden zum beizulegenden Zeitwert (IAS 32/39)	(539)	(425)
Sonstige	(1.029)	(924)
SUMME	(16.520)	(15.116)
LATENTE STEUERANSPRÜCHE/(SCHULDEN), NETTO	(10.768)	(10.437)

7.4 Nicht erfasste latente Steuern

7.4.1 Nicht erfasste abzugsfähige temporäre Differenzen

Am 31. Dezember 2010 beliefen sich die ungenutzten steuerlichen Verlustvorträge, die vom Konzern nicht ausgewiesen waren, auf €1.775 Mio. gegenüber den normalen Steuerverlusten (Wirkung der nicht erfassten latenten Steueransprüche von €783 Mio.). Alle steuerlichen Verlustvorträge aus den steuerlichen Organkreisen GDF SUEZ SA und SUEZ Environment sind in der Bilanz ausgewiesen.

Nach einem Urteil des Europäischen Gerichtshofs vom 12. Februar 2009 im Fall Cobelfret wurde Belgien für sein System des Abzugs für erhaltene Dividenden (DRD) mit Sanktionen belegt. Von Tochtergesellschaften erhaltene Dividenden müssen jetzt vorgetragen werden.

Da einige Gesellschaften des Konzerns nicht erwarten, mittelfristig genug steuerbare Gewinne zu erzielen, haben sie latente Steueransprüche bei diesen steuerlichen Verlustvorträgen nicht ausgewiesen. Diese normalen Steuerverluste, ohne die von SUEZ-Tractebel SA und GDF SUEZ Belgien (diese beiden sind ein Spin-off von SUEZ-Tractebel SA von 2010), sind der folgenden Tabelle zu entnehmen. Wegen des Mangels an Klarheit in den bestehenden gesetzlichen und verwaltungsrechtlichen Bestimmungen auf diesem Gebiet, insbesondere beim Umgang mit steuerlichen Verlustvorträgen beispielsweise im Falle einer Fusion oder eines Spin-off, und angesichts der andauernden Rechtsstreitigkeiten war der Konzern nicht in der Lage, den genauen Betrag dieser Vorträge hinsichtlich der DRDs für SUEZ-Tractebel SA und GDF SUEZ Belgien am Ende der Berichtsperiode zu ermitteln.

Die Ablauftermine für diese nicht erfassten steuerlichen Verlustvorträge werden im Folgenden dargestellt:

in Millionen Euro	Normale Steuerverluste
2011	110
2012	43
2013	48
2014 und darüber hinaus	1.574
SUMME	1.775

Außerdem hat der Konzern nicht ausgewiesene State-Tax-Verlustvorträge in den USA (steuerliche Wirkung von €26 Mio. für 2010 und €37 Mio. für 2009).

Der Steuereffekt sonstiger steuerabzugsfähiger temporärer Differenzen, die nicht in der Bilanz ausgewiesen sind, betrug für 2010 €198 Mio. und €130 Mio. für 2009.

7.4.2 Nicht erfasste latente Steuern auf steuerbare temporäre Differenzen im Zusammenhang mit Investitionen in Tochtergesellschaften, Joint Ventures und assoziierte Unternehmen

Latente Steuerschulden werden für temporäre Differenzen nicht ausgewiesen, wenn der Konzern in der Lage ist, den Zeitplan für ihre Aufholung zu kontrollieren und es wahrscheinlich ist, dass die temporäre Differenz in absehbarer Zukunft nicht aufgeholt wird. Ebenso wie latente Steuerschulden für temporäre Differenzen nicht ausgewiesen werden, die zu keiner Steuerzahlung führen, wenn sie aufgeholt werden (insbesondere bei steuerbefreiten Kapitalgewinnen aus Veräußerungen von Investitionen in Belgien und in Frankreich).

8 ERGEBNIS JE AKTIE

	31. Dez. 2010	31. Dez. 2009
Zähler (in Millionen Euro)
Konzernanteil am Jahresüberschussa	4.616	4.477
Nenner (in Millionen Euro)
Durchschnittszahl im Umlauf befindlicher Aktien	2.188	2.189
Auswirkung von wandelbaren Instrumenten
• Bonusaktienprogramm für Arbeitnehmer	5	7
• Pläne zum Zeichnen und Erwerben von Aktien durch Arbeitnehmer	5	6
VERWÄSSERTE DURCHSCHNITTSZAHL IM UMLAUF BEFINDLICHER AKTIEN	2.197	2.203
Ergebnisse je Aktie (Euro)
Ergebnisse je Aktie	2,11	2,05
Verwässerte Ergebnisse je Aktie	2,10	2,03

^(a) Der Anteil von SUEZ Environnement am Jahresüberschuss, der im Konzernanteil am Jahresüberschuss für 2010 enthalten ist, ist der Ertragsanteil nach Abzug des Kupons, der den Inhabern von Hybridanleihen zugewiesen wird, wie in Erläuterung 16.8 "Nicht-beherrschende Beteiligungen" beschrieben wird. Die verwässernde Wirkung dieser Anleihen wird daher bereits bei den Ergebnissen je Aktie berücksichtigt

Die Ergebnisse je Aktie für 2009 wurden unter Beachtung der Auswirkung der Stockdividende berechnet, die in der ersten Hälfte 2009 gezahlt worden war.

Erläuterung 23 beschreibt die wandelbaren Instrumente des Konzerns, die in die Berechnung der verwässerten Ergebnisse je Aktie einbezogen wurden, und die Zahl der in dieser Periode im Umlauf befindlichen Aktien. Die verwässerten Ergebnisse je Aktie berücksichtigen nicht die Aktienzeichnungsoptionen, die Mitarbeitern zu einem Ausübungspreis über dem durchschnittlichen Jahrespreis von GDF SUEZ-Aktien gewährt werden. Die entsprechenden Pläne sind von 2000, 2001, 2007, 2008 und 2009, wie in Erläuterung 23.1.2 "Einzelheiten geltender Aktienoptionsprogramme" beschrieben. Obwohl diese Instrumente am 31. Dezember 2010 einen Ertragszuwachs verzeichneten, könnten Änderungen des durchschnittlichen Jahresaktienpreises sie in künftigen Perioden verwässern.

9 GOODWILL

9.1 Entwicklungen beim Buchwert des Goodwill

in Millionen Euro	Bruttobetrag	Wertminderungsaufwand	Nettobetrag
Per 31. Dezember 2008	27.739	(228)	27.510
Erwerbe	1.261
Wertminderung		(11)
Veräußerungen	(411)	0
Währungsumrechnungsdifferenzen	34	(11)
Sonstige	(385)	1
Per 31. Dezember 2009	28.238	(249)	27.989
Erwerbe	754
Wertminderung		(169)
Veräußerungen	(836)	23
Währungsumrechnungsdifferenzen	324	(15)
Sonstige	(514)	11
PER 31. DEZEMBER 2010	27.966	(399)	27.567

2010 beziehen sich die "Erwerbe" größtenteils auf den Erwerb einer beherrschenden Beteiligung des Konzerns an der Hisusa/Agbar-Gruppe (€394 Mio.) und die Auflösung gegenseitiger Beteiligungen, die Lyonnaise des Eaux und die Veolia Environnement-Gruppe zuvor gehalten hatten (€203 Mio.).

Änderungen des Goodwill unter "Veräußerungen" entsprechen hauptsächlich der Ausbuchung von vorher ausgewiesenem Goodwill für die Hisusa/Agbar-Gruppe infolge des Erwerbs einer beherrschenden Beteiligung des Konzerns (€644 Mio.) und des Anteils am Goodwill, der als Teil der Veräußerung von Elia-Aktien verkauft worden ist (€155 Mio.).

Der Konzern verbuchte einen Wertminderungsaufwand gegen den Goodwill für einen Gasversorger in der Türkei (€134 Mio.) und gegen den Goodwill, der der Infrastructures-Transmission Germany CGU zugewiesen worden war (€27 Mio.). Einzelheiten sind der Erläuterung 9.3 "Werthaltigkeitstest von Goodwill-CGUs" zu entnehmen.

Der negative Betrag von €514 Mio. unter "Sonstige" spiegelt hauptsächlich den Abschluss der Eröffnungsbilanz für deutsche Unternehmen wider, die 2009 von E.ON (€336 Mio.) erworben wurden.

Zugänge zum Goodwill 2009 beziehen sich hauptsächlich auf die Erwerbe deutscher Unternehmen in Verbindung mit den Vereinbarungen zwischen Electrabel und E.ON (€453 Mio.) und den Erwerb von Izgaz in der Türkei (€179 Mio.), Heron in Griechenland (€61 Mio.) und den Erwerb eines Anteils an den Stadtwerken Wuppertal Energie und Wasser in Deutschland (€101 Mio.). Der Goodwill wurde auch für einen zusätzlichen Anteil erfasst, der an Swire Sita in Hong Kong (€169 Mio.) erworben wurde.

Die Veräußerungen 2009 enthielten einen Teil des Goodwills, der der CGU Energy Benelux & Germany in Verbindung mit verschiedenen Veräußerungen zugeordnet wurde, die diese CGU getätigt hat (vgl. Erläuterungen 5.4 und 5.5). Dabei geht es zumeist um Verkäufe von Beteiligungen an Unternehmen im Kommunalverbund in der wallonischen Region, den Verkauf von 250 MW Produktionskapazität an SPE und den Tausch von Produktionskapazität in Europa mit E.ON.

Sonstige Änderungen 2009 spiegelten den Abschluss der Eröffnungsbilanz für FirstLight (Negativwirkung von €503 Mio.) und Gaz de France (Positivwirkung von €117 Mio.) wider.

9.2 Die wichtigsten Goodwill-CGUs

Die folgende Tabelle gliedert den Goodwill nach CGU:

CGU in Millionen Euro	Geschäftssegment	31. Dez. 2010	31. Dez. 2009
WESENTLICHE-CGUs
Energy - France	Energy - France	2.885	2.858
Energy - Benelux & Germany	Energy - Benelux & Germany	7.777	8.124
Midstream/Downstream	Global Gas & LNG	4.266	4.379
Verteilung	Infrastructures	3.880	3.880
SONSTIGE BEDEUTENDE CGUs
Speicherung	Infrastruktureinrichtungen	1.268	1.268
Weiterleitung Frankreich	Infrastruktureinrichtungen	536	536
Energy - Eastern Europe	Energy - Europe	627	594
Energy - North America	Energy - North America	696	631
Sita France	Environnement	529	515
Agbar	Environnement	394	644
SONSTIGE CGUs (EINZELN UNTER €500 MIO.)		4.710	4.561
SUMME		27.567	27.989

Der Umfang der CGU Energy - Eastern Europe wurde 2010 neu festgelegt und umfasst jetzt hauptsächlich die Türkei. Demzufolge wird die CGU Gasverteilung Türkei jetzt separat auf Werthaltigkeit getestet (vgl. Erläuterung 9.3.1). Der Vergleichsbetrag für 2009 wurde ebenfalls neu ausgewiesen.

Die mit der Weiterleitungsinfrastruktur befasste Geschäftstätigkeit wird jetzt auf Länderbasis beobachtet. Daher ist der Vergleichsbetrag für 2009 neu ausgewiesen worden, so dass sich der dargestellte Goodwill nur auf die CGU Weiterleitungsinfrastruktur Frankreich bezieht.

9.3 Werthaltigkeitstest von Goodwill-CGUs

Alle Goodwill-Zahlungsmittel generierenden Einheiten (CGUs) werden ausgehend von den Daten Ende Juni und einer Prüfung der Gegebenheiten in der zweiten Jahreshälfte auf Werthaltigkeit getestet. Der erzielbare Betrag aus CGUs wird mit einer Reihe verschiedener Methoden bestimmt, zu denen der abgezinste Cashflow und die regulatorische Kapitalbasis (RAB) gehören. Die Methode des abgezinsten Cashflows nutzt Cashflow-Prognosen explizit über eine 6-Jahres-Periode, die auf einem mittelfristigen Geschäftsplan fußen, den das Management Committee des Konzerns verabschiedet hat. Bei Anwendung der Methode des abgezinsten Cashflows wird der Nutzungswert für drei Szenarios ("niedrig", "mittel" und "hoch") berechnet. Für gewöhnlich wird das "mittlere" Szenario bevorzugt, weil das Management es für das wahrscheinlichste hält.

Die erzielbaren Beträge aus der Anwendung dieser drei Szenarios beruhen auf Schlüsselannahmen wie den Abzinsungssätzen.

Die angewandten Abzinsungssätze werden auf der Basis des gewichteten Gesamtkapitalkostensatzes ermittelt, der angepasst wird, um die betriebliche Tätigkeit, das Land und die Währungsrisiken widerzuspiegeln, die mit jeder überprüften CGU verbunden sind. Die Abzinsungssätze entsprechen risikolosen Marktzinssätzen, zuzüglich eines Länderrisikozuschlags.

Die Sätze nach Steuern, mit denen 2010 der Nutzungswert von Goodwill-CGUs in den Cashflow-Prognosen bemessen wurde, lagen 2010 zwischen 4,6% und 11,6% (2009 waren es 4,1% und 11,5%).

9.3.1 2010 gegen den Goodwill gebuchter Wertminderungsaufwand

Der Konzern verbuchte einen Wertminderungsaufwand gegen einen Gasversorger in der Türkei (€134 Mio.) und gegen den Goodwill, der der Infrastructures-Transmission Germany CGU zugewiesen worden war (€27 Mio.). Die Argumentation für die Erfassung dieses Wertminderungsaufwands und die Methoden zur Berechnung der erzielbaren Beträge ist in Erläuterung 5.2.1 "Wertminderung des Goodwill" dargelegt.

Von diesen beiden CGUs abgesehen ist der Konzern der Auffassung, dass kein weiterer Wertminderungsaufwand gegen den Goodwill anderer Konzernunternehmen zu buchen ist.

9.3.2 Wesentliche CGUs

Mit Ausnahme der im Folgenden beschriebenen CGUs Energy - France, Energy - Benelux & Germany, Midstream/Downstream und Distribution macht kein einzelner Goodwill-Betrag, der CGUs zugeordnet ist, mehr als 5% des Gesamtgoodwill des Konzerns aus.

Ausgehend von Ereignissen, die vernünftigerweise wahrscheinlich am Ende der Berichtsperiode eintreten werden, ist der Konzern der Auffassung, dass Änderungen bei den nachstehend beschriebenen Schlüsselannahmen den Buchwert des Goodwill nicht erheblich über den erzielbaren Betrag steigern würden.

Der der CGU Energy - France zugeordnete Goodwill

Der dieser CGU per 31. Dezember 2010 zugeordnete Gesamt-Goodwill betrug €2.885 Mio. Die CGU Energy - France umfasst eine Reihe von Tätigkeiten, zu denen die Stromerzeugung, der Verkauf von Gas, Strom und der entsprechenden Dienstleistungen und die Bereitstellung umweltfreundlicher Lösungen für Gebäude gehören.

Der erzielbare Betrag der CGU wird aufgrund des Nutzungswerts der Gruppe von Vermögenswerten ermittelt, primär errechnet mit den Cashflow-Prognosen aus dem sich über sechs Jahre erstreckenden mittelfristigen Geschäftsplan, den das Management Committee des Konzerns verabschiedet hat. Die wesentlichen Annahmen beziehen sich auf die erwarteten Tätigkeitsbedingungen nach Vorgabe des Management Committee des Konzerns, insbesondere Änderungen der regulierten Tarife, Marktpreise, Marktaussichten und geltende Abzinsungssätze. Die Inputs für jede dieser Annahmen reflektieren sowohl Erfahrungen der Vergangenheit als auch die bestmögliche Schätzung der Marktpreise.

Die Cashflows werden entweder über die Nutzungsdauer der zugrunde liegenden Vermögenswerte oder über die Laufzeiten der Verträge hochgerechnet, die mit den Tätigkeiten der Unternehmen in der CGU zusammenhängen.

Die angewandten Abzinsungssätze reichen von 6,1% bis 11,0% und geben den gewichteten Gesamtkapitalkostensatz wieder, der angepasst wird, um die Geschäftsrisiken für die Vermögenswerte der CGU zu verdeutlichen.

Eine Erhöhung des angesetzten Abzinsungssatzes um 0,5% hätte eine Negativwirkung von 21% auf den Überschuss des erzielbaren Betrags gegenüber dem Buchwert. Der erzielbare Betrag würde jedoch weiter über dem Buchwert liegen. Eine Senkung des angesetzten Abzinsungssatzes um 0,5% hätte eine Positivwirkung von 24% auf diese Rechnung.

Der der CGU Energy - Benelux & Germany zugeordnete Goodwill

Der dieser CGU per 31. Dezember 2010 zugeordnete Gesamt-Goodwill betrug €7.777 Mio. Diese CGU umfasst die Stromerzeugung des Konzerns, Verkaufs- und Verteilungstätigkeiten in Belgien, den Niederlanden, Luxemburg und Deutschland.

Die jährliche Überprüfung des erzielbaren Betrags dieser CGU basierte auf ihrem geschätzten Nutzungswert.

Um den Nutzungswert zu schätzen, setzt der Konzern Hochrechnungen des Cashflow an, die auf vom Management Committee des Konzerns genehmigten Finanzprognosen über eine 6-Jahres-Periode und einem Abzinsungssatz zwischen 6,6% und 9,0% beruhen. Den Endwert erhielt man ausgehend vom Cashflow, der über eine Sechsjahresperiode für eine Wachstumsrate gleich der erwarteten Inflationsrate (2%) extrapoliert wurde.

Die wesentlichen Annahmen enthalten den Abzinsungssatz und die erwarteten Trends bei langfristigen Preisen für Strom und Brennstoff. Diese Eingangsgrößen reflektieren die bestmöglichen Schätzungen der Marktpreise, während der Brennstoffverbrauch unter Berücksichtigung der erwarteten Änderungen bei den Produktionsvermögenswerten geschätzt wird. Die Abzinsungssätze sind mit den verfügbaren externen Informationsquellen konsistent.

Eine Erhöhung des angesetzten Abzinsungssatzes um 0,5% hätte eine Negativwirkung von 54% auf den Überschuss des erzielbaren Betrags gegenüber dem Buchwert. Der erzielbare Betrag würde jedoch weiter über dem Buchwert liegen. Eine Senkung des angesetzten Abzinsungssatzes um 0,5% hätte eine Positivwirkung von 64% auf diese Rechnung.

Die Auswirkung eines Rückgangs der durchschnittlichen Spanne um €1/MWh auf den Endwert hätte eine Negativwirkung von 32% auf den Überschuss des erzielbaren Betrags gegenüber dem Buchwert. Der erzielbare Betrag würde jedoch weiter über dem Buchwert liegen. Die Auswirkung einer Erhöhung der durchschnittlichen Spanne um €1/MWh auf den Endwert hätte eine Positivwirkung von 30% auf diese Rechnung.

Der der CGU Midstream/Downstream zugeordnete Goodwill

Der dieser CGU per 31. Dezember 2010 zugeordnete Gesamt-Goodwill betrug €4.266 Mio. Die CGU Midstream/Downstream enthält Konzerngesellschaften, die Gas aus Lieferverträgen, von organisierten Märkten und von Marktangeboten für Energie an den Konzern liefern und entsprechende Energiedienstleistungen an die größten Kunden des Konzerns in Europa.

Der erzielbare Betrag der CGU Midstream/Downstream wird auch mit Hilfe von Cashflowprognosen auf der Basis des Nutzungswerts berechnet. Die Abzinsungssätze für diese Prognosen reichen von 7,0% bis 9,0%, je nach Geschäftstätigkeit und Länderrisiken. Der erzielbare Betrag enthält einen Endwert für die Periode über die sechs Jahre hinaus, berechnet mit einer langfristigen Wachstumsrate (zwischen 0% und 2%, je nach Art der Geschäftstätigkeit), die für das Standard-EBITDA im letzten Jahr der Prognosen angesetzt wird.

Die wesentlichen Annahmen enthalten vor allem die Abzinsungssätze, die geschätzten Preise für Kohlenwasserstoff, Wechselkursänderungen Euro/Dollar, die Marktaussichten und die Wartezeit, die für die Wiederangleichung von Öl- und Gaspreisen erforderlich ist. Die benutzten Eingangsgrößen reflektieren die bestmöglichen Schätzungen für Marktpreise und erwartete Markttrends.

In dem "mittleren" Szenario, das das Management dem mittelfristigen Geschäftsplan zugrunde gelegt hat, erwartet der Konzern, dass sich die Öl- und Gaspreise ab 2013 (teilweise) - 2014 (gänzlich) angleichen. Würde sich diese Angleichung gegenüber dem "mittleren" Szenario um zwei weitere Jahre verschieben ("niedriges" Szenario), würde der Überschuss für den erzielbaren Betrag gegenüber dem Buchwert um 44% sinken, wobei der erzielbare Betrag weiterhin über dem Buchwert läge. Käme die Angleichung ein Jahr früher als beim "mittleren" Szenario ("hohes" Szenario), würde der Überschuss für den erzielbaren Betrag gegenüber dem Buchwert um 25% steigen.

Eine Erhöhung des angesetzten Abzinsungssatzes um 0,5% hätte eine Negativwirkung von 63% auf den Überschuss des erzielbaren Betrags gegenüber dem Buchwert. Der erzielbare Betrag würde jedoch weiter über dem Buchwert liegen. Eine Senkung des angesetzten Abzinsungssatzes um 0,5% hätte eine Positivwirkung von 73% auf diese Rechnung.

Eine Erhöhung der langfristigen Wachstumsrate zur Bestimmung des Endwerts um 0,5% hätte eine Positivwirkung von 48% auf den Überschuss des erzielbaren Betrags gegenüber dem Buchwert. Eine Senkung der langfristigen Wachstumsrate um 0,5% hätte eine Negativwirkung von 42% auf diese Rechnung. Der erzielbare Betrag würde jedoch weiter über dem Buchwert liegen.

Der der CGU Distribution zugeordnete Goodwill

Der dieser CGU per 31. Dezember 2010 zugeordnete Gesamt-Goodwill betrug €3.880 Mio. Die CGU Distribution umfasst die Gasverteilungstätigkeit des Konzerns in Frankreich.

Der erzielbare Betrag dieser CGU wurde mit einer Methode errechnet, die auf der regulatorischen Kapitalbasis fußt. Die regulatorische Kapitalbasis ist der Wert, den der Regulierer den vom Vertreiber betriebenen Vermögenswerten beimisst, sie ist die Summe der künftigen Cashflows vor Steuern, abgezinst in einer Höhe, die der Rendite vor Steuern entspricht, die der Regulierer garantiert.

9.3.3 Sonstige bedeutende CGUs

Die folgende Tabelle beschreibt die Annahmen zur Ermittlung des erzielbaren Betrags der sonstigen bedeutenden Zahlungsmittel generierenden Einheiten. Der Nutzungswert wird mit der Methode des abgezinsten Cashflows (discounted cash flows - DCF) bestimmt. Der erzielbare Betrag mancher CGUs wird auf der regulatorischen Kapitalbasis (regulated asset base - RAB) oder nach Evaluierungen kürzlich durchgeführter Transaktionen berechnet.

CGU	Geschäftssegment	Bewertungsmethode	Abzinsungssatz
Energy - Eastern Europe	Energy - Europe	DCF + RAB	8,2% - 11,5%
Energy - North America	Energy - North America	DCF	6,1% - 10,3%
Speicherung	Infrastruktureinrichtungen	DCF	6,2%
Weiterleitungen Frankreich	Infrastruktureinrichtungen	DCF	5,5%
Sita France	Environnement	DCF	5,6%
Agbar	Environnement	DCF + Bestätigung durch Multiplikatoren	6,7% - 11,6%

9.4 Goodwill-Segmentberichterstattung

Der Buchwert des Goodwill kann wie folgt nach Geschäftssegment analysiert werden:

in Millionen Euro	31. Dez. 2010	31. Dez. 2009
Energy - France	2.885	2.858
Energy - Europe & International	10.292	10.558
davon: Energy - Benelux & Germany	7.777	8.124
Energy - Europe	1.286	1.377
Energy - North America	696	631
Energy - Latin America	52	31
Energy - Middle East, Asia & Africa	481	396
Global Gas & LNG	4.331	4.462
Infrastructures	5.773	5.955
Energy Services	1.157	1.073
Environnement	3.128	3.082
Sonstige	1	1
SUMME	27.567	27.989

10 IMMATERIELLE VERMÖGENSWERTE, NETTO

10.1 Entwicklungen bei immateriellen Vermögenswerten

in Millionen Euro	Immaterielle Rechte aus Konzessionsverträgen	Kapazitätsanrechte	Sonstige	Summe
BRUTTOBETRAG
Per 31. Dezember 2008	3.573	2.390	8.704	14.667
Erwerbe	398	15	803	1.216
Veräußerungen	(8)	0	(188)	(196)
Währungsumrechnungsdifferenzen	6	0	(2)	4
Änderungen des Konsolidierungskreises	241	0	282	522
Sonstige	184	0	(79)	105
Per 31. Dezember 2009	4.394	2.405	9.520	16.319
Erwerbe	501	1	770	1.272
Veräußerungen	66	0	(143)	(209)
Währungsumrechnungsdifferenzen	63	0	96	159
Änderungen des Konsolidierungskreises	427	0	922	1.349
Sonstige	(15)	18	86	89
Per 31. Dezember 2010	5.304	2.424	11.251	18.979
KUMULIERTE ABSCHREIBUNG UND WERTMINDERUNG
Per 31. Dezember 2008	(1.606)	(555)	(1.814)	(3.975)
Abschreibung und Wertminderung	(162)	(86)	(677)	(925)
Veräußerungen	4	0	84	88
Währungsumrechnungsdifferenzen	3	0	9	12
Änderungen des Konsolidierungskreises	(35)	0	(61)	(97)
Sonstige	(16)	(24)	39	(2)
Per 31. Dezember 2009	(1.812)	(665)	(2.421)	(4.899)
Abschreibung und Wertminderung	(174)	(88)	(1.524)	(1.786)
Veräußerungen	35	0	40	75
Währungsumrechnungsdifferenzen	(15)	0	(39)	(55)
Änderungen des Konsolidierungskreises	162	0	271	433
Sonstige	16	0	16	32
Per 31. Dezember 2010	(1.789)	(753)	(3.657)	(6.199)
BUCHWERT
Per 31. Dezember 2009	2.582	1.740	7.099	11.420
Per 31. Dezember 2010	3.515	1.671	7.594	12.780

2010 entsprechen den Erwerbe hauptsächlich dem Preis, der zur Sicherung von Konzessionsverträgen der Sparten Environnement (€338 Mio., einschließlich €201 Mio. für Agbar) und Energy Services (€161 Mio.) und für die Explorations- und Produktionsgenehmigungen in Australien (€257 Mio.) gezahlt wurde. Änderungen des Konsolidierungskreises 2010 entsprechen dem Erwerb beherrschender Beteiligungen des Konzerns an der Hisusa/Agbar-Gruppe (€1.020 Mio.) und chilenischer Energieunternehmen (€348 Mio.) sowie der Auflösung gegenseitiger Beteiligungen im Wassersegment in Frankreich (€192 Mio.).

Ein Wertminderungsaufwand von €751 Mio. wurde in der Periode ausgewiesen, er bezog sich hauptsächlich auf die Wertminderung des Portfolios langfristiger Gaslieferverträge in der Sparte Global Gas & LNG in Höhe von €548 Mio. Angesichts der Entwicklungsaussichten wies der Konzern einen Wertminderungsaufwand von insgesamt €84 Mio. für seine Explorationslizenzen vor allem in Ägypten, Libyen und dem Golf von Mexiko aus (vgl. Erläuterung 5.2.2 "Wertminderung von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten (ohne Goodwill)").

2009 beziehen sich die Erwerbe vor allem auf immaterielle Rechte aus Konzessionsverträgen der Sparte Environnement (€241 Mio.) und auf Explorationslizenzen in Indonesien (€101 Mio.) und Algerien (€104 Mio.).

10.1.1 Immaterielle Rechte aus Konzessionsverträgen

Der Konzern verwaltet eine Reihe von Konzessionen im Sinne der Definition in SIC 29 (vgl. Erläuterung 22 "Dienstleistungskonzessionsvereinbarungen"), bei denen es um Trinkwasserverteilung, Wasseraufbereitung, Abfallabholung und -aufbereitung und Stromverteilung geht. Die Rechte, die der Konzern als Konzessionsnehmer für diese Infrastruktureinrichtungen erhalten hat, fallen in den Geltungsbereich von IFRIC 12 und werden nach dem Modell der immateriellen Vermögenswerte als immaterielle Vermögenswerte bilanziert.

10.1.2 Kapazitätsanrechte

Der Konzern hat Kapazitätsanrechte für Kraftwerke erworben, die von Dritten betrieben werden. Diese Kraftwerkskapazitätsanrechte wurden in Verbindung mit Geschäftsvorfällen oder im Rahmen der Beteiligung des Konzerns an der Finanzierung des Baus bestimmter Kraftwerke erworben. Als Gegenleistung erhielt der Konzern das Recht, einen Teil der Produktion über die Nutzungsdauer der zugrunde liegenden Basiswerte zu kaufen. Diese Anrechte werden über die Nutzungsdauer der zugrunde liegenden Vermögenswerte, aber über höchstens 40 Jahre, abgeschrieben. Gegenwärtig hält der Konzern Anrechte an dem Kraftwerk Chooz B in Frankreich, den Kraftwerken MKV und HKV in Deutschland und dem virtuellen Kraftwerk (VPP) in Italien.

10.1.3 Sonstige

Ende 2010 befinden sich unter dieser Titel vor allem Wasserentnahmerechte, Lizenzen und immaterielle Vermögenswerte, die infolge der Fusion mit Gaz de France erworben wurden, dazu gehören im Wesentlichen die Marke und die Kundenkontakte von Gaz de France sowie Lieferverträge. Die Explorations- und Produktionsgenehmigungen unter "Sonstige" der obigen Tabelle werden in Erläuterung 19 "Explorations- und Produktionstätigkeit" erklärt.

10.1.4 Nicht abschreibbare immaterielle Vermögenswerte

Der Buchwert immaterieller Vermögenswerte, die nicht abgeschrieben werden, weil ihre Nutzungsdauer unbestimmt ist, betrug per 31. Dezember 2010 €1.007 Mio. (€703 Mio. für Ende 2009). Dieser Titel bezieht sich hauptsächlich auf Wasserentnahmerechte, bestimmte Wasserversorgungskonzessionen von Agbar und die Marke Gaz de France, die als Teil der Zuordnung der Kosten des Unternehmenszusammenschlusses zu den Vermögenswerten und Schulden von Gaz de France erfasst wurde.

10.2 Kosten für Forschung und Entwicklung

Forschung und Entwicklung beziehen sich primär auf verschiedene Studien über technologische Innovation, Effizienzsteigerungen bei den Anlagen, Sicherheit, Umweltschutz, Dienstleistungsqualität und Nutzung von Energieressourcen.

Die Kosten für Forschung und Entwicklung (ohne Kosten für technische Unterstützung), die die Kriterien für einen Ansatz als immaterieller Vermögenswert nach IAS 38 nicht erfüllen, beliefen sich 2010 auf €222 Mio. und 2009 auf €218 Mio. Aufwendungen für unternehmenseigene Projekte in der Entwicklungsphase, die die Definition eines immateriellen Vermögenswerts erfüllen, sind nicht wesentlich.

11 SACHANLAGEN, NETTO

11.1 Entwicklungen bei Sachanlagen

in Millionen Euro	Grundstücke	Gebäude	Anlagen und Maschinen	Fahrzeuge	Abbruchkosten	Anlagen in Bau
BRUTTOBETRAG
Per 31. Dezember 2008	1.954	7.277	68.724	1.648	1.001	7.035
Erwerbe	104	100	1.591	123	0	6.474
Veräußerungen	(70)	(58)	(1.193)	(104)	(21)	7
Währungsumrechnungsdifferenzen	70	451	488	18	24	161
Änderungen des Konsolidierungskreises	1	253	528	8	0	101
Sonstige	278	194	3.863	31	67	(4.007)
Per 31. Dezember 2009	2.337	8.216	74.002	1.723	1.072	9.770
Erwerbe	87	174	1.235	150	0	6.548
Veräußerungen	(42)	(51)	(380)	(87)	(26)	(147)
Währungsumrechnungsdifferenzen	70	244	1.811	36	18	412
Änderungen des Konsolidierungskreises	318	126	2.129	(20)	3	53
Sonstige	167	(2.895)	8.772	(10)	581	(6.019)
Per 31. Dezember 2010	2.937	5.813	87.568	1.791	1.648	10.618
KUMULIERTE ABSCHREIBUNG UND WERTMINDERUNG
Per 31. Dezember 2008	(864)	(2.101)	(19.920)	(1.037)	(674)	(33)
Abschreibung und Wertminderung	(91)	(378)	(3.595)	(160)	(56)	(141)
Veräußerungen	47	52	891	97	11	2
Währungsumrechnungsdifferenzen	(37)	(107)	(127)	(11)	(14)	1
Änderungen des Konsolidierungskreises	3	8	193	(5)	0	0
Sonstige	(13)	(32)	179	20	1	1
Per 31. Dezember 2009	(956)	(2.558)	(22.378)	(1.097)	(732)	(170)
Abschreibung und Wertminderung	(89)	(368)	(4.323)	(165)	(75)	(137)
Veräußerungen	34	23	241	75	(0)	119
Währungsumrechnungsdifferenzen	(31)	(54)	(481)	(22)	(13)	(2)
Änderungen des Konsolidierungskreises	0	91	880	22	(2)	0
Sonstige	12	593	(555)	30	(10)	52
Per 31. Dezember 2010	(1.029)	(2.273)	(26.616)	(1.158)	(832)	(139)
BUCHWERT
Per 31. Dezember 2009	1.381	5.658	51.623	626	340	9.600
Per 31. Dezember 2010	1.908	3.540	60.953	634	817	10.479

in Millionen Euro	Sonstige	Summe
BRUTTOBETRAG
Per 31. Dezember 2008	1.306	88.946
Erwerbe	76	8.467
Veräußerungen	(47)	(1.486)
Währungsumrechnungsdifferenzen	3	1.215
Änderungen des Konsolidierungskreises	11	901
Sonstige	(108)	317
Per 31. Dezember 2009	1.241	98.360
Erwerbe	103	8.297
Veräußerungen	(48)	(780)
Währungsumrechnungsdifferenzen	18	2.609
Änderungen des Konsolidierungskreises	(107)	2.501
Sonstige	(32)	563
Per 31. Dezember 2010	1.175	111.551
KUMULIERTE ABSCHREIBUNG UND WERTMINDERUNG
Per 31. Dezember 2008	(835)	(25.463)
Abschreibung und Wertminderung	(88)	(4.509)
Veräußerungen	42	1.140
Währungsumrechnungsdifferenzen	(2)	(297)
Änderungen des Konsolidierungskreises	(3)	197
Sonstige	82	238
Per 31. Dezember 2009	(804)	(28.695)
Abschreibung und Wertminderung	(179)	(5.336)
Veräußerungen	40	531
Währungsumrechnungsdifferenzen	(11)	(614)
Änderungen des Konsolidierungskreises	89	1.082
Sonstige	62	184
Per 31. Dezember 2010	(802)	(32.848)
BUCHWERT
Per 31. Dezember 2009	437	69.665
Per 31. Dezember 2010	373	78.703

Änderungen des Konsolidierungskreises wirkten sich netto mit €3.583 Mio. auf die Sachanlagen aus. Diese Änderungen bilden hauptsächlich den Erwerb einer beherrschenden Beteiligung an der Hisusa/Agbar-Gruppe, chilenischen Energieunternehmen (€698 Mio.) und an Astoria Energy in den USA ab (€807 Mio.).

Die Hauptauswirkungen von Wechselkursschwankungen auf den Bruttowert der Sachanlagen per 31. Dezember 2010 bestehen vor allem in Umrechnungsgewinnen beim US-Dollar (€899 Mio.), dem brasilianischen Real (€680 Mio.), dem thailändischen Baht (€307 Mio.) und der norwegischen Krone (€182 Mio.).

Wertminderungsaufwand für Sachanlagen per 31. Dezember 2010 belief sich auf €468 Mio. und wurde hauptsächlich bei Kraftwerksvermögenswerten in Spanien und der Megal-Gasleitung in Deutschland verbucht, wie in Erläuterung 5.2.2 "Wertminderung von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten (ohne Goodwill)" beschrieben.

Die Erhöhung der Abbruchvermögenswerte gibt vor allem die Überprüfung von Rückstellungen für den Abriss von Nukleareinrichtungen in Belgien für €211 Mio. wieder als Folge der Stellungnahme des Nuclear Provisions Committee vom 22. November 2010 im Kontext seiner gesetzlichen Verpflichtung, alle drei Jahre die Rückstellungen für den Nuklearbereich zu überprüfen (vgl. Erläuterung 17.2 "Schulden aus der Demontage von Kernkraftanlagen").

Vermögenswerte in Bezug auf Exploration und Produktion von Bodenschätzen aus der obigen Tabelle werden in Erläuterung 19 "Explorations- und Produktionstätigkeit" erklärt. Felder in der Erschließungsphase stehen unter "Anlagen in Bau", produzierende Felder unter "Anlagen und Ausrüstung".

11.2 Verpfändete und mit einer Hypothek belastete Vermögenswerte

Posten aus Sachanlagen, die der Konzern als Bürgschaft für Finanzschulden verpfändet hat, belaufen sich per 31. Dezember 2010 auf €3.538 Mio. gegenüber €2.596 Mio. per 31. Dezember 2009.

11.3 Vertragliche Zusicherungen zum Erwerb von Sachanlagen

In ihrer gewöhnlichen Geschäftstätigkeit haben einige Gesellschaften des Konzern Zusicherungen zum Kauf von Sachanlagen abgegeben, wie die entsprechenden Dritten die Verpflichtung zur Lieferung. Diese Zusicherungen beziehen sich im Wesentlichen auf Bestellungen von Ausrüstung, Fahrzeugen und Material, die für den Bau von Energieerzeugungsanlagen (Strom und Kraft-Wärme-Kopplung) und für Dienstleistungsvereinbarungen erforderlich sind.

Die Investitionszusagen des Konzerns zum Erwerb von Sachanlagen beliefen sich per 31. Dezember 2010 auf €5.956 Mio. (Ende 2009 waren es €5.876 Mio.). Die Erhöhung dieses Postens im Jahresvergleich geht vor allem auf neue Vereinbarungen in Verbindung mit dem Bau der Anlagen Rotterdam (€696 Mio.) und Chilca One (€211 Mio.), auf das Wasserprojekt Bristol und Änderungen des Konsolidierungskreises durch den Erwerb einer beherrschenden Beteiligung an der Hisusa/Agbar-Gruppe (€358 Mio.) zurück. Diese Auswirkungen werden teilweise durch ein aufgegebenes Kraftwerkbauprojekt in Spanien (Negativwirkung €470 Mio.) und erfüllte Investitionszusagen aufgefangen.

11.4 Sonstige Informationen

Die Fremdkapitalkosten, die 2010 in den Sachanlagenkosten enthalten waren, beliefen sich per 31. Dezember 2010 auf €342 Mio. und Ende 2009 auf €249 Mio.

12 INVESTITIONEN IN ASSOZIIERTE UNTERNEHMEN

12.1 Aufgliederung von Investitionen in assoziierte Unternehmen

	Buchwert von Investitionen in assoziierte Unternehmen		Anteil am Jahresüberschuss (Verlust) von assoziierten Unternehmen
in Millionen Euro	31. Dez. 2010	31. Dez. 2009	31. Dez. 2010	31. Dez. 2009
Belgische Unternehmen im Kommunalverbund	416	510	184	190
Elia	0	(86)	0	23
Fluxys	0	242	0	57
Gasag	468	463	20	19
GTT	117	132	(3)	8
Noverco	229	157	10	10
Sonstige	750	757	54	95
SUMME	1.980	2.176	264	403

Die Verringerung des Buchwerts von Investitionen in assoziierte Unternehmen am 31. Dezember 2010 geht im Wesentlichen auf die Veräußerung von Elia- und Fluxys-Aktien in der ersten Hälfte 2010 und auf Rückführungen von Stammkapital durch die Unternehmen im Kommunalverbund 2010 zurück.

Die Dividenden, die der Konzern von assoziierten Unternehmen 2010 und 2009 empfangen hat, beliefen sich auf €273 Mio. bzw. €376 Mio.

Der vom Konzern verbuchte Goodwill auf den Erwerb von assoziierten Unternehmen ist mit einem Nettobetrag von €206 Mio. am 31. Dezember 2010 (per 31. Dezember 2009 €280 Mio.) auch in den "Investitionen in assoziierte Unternehmen" enthalten.

Am 31. Dezember 2010 betrug der nicht ausgewiesene Gesamtverlust bei assoziierten Unternehmen (entspricht dem kumulierten Betrag von Verlusten, die den Buchwert von Investitionen in die jeweiligen assoziierte Unternehmen überschreiten, einschließlich des ergebnisneutral verrechneten Ergebnisses) €241 Mio. Diese nicht erfassten Verluste entsprechen vor allem dem negativen beizulegenden Zeitwert von Finanzinstrumenten, die als Zinsabsicherungen designiert waren ("Ergebnisneutral verrechnetes Ergebnis") und die assoziierte Unternehmen zur Finanzierung von Kraftwerken und Entsalzungsanlagen im Nahen Osten verwendet haben.

12.2 Kennzahlen der assoziierten Unternehmen

in Millionen Euro	neueste Anteile %	Summe Vermögenswerte	Schulden	Eigenkapital	Umsatzerlöse	Jahresüberschuss
Per 31. Dezember 2010
Belgische Unternehmen im Kommunalverbunda		11.735	6.901	4.834	2.827	585
Noverco-Gruppe	17,6	4.393	3.090	1.304	1.271	58
Gasag-Gruppe	31,6	2.763	2.002	761	1.162	73
GTT	40,0	126	59	67	77	19
Per 31. Dezember 2009
Belgische Unternehmen im Kommunalverbunda		11.671	5.911	5.760	2.493	681
Elia	24,4	4.420	3.053	1.367	771	84
Fluxys(b)	38,5	2.664	1.378	1.287	592	111
GTT	40,0	133	59	75	142	66

^(a) ausgehend von den kombinierten Finanzdaten der belgischen Unternehmen im Kommunalverbund für das vorige Geschäftsjahr, die neu nach IFRS bilanziert wurden.
^(b) ausgehend von den von Fluxys für 2008 berichteten Daten

13 INVESTITIONEN IN JOINT VENTURES

Die wichtigsten Joint Ventures haben wie folgt zum Konzernabschluss beigetragen:

in Millionen Euro	Konsolidierungsanteil	Kurzfristige Vermögenswerte	Langfristige Vermögenswerte	Kurzfristige Schulden	Langfristige Schulden	Umsatzerlöse
Per 31. Dezember 2010
EFOG	22,5	135	334	5	171	166
Energia Sustentavel Do Brasil	50,1	271	1.224	77	849	0
Acea/Electrabel group	40,6a	472	734	739	150	1.291
SPP-Gruppe	24,5	277	1.705	92	350	737
WSW Energie und Wasser AG	33,1	42	307	53	73	170
Senoko	30,0	90	773	51	539	524
Tirreno Power	35,0	146	569	143	411	308
Per 31. Dezember 2009
EFOG	22,5	131	348	13	173	148
Energia Sustentavel Do Brasil	50,1	121	472	22	69	0
Acea/Electrabel group	40,6a	417	718	681	158	1.103
Hisusa-Gruppe	51,0b	948	2.886	939	1.026	1.697
SPP-Gruppe	24,5	244	1.644	115	199	661
WSW Energie und Wasser AG	33,1	59	305	44	46	186
Senoko	30,0	77	653	34	131	374
Sociedad GNL Mejillones	50,0	20	171	143	51	0
Tirreno Power	35,0	127	565	132	416	319

in Millionen Euro	Jahresüberschuss (-verlust)
Per 31. Dezember 2010
EFOG	76
Energia Sustentavel Do Brasil	5
Acea/Electrabel group	26
SPP-Gruppe	144
WSW Energie und Wasser AG	6
Senoko	9
Tirreno Power	15
Per 31. Dezember 2009
EFOG	59
Energia Sustentavel Do Brasil	4
Acea/Electrabel group	(2)
Hisusa-Gruppe	27
SPP-Gruppe	138
WSW Energie und Wasser AG	7
Senoko	6
Sociedad GNL Mejillones	(56)
Tirreno Power	33

^(a) Der Konsolidierungsanteil bezieht sich auf die Holding-Unternehmen.
^(b) 2009 wurden Agbar und die von ihr beherrschten Tochtergesellschaften durch die Hisusa-Gruppe vollkonsolidiert, die durch eine Beteiligung von 51% von GDF SUEZ quotenkonsolidert war.

Am 8. Juni 2010 wurde die Hisusa-Gruppe nach dem Erwerb der Hisusa/Agbar-Gruppe durch SUEZ Environnement vollkonsolidiert. Dieser Geschäftsvorfall ist in Erläuterung 2 "Wichtige Änderungen der Konzernstruktur" genauer beschrieben.

GNL Mejillones ist seit 9. November 2010 voll konsolidiert.

14 FINANZINSTRUMENTE

14.1 Finanzielle Vermögenswerte

Die finanziellen Vermögenswerte des Konzerns gliedern sich in folgende Kategorien:

	31. Dez. 2010			31. Dez. 2009
in Millionen Euro	Langfristig	Kurzfristig	Summe	Langfristig	Kurzfristig	Summe
Zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte	3.252		3.252		3.563	3.563
Darlehen und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten	2.794	22.366	25.159	2.426	20.696	23.122
Darlehen und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten (ohne Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen)	2.794	1.032	3.825	2.426	947	3.373
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen, netto		21.334	21.334		19.748	19.748
Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte	2.532	7.452	9.984	1.927	9.085	11.011
Derivate	2.532	5.739	8.271	1.927	7.405	9.331
Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte (ohne Derivate)		1.713	1.713		1.680	1.680
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente		11.296	11.296		10.324	10.324
SUMME	8.578	41.113	49.691	7.916	40.104	48.020

14.1.1 Zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte

in Millionen Euro
Per 31. Dezember 2008	3.309
Erwerbe	879
Veräußerungen (Buchwert von Veräußerungen)	(546)
Änderungen des im Eigenkapital erfassten beizulegenden Zeitwerts	(23)
Änderungen des im Erlös erfassten beizulegenden Zeitwerts	(66)
Änderungen des Konsolidierungskreises, der Umrechnung von Fremdwährung und sonstige Änderungen	10
Per 31. Dezember 2009	3.563
Erwerbe	518
Veräußerungen (Buchwert von Veräußerungen)	(648)
Änderungen des im Eigenkapital erfassten beizulegenden Zeitwerts	(126)
Änderungen des im Erlös erfassten beizulegenden Zeitwerts	(69)
Änderungen des Konsolidierungskreises, der Umrechnung von Fremdwährung und sonstige Änderungen	14
Per 31. Dezember 2010	3.252

Die zur Veräußerung verfügbaren finanziellen Vermögenswerte des Konzerns betrugen per 31. Dezember 2010 €3.252 Mio., davon waren €1.131 Mio. gelistete und €2.121 Mio. nicht gelistete Wertpapiere (€1.404 Mio. bzw. €2.159 Mio. per 31. Dezember 2009).

Bei den Erwerben dieser Periode ging es hauptsächlich um den Anteil von 9% an dem Gasleitungsprojekt der Nord Stream AG für €238 Mio. sowie um Erwerbe verschiedener SICAV-Geldmarktfonds und Anleihen durch Synatom in Verbindung mit seinen Investitionszusagen.

Die Verkäufe bezogen sich 2010 hauptsächlich auf den Verkauf von Gas-Natural-Aktien für €555 Mio. und den Verkauf von Anteilen an VNG.

Infolge der gesunkenen Preise für Gas-Natural-Aktien in der ersten Jahreshälfte löste der Konzern Gewinne aus Neubewertung in Höhe von €103 Mio. auf, die am 31. Dezember 2009 in das Eigenkapital gebucht worden waren, und wies zusätzlich €46 Mio. als Wertminderungsaufwand im Erlös aus.

2009 betraf der häufigste Wertminderungsaufwand Gas-Natural-Aktien.

14.1.1.1 Im Eigenkapital oder im Erlös erfasste Gewinne und Verluste bei zur Veräußerung verfügbaren finanziellen Vermögenswerten

Die Tabelle zeigt im Eigenkapital oder im Erlös erfasste Gewinne und Verluste bei zur Veräußerung verfügbaren finanziellen Vermögenswerten:

in Millionen Euro		Neubewertung nach Erwerb
	Dividenden	Änderung des beizulegenden Zeitwerts	Umrechnung der Fremdwährung	Wertminderung	Nettogewinne aus Veräußerungen
Eigenkapital*	-	(125)	38	-	-
Erlös	128			(69)	178
SUMME PER 31. DEZEMBER 2010	128	(125)	38	(69)	178
Eigenkapital*	-	(23)	(17)	-	-
Erlös	229			(66)	101
SUMME PER 31. DEZEMBER 2009	229	(23)	(17)	(66)	101

^* ohne steuerliche Wirkung

Nettogewinne aus Veräußerungen in Höhe von €178 Mio. enthalten zumeist Kapitalgewinne aus Verkäufen von VNG- und Gas-Natural-Aktien.

Gewinne und Verluste, die ursprünglich im Eigenkapital ausgewiesen waren, wurden nach der Veräußerung von zur Veräußerung verfügbaren finanziellen Vermögenswerten in Höhe von €27 Mio. für 2010 in den Erlös umgruppiert.

14.1.1.2 Analyse von zur Veräußerung verfügbaren finanziellen Vermögenswerten in Verbindung mit Werthaltigkeitstests

Der Konzern überprüfte den Wert seiner zur Veräußerung verfügbaren finanziellen Vermögenswerte fallweise um festzustellen, ob in dem herrschenden Marktumfeld ein Wertminderungsaufwand zu erfassen ist.

Ein Beispiel für einen Wertminderungsindikator für börsennotierte Wertpapiere ist, wenn der Wert solcher Wertpapiere unter 50% ihrer Anschaffungskosten fällt oder über mehr als 12 Monate unter den Anschaffungskosten liegt.

Von diesen Kriterien ausgehend, wurde in der ersten Hälfte 2010 für Gas-Natural-Aktien ein Wertminderungsaufwand von €46 Mio. angesetzt.

Der Konzern ist der Auffassung, dass es - mit Ausnahme der Gas-Natural-Aktien in der ersten Hälfte 2010 - bei keinem der zur Veräußerung verfügbaren finanziellen Vermögenswerte eine signifikante Werteinbuße gegeben hat.

14.1.2 Darlehen und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten

	31. Dez. 2010			31. Dez. 2009
in Millionen Euro	Langfristig	Kurzfristig	Summe	Langfristig	Kurzfristig	Summe
Darlehen und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten (ohne Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen)	2.794	1.032	3.825	2.426	947	3.373
Zweigunternehmen gewährte Darlehen	932	230	1.162	1.285	332	1.617
Sonstige Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten	1.157	150	1.307	485	326	812
Ausstehende Beträge aus Konzessionsverträgen	315	453	768	202	116	319
Ausstehende Beträge aus Finanzierungsleasings	389	198	588	454	172	626
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen		21.334	21.334		19.748	19.748
SUMME	2.794	22.366	25.159	2.426	20.696	23.122

Die folgende Tabelle zeigt den Wertminderungsaufwand für Darlehen und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten.

	31. Dez. 2010			31. Dez. 2009
in Millionen Euro	Brutto	Abschreibung und Wertminderung	Netto	Brutto	Abschreibung und Wertminderung	Netto
Darlehen und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten (ohne Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen)	4.224	(399)	3.825	3.837	(464)	3.373
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen, netto	22.425	(1.091)	21.334	20.915	(1.167)	19.748
SUMME	26.649	(1.490)	25.159	24.752	(1.630)	23.122

Nettogewinne und -verluste, die in der Gewinn- und Verlustrechnung des Konzerns für Darlehen und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten (einschließlich Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen) ausgewiesen wurden, gliedern sich wie folgt:

		Neubewertung nach Erwerb
in Millionen Euro	Anteil am Erlös	Umrechnung der Fremdwährung	Wertminderung
Per 31. Dezember 2009	186	(52)	(208)
Per 31. Dezember 2010	101	(43)	(19)

Darlehen und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten (ohne Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen)

"Darlehen und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten" enthalten die dem Konzern von der ESO/Elia-Gruppe geschuldete Forderung von €534 Mio. per 31. Dezember 2010 und €454 Mio. per 31. Dezember 2009.

Per 31. Dezember 2010 und per 31. Dezember 2009 wurde kein wesentlicher Wertminderungsaufwand gegen Darlehen und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten (ohne Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen) gebucht.

Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen

Beim ersten Ansatz werden Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen zum beizulegenden Zeitwert erfasst, der im Allgemeinen ihrem Nennwert entspricht. Wertminderungsaufwand wird nach der geschätzten Gefahr der Nichteinbringung erfasst. Der Buchwert von Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstigen Forderungen stellt eine vernünftige Schätzung des beizulegenden Zeitwerts dar.

Der Wertminderungsaufwand, der gegen Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen angesetzt wurde, betrug Ende 2010 €1.091 Mio. im Vergleich zu €1.167 Mio. Ende 2009. Die Senkung geht vor allem auf den Rückgang der Wertminderung bei Forderungen aus Lieferungen und Leistungen 2010 zurück und auch auf die Wirkung des Ausweises von zuvor als zweifelhaft wertgeminderten Forderungen als uneinbringlich.

14.1.3 Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte

	31. Dez. 2010			31. Dez. 2009
in Millionen Euro	Langfristig	Kurzfristig	Summe	Langfristig	Kurzfristig	Summe
Derivate	2.532	5.739	8.271	1.927	7.405	9.331
Fremdkapital absichernde Derivate	1.452	68	1.521	939	115	1.053
Commodities absichernde Derivate	994	5.662	6.656	961	7.252	8.214
Sonstige Posten absichernde Derivate	86	9	94	27	38	65
Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte (ohne Derivate)	0	1.555	1.555	0	1.609	1.609
Finanzielle Vermögenswerte, die die Voraussetzungen einer erfolgswirksamen Bewertung zum beizulegenden Zeitwert erfüllen	1.511	1.511		1.560	1.560
Finanzielle Vermögenswerte, die für eine erfolgswirksame Bewertung zum beizulegenden Zeitwert designiert sind	45	45		49	49
Margenausgleich bei Derivaten, die Fremdkapital absichern -Vermögenswerte	157	157		71	71
SUMME	2.532	7.452	9.984	1.927	9.085	11.011

Finanzielle Vermögenswerte, die die Voraussetzungen einer erfolgswirksamen Bewertung zum beizulegenden Zeitwert erfüllen (ohne Derivate), sind hauptsächlich UCITS, die zu Handelszwecken gehalten und kurzfristig verkauft werden. Sie sind in der Berechnung der Nettoverschuldung des Konzerns enthalten (vgl. Erläuterung 14.3).

Gewinne bei finanziellen Vermögenswerten mit einer erfolgswirksamen Bewertung zum beizulegenden Zeitwert (ohne Derivate), die zu Handelszwecken gehalten werden, beliefen sich 2010 auf €15 Mio. gegenüber €26 Mio. für 2009.

Gewinne und Verluste bei finanziellen Vermögenswerten, die als erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert designiert sind, waren 2010 nicht wesentlich.

14.1.4 Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente

Per 31. Dezember 2010 beliefen sich die Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente auf €11.296 Mio. (per 31. Dezember 2009 waren es €10.324 Mio.).

Dieser Titel enthält Ende 2010 €231 Mio. Zahlungsmittel mit Verfügungsbeschränkungen gegenüber €149 Mio. Ende 2009.

Der Erlös, der für das am 31. Dezember 2010 beendete Jahr für Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente ausgewiesen wurde, betrug €141 Mio. und €149 Mio. für das am 31. Dezember 2009 beendete Jahr.

14.1.5 Als Sicherheit verpfändete finanzielle Vermögenswerte und Eigenkapitalinstrumente

in Millionen Euro	31. Dez. 2010	31. Dez. 2009
Als Sicherheit verpfändete finanzielle Vermögenswerte und Eigenkapitalinstrumente	2.247	2.005

Dieser Posten enthält Eigenkapitalinstrumente und, in geringerem Maße, Forderungen aus Lieferungen und Leistungen, die als Sicherheitsleistung für Finanzschulden verpfändet wurden.

14.2 Finanzielle Verbindlichkeiten

Finanzielle Verbindlichkeiten werden ausgewiesen in:

―	"Verbindlichkeiten zu fortgeführten Anschaffungskosten" (Finanzschulden, Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten und sonstige finanzielle Verbindlichkeiten);
―	"Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Verbindlichkeiten" (Derivate).

Per 31. Dezember 2010 sind die finanziellen Verbindlichkeiten des Konzerns in folgende Kategorien eingestuft:

	31. Dez. 2010			31. Dez. 2009
in Millionen Euro	Langfristig	Kurzfristig	Summe	Langfristig	Kurzfristig	Summe
Finanzschulden	38.179	9.059	47.238	32.155	10.117	42.272
Derivate	2.104	5.738	7.842	1.792	7.170	8.961
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten	-	14.835	14.835	-	12.887	12.887
Sonstige finanzielle Verbindlichkeiten	780	-	780	911	-	911
SUMME	41.063	29.632	70.694	34.858	30.174	65.032

Erhaltene Vorauszahlungen und Anzahlungen und bestimmte sonstige Konten, die früher unter "Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten" erschienen, wurden in der Konzernbilanz per 31. Dezember 2010 neu unter "Sonstige kurzfristige Verbindlichkeiten" klassifiziert. Um diese Änderung der Darstellung zu verdeutlichen, wurden die Vergleichszahlen für 2009 neu ausgewiesen.

14.2.1 Finanzschulden

	31. Dez. 2010			31. Dez. 2009
in Millionen Euro	Langfristig	Kurzfristig	Summe	Langfristig	Kurzfristig	Summe
Emission von Anleihen	23.975	921	24.896	20.606	1.060	21.666
Commercial Papers		3.829	3.829		4.273	4.273
Inanspruchnahmen von Kreditfazilitäten	1.286	302	1.588	260	920	1.180
Verbindlichkeiten aus Finanzierungsleasings	1.258	243	1.502	1.241	156	1.398
Sonstige Bankdarlehen	9.767	1.110	10.877	7.832	1.663	9.495
Sonstiges Fremdkapital	1.226	65	1.290	1.479	163	1.643
SUMME FREMDKAPITAL	37.512	6.470	43.982	31.418	8.236	39.653
Kontokorrentkredite und Transaktionskonten		1.741	1.741	1.357	1.357
AUSSTEHENDES FREMDKAPITAL	37.512	8.210	45.722	31.418	9.593	41.011
Auswirkung der Bewertung zu fortgeführten Anschaffungskosten	621	191	812	636	244	880
Auswirkung der Absicherung des beizulegenden Zeitwerts	46	119	165	101	92	193
Margenausgleich bei Derivaten, die Fremdkapital absichern -Schulden		539	539	189	189
FINANZSCHULDEN	38.179	9.059	47.238	32.155	10.117	42.272

Per 31. Dezember 2010 belief sich der beizulegende Zeitwert der Bruttofinanzschulden auf €47.531 Mio. gegenüber einem Nettobuchwert von €47.238 Mio.

Finanzerträge und -aufwendungen (hauptsächlich Zinsen) werden bei den Gewinnen und Verlusten auf Finanzschulden ausgewiesen und in Erläuterung 6 "Nettofinanzerträge/(-aufwendungen)" dargestellt.

Die Finanzschulden werden in Erläuterung 14.3 analysiert.

14.2.2 Derivate

Bei den Verbindlichkeiten erfasste Derivate werden zum beizulegenden Zeitwert bewertet, sie gliedern sich wie folgt:

	31. Dez. 2010			31. Dez. 2009
in Millionen Euro	Langfristig	Kurzfristig	Summe	Langfristig	Kurzfristig	Summe
Fremdkapital absichernde Derivate	969	157	1.126	637	115	752
Commodities absichernde Derivate	1.037	5.512	6.549	1.085	7.031	8.116
Sonstige Posten absichernde Derivate	98	69	166	70	24	93
SUMME	2.104	5.738	7.842	1.792	7.170	8.961

14.2.3 Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten

in Millionen Euro	31. Dez. 2010	31. Dez. 2009
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen	13.458	11.722
Verbindlichkeit aus materiellen Vermögenswerten	1.377	1.165
SUMME	14.835	12.887

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

14.2.4 Sonstige finanzielle Verbindlichkeiten

Die sonstigen finanziellen Verbindlichkeiten gliedern sich wie folgt:

in Millionen Euro	31. Dez. 2010	31. Dez. 2009
Verbindlichkeiten aus Erwerben von Wertpapieren	643	775
Sonstige	136	136
SUMME	780	911

Sonstige finanzielle Verbindlichkeiten beziehen sich zumeist auf Verbindlichkeiten gegenüber verschiedenen Gegenparteien aus Verkaufsoptionen, die der Konzern Inhabern von nichtbeherrschenden Beteiligungen voll konsolidierter Unternehmen gewährt.

Diese Kaufzusicherungen für Eigenkapitalinstrumente werden daher als Verbindlichkeiten erfasst (vgl. Erläuterung 1.4.11.2), sie betreffen:

―	33,20% des Kapitals der Compagnie Nationale du Rhone (CNR) für 2010 und 2009;
―	43,16% des Kapitals der Compagnie du Vent für 2010 und 2009;
―	49% des Kapitals von Gaselys nur 2009 (der Konzern kaufte 2010 nicht-beherrschende Beteiligungen an Gaselys).

Inhaber von nicht-beherrschenden Beteiligungen an CNR können ihre Optionen nur ausüben, wenn das französische "loi Murcef" abgeschafft wird. Inhaber von nicht-beherrschenden Beteiligungen an der Compagnie du Vent können ab 2011 ihre Optionen in mehreren Phasen ausüben.

Als Teil von zwischen den Parteien geschlossenen Vereinbarungen hält der Konzern auch Call-Options auf diese Aktien.

14.3 Nettoverschuldung

	31. Dez. 2010			31. Dez. 2009
in Millionen Euro	Langfristig	Kurzfristig	Summe	Langfristig	Kurzfristig	Summe
Ausstehende Finanzschulden	37.512	8.210	45.722	31.418	9.593	41.011
Auswirkung der Bewertung zu fortgeführten Anschaffungskosten	621	191	812	636	244	880
Auswirkung der Absicherung des beizulegenden Zeitwertsa	46	119	165	101	92	193
Margenausgleich bei Derivaten, die Fremdkapital absichern - Schulden	539	539		189	189
FINANZSCHULDEN	38.179	9.059	47.238	32.155	10.117	42.272
Derivate, die Fremdkapital aus Verbindlichkeiten absichernb	969	157	1.126	637	115	752
BRUTTOSCHULDEN	39.148	9.216	48.364	32.791	10.232	43.024
Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte	0	(1.555)	(1.555)	0	(1.609)	(1.609)
Margenausgleich bei Derivaten, die Fremdkapital absichern -Vermögenswerte	(157)	(157)		(71)	(71)
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	0	(11.296)	(11.296)	0	(10.324)	(10.324)
Derivate, die Fremdkapital aus Vermögenswerten absichernb	(1.452)	(68)	(1.521)	(939)	(115)	(1.053)
ZAHLUNGSMITTEL, NETTO	(1.452)	(13.077)	(14.529)	(939)	(12.119)	(13.057)
NETTOSCHULD	37.696	(3.861)	33.835	31.853	(1.886)	29.967
Ausstehende Finanzschulden	37.512	8.210	45.722	31.418	9.593	41.011
Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte	0	(1.555)	(1.555)	0	(1.609)	(1.609)
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	0	(11.296)	(11.296)	0	(10.324)	(10.324)
NETTOSCHULD OHNE DIE AUSWIRKUNG VON DERIVATEN, BARSICHERHEIT UND FORTGEFÜHRTE ANSCHAFFUNGSKOSTEN	37.512	(4.641)	32.871	31.418	(2.340)	29.078

^(a) Dieser Posten entspricht der Neubewertung des Zinsbestandteils der Schuld in einer designierten Sicherungsbeziehung für den beizulegenden Zeitwert.
^(b) Dieser Posten stellt den beizulegenden Zeitwert von auf die Schuld bezogenen Derivaten dar, unabhängig davon, ob sie als Sicherung designiert sind (vgl. Erläuterungen 14.1.3 und 14.2.2).

14.3.1 Die wichtigsten Schuldverschreibungen in der Periode

2010 emittierte der Konzern GDF SUEZ eine Reihe von Anleihen im Wert von insgesamt €4.327 Mio., zu denen hauptsächlich gehören:

―	eine €2-Mrd.-Emission, die aus einer 7-Jahres-Tranche mit einem Volumen von €1 Mrd., die im Oktober 2017 fällig wird, zu einem Zinssatz von 2,75% und einer 12-Jahres-Tranche mit einem Volumen von €1 Mrd., die im Oktober 2022 fällig wird, zu einem Zinssatz von 3,5% besteht. Der Konzern verwendete insgesamt €934 Mio. dieser Ausgaben, um teilweise seine im Januar 2012, im Januar 2013 und im Januar 2014 fällig werdenden Anleihen einzuziehen, die Zinsen von 4,375%, 4,75% bzw. 6,25% erbringen.
―	einer Anleihe über GBP 700 Mio. mit einer Laufzeit von 50 Jahren zu 5% Zinsen. Zu dieser Ausgabe wurde ein Euro-Swap mit einer durchschnittlichen Verzinsung von 4,28% abgeschlossen.
―	eine Emission mit einem Volumen von €500 Mio. durch SUEZ Environnement, fällig 2022, mit 4,125% verzinst;
―	eine Emission mit einem Volumen von USD 400 Mio. durch E-CL (Chile), fällig im Januar 2021, mit 5,62% verzinst;
―	eine Emission mit einem Volumen von €210 Mio. (8.000 Mio. thailändische Baht) durch Glow Energy Public Ltd.

16. Juni 2010 wurde eine Konsortialkreditlinie über €4 Mrd. mit einer Laufzeit von 5 Jahren mit einem Konsortium aus 18 Banken vereinbart.

Änderungen des Konsolidierungskreises im Jahr 2010 ließen die Nettoverschuldung um €1.934 Mio. ansteigen. Die Währungsumrechnung erhöhte die Nettoverschuldung um €1.102 Mio. (davon €485 Mio. durch den US-Dollar).

14.3.2 Statischer Verschuldungsgrad

in Millionen Euro	31. Dez. 2010	31. Dez. 2009
Nettoschuld	33.835	29.967
Summe Eigenkapital	70.717	65.527
Statischer Verschuldungsgrad	47,8%	45,7%

14.4 Beizulegender Zeitwert nach Stufen der Fair-Value-Hierarchie

14.4.1 Finanzielle Vermögenswerte

Die folgende Tabelle zeigt die Zuweisung von Finanzinstrumenten, die unter Vermögenswerten verbucht sind, zu den verschiedenen Stufen der Fair-Value-Hierarchie:

Beizulegender Zeitwert nach Stufen	31. Dez. 2010				31. Dez. 2009
in Millionen Euro	Summe	Stufe 1	Stufe 2	Stufe 3	Summe	Stufe 1
Zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte	3.252	1.131	-	2.120	3.563	1.404
Darlehen und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten, die zur designierten Absicherung des beizulegenden Zeitwerts benutzt werden	256	-	256	-	270	-
Darlehen und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten (ohne Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen)	256	-	256	-	270	-
Derivate	8.271	1.043	7.175	53	9.332	748
Fremdkapital absichernde Derivate	1.521	-	1.521	-	1.053	-
Waren absichernde Derivate - im Zusammenhang mit Portfolio-Management	2.574	257	2.267	51	3.297	233
Waren absichernde Derivate - im Zusammenhang mit Handelstätigkeit	4.082	786	3.294	2	4.917	516
Sonstige Posten absichernde Derivate	94	-	94	-	65	-
Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte	1.555	1.317	238	-	1.609	1.340
Finanzielle Vermögenswerte, die die Voraussetzungen einer erfolgswirksamen Bewertung zum beizulegenden Zeitwert erfüllen	1.511	1.317	194	-	1.560	1.340
Finanzielle Vermögenswerte, die für eine erfolgswirksame Bewertung zum beizulegenden Zeitwert designiert sind	45	-	45	-	49	-
SUMME	13.335	3.492	7.670	2.173	14.773	3.492

Beizulegender Zeitwert nach Stufen	31. Dez. 2009
in Millionen Euro	Stufe 2	Stufe 3
Zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte	-	2.159
Darlehen und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten, die zur designierten Absicherung des beizulegenden Zeitwerts benutzt werden	270	-
Darlehen und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten (ohne Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen)	270	-
Derivate	8.521	62
Fremdkapital absichernde Derivate	1.035	18
Waren absichernde Derivate - im Zusammenhang mit Portfolio-Management	3.046	18
Waren absichernde Derivate - im Zusammenhang mit Handelstätigkeit	4.375	26
Sonstige Posten absichernde Derivate	65	-
Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte	269	-
Finanzielle Vermögenswerte, die die Voraussetzungen einer erfolgswirksamen Bewertung zum beizulegenden Zeitwert erfüllen	220	-
Finanzielle Vermögenswerte, die für eine erfolgswirksame Bewertung zum beizulegenden Zeitwert designiert sind	49	-
SUMME	9.060	2.221

Zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte

Börsennotierte Wertpapiere - am Ende der Berichtsperiode nach ihrem Marktwert bewertet - stehen auf Stufe 1.

Nicht notierte Wertpapiere - mit Evaluierungsmodellen bewertet, die hauptsächlich auf neueren Markttransaktionen, dem Barwert von Dividenden/Cashflow oder dem Nettovermögenswert beruhen - stehen auf Stufe 3.

Darlehen und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten (ohne Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen)

Darlehen und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten (ohne Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen) in einem designierten Sicherungsverhältnis des beizulegenden Zeitwerts stehen auf Stufe 2. Nur der Zinsbestandteil dieser Posten wird neu bewertet, wobei der beizulegende Zeitwert durch Verweis auf beobachtbare Marktdaten ermittelt wird.

Derivate

Derivate der Stufe 1 sind hauptsächlich Futures, die in organisierten Märkten mit Clearingstellen gehandelt werden. Sie werden nach dem beizulegenden Zeitwert ihres notierten Preises bewertet.

Die Bewertung von Derivaten der Stufe 3 zum beizulegenden Zeitwert beruht auf nicht beobachtbaren Inputs und internen Annahmen, weil zumeist die Fälligkeit der Instrumente den beobachtbaren Zeitraum für den Terminpreis des Basiswerts überschreitet oder weil bestimmte Inputs, wie die Volatilität des Basiswerts, am Bewertungsstichtag nicht beobachtbar waren.

Die Bewertung sonstiger Derivate zum beizulegenden Zeitwert beruht auf allgemein üblichen Modellen des Commodity-Trading und umfasst direkt und indirekt beobachtbare Inputs. Diese Instrumente werden der Stufe 2 der Hierarchie des beizulegenden Zeitwerts zugewiesen.

Finanzielle Vermögenswerte, die als erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert designiert oder qualifiziert sind

Finanzielle Vermögenswerte, die als erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert gelten, für die der Konzern reguläre Nettovermögenswertangaben hat, sind der Stufe 1 zuzurechnen. Sind Nettovermögenswerte regulär nicht verfügbar, gehören diese Instrumente zu Stufe 2.

Finanzielle Vermögenswerte, die als erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert designiert werden, sind in diesem Fall der Stufe 2 zuzurechnen.

Per 31. Dezember 2010 lassen sich die Änderungen bei zur Veräußerung verfügbaren finanziellen Vermögenswerten der Stufe 3 wie folgt analysieren:

in Millionen Euro	Zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte
Per 31. Dezember 2009	2.158
Im Erlös erfasste Gewinne und Verluste	(23)
Im Eigenkapital erfasste Gewinne und Verluste	(139)
Erwerbe	358
Veräußerungen	(69)
Änderungen des Konsolidierungskreises, der Währungsumrechnung und sonstige Änderungen	(166)
Per 31. Dezember 2010	2.120
Im Erlös erfasste Gewinne und Verluste für Instrumente, die am Periodenende gehalten wurden	295

Eine 10%ge Verringerung des Gesamtwerts von Atlantic LNG, der größten nicht börsennotierten Investition des Konzerns, würde einen Verlust vor Steuern von €51 Mio. beim Eigenkapital bedeuten.

14.4.2 Finanzielle Verbindlichkeiten

Die folgende Tabelle zeigt die Zuweisung von Finanzinstrumenten, die unter Verbindlichkeiten verbucht sind, zu den verschiedenen Stufen der Fair-Value-Hierarchie:

Beizulegender Zeitwert nach Stufen	31. Dez. 2010				31. Dez. 2009
in Millionen Euro	Summe	Stufe 1	Stufe 2	Stufe 3	Summe	Stufe 1
Fremdkapital für designierte Sicherungsinstrumente des beizulegenden Zeitwerts	8.714	-	8.714	-	8.296	-
Derivate	7.842	992	6.782	69	8.961	561
Fremdkapital absichernde Derivate	1.126	-	1.117	10	752	-
Waren absichernde Derivate - in Verbindung mit dem Portfolio-Management	2.494	168	2.269	57	3.279	93
Waren absichernde Derivate - im Zusammenhang mit Handelstätigkeit	4.055	824	3.229	2	4.837	469
Sonstige Posten absichernde Derivate	166	-	166	-	93	-
SUMME	16.556	992	15.495	69	17.257	561

Beizulegender Zeitwert nach Stufen	31. Dez. 2009
in Millionen Euro	Stufe 2	Stufe 3
Fremdkapital für designierte Sicherungsinstrumente des beizulegenden Zeitwerts	8.296	-
Derivate	8.315	85
Fremdkapital absichernde Derivate	752	-
Waren absichernde Derivate - in Verbindung mit dem Portfolio-Management	3.101	85
Waren absichernde Derivate - im Zusammenhang mit Handelstätigkeit	4.369	-
Sonstige Posten absichernde Derivate	93	-
SUMME	16.611	85

Finanzschulden

Dieser Titel enthält Anleihen in einem designierten Sicherungsverhältnis des beizulegenden Zeitwerts, die auf Stufe 2 der Tabelle oben dargestellt sind. Nur der Zinsbestandteil dieser Anleihen wird neu bewertet, wobei der beizulegende Zeitwert durch Verweis auf beobachtbare Marktdaten ermittelt wird.

Derivate

Vgl. Erläuterung 14.4.1.

15 RISIKEN DURCH FINANZINSTRUMENTE

Die Vorgehensweisen beim Management finanzieller Risiken werden in Abschnitt 5 "Risikofaktoren" des Referenzdokuments beschrieben.

15.1 Marktrisiken

15.1.1 Commodity-Risiken

Commodity-Risiken entstehen zumeist aus folgenden Tätigkeiten:

―	Portfolio-Management und
―	Trading.

Der Konzern hat zwei Arten von Commodity-Risiken identifiziert: die Gefahr durch Marktpreisfluktuationen und die der Geschäftstätigkeit innewohnenden Volumen-Risiken.

In seiner gewöhnlichen Geschäftstätigkeit sieht sich der Konzern Commodity-Risiken bei Gas, Strom, Kohle, Öl und Ölerzeugnissen, sonstigen Brennstoffen, CO₂ und sonstigen "grünen" Produkten ausgesetzt. Der Konzern ist auf diesen Märkten aktiv, entweder für Lieferzwecke oder um seine Energieerzeugungskette und seinen Energieabsatz zu optimieren und abzusichern. Der Konzern setzt auch Derivate ein, um seinen Kunden Sicherungsinstrumente anzubieten und seine eigenen Positionen abzusichern.

15.1.1.1 Portfolio-Management

Mit dem Portfolio-Management soll der Marktwert von Vermögenswerten (Kraftwerke, Gas- und Kohlelieferverträge, Energieverkäufe und Gasspeicherung und -weiterleitung) über unterschiedliche Zeithorizonte (kurz-, mittel- und langfristig) optimiert werden. Der Marktwert wird optimiert durch:

―	Gewährleistung der Versorgung und Sicherung eines Ausgleichs zwischen Bedarf und physischen Ressourcen;
―	Marktrisikomanagement (Preis, Volumen), um in einem bestimmten Risikorahmen einen optimalen Wert aus den Portfolios zu erzielen.

Der Risikorahmen zielt darauf ab, die finanziellen Ressourcen des Konzerns über die Budget-Periode zu schützen und die mittelfristigen Ergebnisse auszugleichen (über drei oder fünf Jahre, je nach Reife jedes Markts). Er ermutigt die Portfolio-Manager, Sicherungsverhältnisse für ihr Portfolio abzuschließen.

Empfindlichkeitsanalysen für Portfolio-Management, wie in der folgenden Tabelle gezeigt, werden auf der Basis eines fixen Portfolios zu einem bestimmten Zeitpunkt berechnet und müssen nicht zwangsläufig für künftige Änderungen bei konsolidierten Ergebnissen und beim Eigenkapital repräsentativ sein. Die Analysen werden ohne die Auswirkung von Warenkauf- und -verkaufsverträgen innerhalb der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit, die nach IAS 39 nicht als Derivate gelten, durchgeführt.

	Empfindlichkeitsanalyse	31. Dez. 2010		31. Dez. 2009
in Millionen Euro	Preisentwicklungen	Vorsteuerliche Auswirkung auf den Erlös	Vorsteuerliche Auswirkung auf das Eigenkapital	Vorsteuerliche Auswirkung auf den Erlös	Vorsteuerliche Auswirkung auf das Eigenkapital
Ölerzeugnisse	+10 $US/bbl	(194)	269	(97)	326
Erdgas	+3 €/MWh	87	(26)	167	(13)
Kohle	+10 $US/t	12	35	82	71
Strom	+5 €/MWh	(37)	49	(30)	(46)
Treibhausgas-Emissionsrechte	+2 €/t	(41)	(6)	(32)	(6)
EUR/USD	+10%	112	(194)	76	(213)
EUR/GBP	+10%	34	4	(59)	(2)
EUR/CAD	+10%	-	17	-	16
THB/USD	+10%	35	-	4	-

Da Optionsverträge nicht häufig sind, ist die Empfindlichkeitsanalyse für Preiserhöhungen und -senkungen symmetrisch.

15.1.1.2 Handelstätigkeiten

Einige Konzerneinheiten sind mit Handelstätigkeiten befasst. Hauptziel dieser Tätigkeiten ist:

―	den Zugang zum Großhandelsmarkt für Energie abzusichern;
―	Beratung im Hinblick auf Sicherungsinstrumente und ihr Abschluss.

Umsatzerlöse aus Handelstätigkeit beliefen sich in dem am 31. Dezember 2010 beendeten Jahr auf insgesamt €146 Mio. (2009: €340 Mio.).

Die Anwendung des Value-at-Risk zur Quantifizierung des Marktrisikos aus Handelstätigkeit erlaubt eine diagonale Messung des Risikos unter Berücksichtigung aller Märkte und Erzeugnisse. Der VaR repräsentiert den maximalen potenziellen Verlust eines Portfolios an Vermögenswerten über eine spezifizierte Haltezeit auf der Basis eines gegebenen Konfidenzintervalls. Er ist kein Hinweis auf erwartete Ergebnisse, sondern ein Backtesting auf einer regulären Basis.

Der Konzern benutzt eine 1 tägige Haltezeit und einen Konfidenzintervall von 99%. Der folgende Value-at-Risk entspricht den aggregierten VaRs der Handelsunternehmen des Konzerns.

Value-at-Risk in Millionen Euro	31. Dez. 2010	Durchschnitt 2010a	Maximum 2010b	Minimum 2010b	Durchschnitt 2009a
Handelstätigkeiten	6	9	17	5	6

^(a) durchschnittlicher täglicher VaR
^(b) basiert auf den oberen und unteren Werten am Monatsende, die für 2010 beobachtet wurden.

15.1.2 Sicherungsverhältnisse für Commodity-Risiken

Der Konzern bedient sich der Sicherungsinstrumente für Cashflow und für den beizulegenden Zeitwert nach Definition in IAS 39, indem er Derivate (Festpreisverträge oder Optionskontrakte) einsetzt, die im freien Verkehr oder auf organisierten Märkten gehandelt werden.

Diese Instrumente können netto abgegolten werden, oder sie beinhalten die physische Lieferung des Basiswerts.

Die folgende Tabelle zeigt die beizulegenden Zeitwerte von Warenderivaten per 31. Dezember 2010 und für 2009:

	31. Dez. 2010				31. Dez. 2009
	Vermögenswerte		Schulden		Vermögenswerte
in Millionen Euro	Kurzfristig	Langfristig	Kurzfristig	Langfristig	Kurzfristig	Langfristig
Derivate in Verbindung mit dem Portfolio-Management	1.580	994	(1.457)	(1.037)	2.335	961
Absicherungen des Cashflow	964	464	(837)	(299)	1.214	516
Sonstige Derivate*	616	531	(620)	(738)	1.122	445
Derivate in Verbindung mit Handelstätigkeit	4.082	-	(4.055)	-	4.917	-
TOTAL	5.662	994	(5.512)	(1.037)	7.252	961

	31. Dez. 2009
	Schulden
in Millionen Euro	Kurzfristig	Langfristig
Derivate in Verbindung mit dem Portfolio-Management	(2.194)	(1.085)
Absicherungen des Cashflow	(1.389)	(592)
Sonstige Derivate*	(804)	(493)
Derivate in Verbindung mit Handelstätigkeit	(4.837)	-
TOTAL	(7.031)	(1.085)

^* Per 31. Dezember 2010 sind Sicherungsverhältnisse des beizulegenden Zeitwerts auf Konzernebene nicht wesentlich, sie sind in diesem Posten enthalten. Die Vergleichsdaten für 2009 wurden demzufolge neu ausgewiesen.

Vgl. auch die Erläuterungen 14.1.3 und 14.2.2.

Die beizulegenden Zeitwerte in der Tabelle oben spiegeln die Beträge wider, für die am Ende der Berichtsperiode Vermögenswerte getauscht oder Verbindlichkeiten beglichen werden könnten. Sie sind für erwarteten künftigen Cashflow nicht repräsentativ, denn (i) sind die Positionen für Preisänderungen empfindlich; (ii) können die Positionen durch nachfolgende Transaktionen modifiziert werden, und (iii) können die Positionen durch künftigen Cashflow kompensiert werden, die aus den ihnen zugrunde liegenden Transaktionen entsteht.

15.1.2.1 Cashflow-Absicherungen

Die beizulegenden Zeitwerte von Cashflow-Hedges nach Art der Ware sehen wie folgt aus:

	31. Dez. 2010				31. Dez. 2009
	Vermögenswerte		Schulden		Schulden
in Millionen Euro	Kurzfristig	Langfristig	Kurzfristig	Langfristig	Kurzfristig	Langfristig
Erdgas	289	144	(322)	(121)	301	71
Strom	149	57	(143)	(73)	284	124
Kohle	69	44	(27)	(23)	10	17
Öl	437	139	(342)	(84)	600	264
Sonstige	20	79	(3)	2	19	39
SUMME	964	464	(837)	(299)	1.214	516

	31. Dez. 2009
	Vermögenswerte
in Millionen Euro	Kurzfristig	Langfristig
Erdgas	(420)	(216)
Strom	(178)	(95)
Kohle	(7)	(11)
Öl	(768)	(255)
Sonstige	(16)	(14)
SUMME	(1.389)	(592)

Die Nominalvolumen und Fälligkeiten von Cashflow-Hedges:

Nominalvolumen (netto)* In GWh	Summe per 31. Dez. 2010	2011	2012	2013	2014	2015
Erdgas, Strom und Kohle	21.021	5.836	4.068	9.859	1.258	-
Ölerzeugnisse	146.936	100.964	43.527	2.444	-	-
Sonstige	-	-	-	-	-	-
SUMME	167.957	106.800	47.595	12.303	1.258	-

Nominalvolumen (netto)* In GWh	mehr als 5 Jahre
Erdgas, Strom und Kohle	-
Ölerzeugnisse	-
Sonstige	-
SUMME	-

^* Long-Position/(Short-Position).

Nominalvolumen (netto)* in Tausend Tonnen	Summe per 31. Dez. 2010	2011	2012	2013	2014	2015
Treibhausgas-Emissionsrechte	(1.084)	160	(1.244)	-	-	-
SUMME	(1.084)	160	(1.244)	-	-	-

Nominalvolumen (netto)* in Tausend Tonnen	mehr als 5 Jahre
Treibhausgas-Emissionsrechte	-
SUMME	-

^* Long-Position/(Short-Position).

Per 31. Dezember 2010 wurde ein Gewinn von €238 Mio. bei den Cashflow-Hedges im Eigenkapital ausgewiesen, gegenüber einem Gewinn von €312 Mio. Ende 2009. Ein Verlust von €223 Mio. wurde 2010 aus dem Eigenkapital in den Erlös umklassifiziert, verglichen mit einem Verlust von €599 Mio. für 2009.

Gewinne und Verluste aus dem unwirksamen Bestandteil von Sicherungsinstrumenten werden im Erlös verbucht. Ein Gewinn von €33 Mio. wurde 2010 im Erlös ausgewiesen, verglichen mit einem Verlust von €38 Mio. für 2009.

15.1.2.2 Sonstige Warenderivate

Sonstige Warenderivate umfassen eingebettete Derivate, Warenkauf- und Verkaufsverträge, die zum Berichtsstichtag nicht innerhalb der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit geschlossen wurden, und Derivate, die nicht in das Hedge-Accounting nach IAS 39 fallen.

15.1.3 Währungsrisiken

Der Konzern ist Währungsrisiken ausgesetzt, definiert als Auswirkungen von Wechselkursschwankungen auf seine Bilanz und Gewinn- und Verlustrechnung, die seine Geschäfts- und Finanzierungstätigkeit beeinflussen. Das Währungsrisiko beinhaltet (i) das Transaktionsrisiko aus der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit; (ii) das Transaktionsrisiko, das speziell mit Investitionen oder Fusionen und Erwerbsvorhaben verbunden ist, und (iii) das Transaktionsrisiko aus der Konsolidierung von Jahresabschlüssen in Euro von Tochtergesellschaften mit einer funktionalen Währung, die nicht der Euro ist. Dieses Risiko betrifft hauptsächlich die USA, Brasilien, Thailand, Polen, Norwegen und Großbritannien.

15.1.3.1 Analyse von Finanzinstrumenten nach Währung

Die folgenden Tabellen zeigen eine Untergliederung der ausstehenden Bruttoverschuldung und Nettoverschuldung vor und nach Sicherungsgeschäften nach Währung:

• AUSSTEHENDE BRUTTOSCHULDEN

	31. Dez. 2010		31. Dez. 2009
	Vor Absicherung	Nach Absicherung	Vor Absicherung	Nach Absicherung
EUR-Zone	61%	53%	65%	63%
USD-Zone	14%	21%	14%	18%
GBP-Zone	6%	2%	4%	2%
Sonstige Währungen	19%	24%	16%	17%
SUMME	100%	100%	100%	100%

• NETTOSCHULD

	31. Dez. 2010		31. Dez. 2009
	Vor Absicherung	Nach Absicherung	Vor Absicherung	Nach Absicherung
EUR-Zone	57%	45%	60%	56%
USD-Zone	16%	26%	18%	23%
GBP-Zone	6%	2%	5%	1%
Sonstige Währungen	21%	27%	18%	19%
SUMME	100%	100%	100%	100%

15.1.3.2 Empfindlichkeitsanalyse für das Devisenrisiko

Die Empfindlichkeit wurde ausgehend von der Nettoschuldenposition des Konzerns (einschließlich der Auswirkung von Zins- und Devisenderivaten) am Berichtsstichtag analysiert.

Beim Devisenrisiko entspricht die Empfindlichkeit einem 10%igen Anstieg oder Fall der Wechselkurse gegenüber den Stichtagkursen.

Auswirkung auf den Erlös nach Währungssicherungen

Änderungen der Umrechnungssätze zum Euro beeinflussen den Erlös nur über Gewinne und Verluste bei Schulden, die in einer anderen als der funktionalen Währung von Gesellschaften angegeben sind, die die Verbindlichkeiten in ihren Bilanzen ausweisen, und wenn die betreffenden Verbindlichkeiten nicht die Voraussetzungen von Absicherungen für Nettoinvestitionen erfüllen. Die Auswirkung einer einheitlichen Erhöhung (oder Senkung) um 10% bei Devisen zum Euro würde letztendlich einen Gewinn (oder Verlust) von €24 Mio. bedeuten.

Auswirkung auf das Eigenkapital

Bei Finanzinstrumenten (Schulden und Derivaten), die als Sicherungsinstrumente für Nettoinvestitionen designiert werden, hätte eine einheitliche nachteilige Änderung von 10% bei Devisen zum Euro eine Positivwirkung von €474 Mio. auf das Eigenkapital. Dieser Wirkung steht eine gegenläufige Änderung bei der abgesicherten Nettoinvestition entgegen.

15.1.4 Zinsrisiko

Der Konzern ist bestrebt, seine Fremdkapitalkosten dadurch zu managen, dass er die Auswirkung von Zinsschwankungen auf die Gewinn- und Verlustrechnung begrenzt. Dazu sichert er mittelfristig (fünf Jahre) eine ausgeglichene Zinsstruktur. Ziel des Konzerns ist daher, für seine Nettoverschuldung einen Mix aus Festzinsen, variablen Zinsen und gekappten variablen Zinsen zu nutzen. Der Zins-Mix kann sich je nach Markttrends um diesen ausgewogenen Zustand herum bewegen. Das war 2010 der Fall, als der Konzern nach einer drastischen Senkung der langfristigen Zinssätze für den Euro und den US-Dollar weiterhin den Anteil der Absicherungen zum Festzins erhöhte und die Laufzeit seiner Sicherungsverhältnisse verlängerte, um sie mittelfristig zu attraktiven Zinsen in Kapital umzuwandeln.

Um die Zinsstruktur seiner Nettoverschuldung zu managen, nutzt der Konzern Sicherungsinstrumente, insbesondere Zinsswaps und Optionen. Per 31. Dezember 2010 hat der Konzern ein Portfolio an Zinsoptionen (Caps), die ihn vor einer Erhöhung der kurzfristigen Zinsen bei Euro, US-Dollar und Pfund Sterling schützen. Da 2010 alle kurzfristigen Zinsen ein Rekordtief erreichten, wurden bis dahin kaum Optionen zur Absicherung von Euro, US-Dollar und Pfund Sterling aktiviert.

15.1.4.1 Analyse von Finanzinstrumenten nach Art des Zinssatzes

Die folgenden Tabellen zeigen eine Untergliederung der ausstehenden Bruttoverschuldung und Nettoverschuldung vor und nach Sicherungsgeschäften nach Zinssatz:

• AUSSTEHENDE BRUTTOSCHULDEN

	31. Dez. 2010		31. Dez. 2009
	Vor Absicherung	Nach Absicherung	Vor Absicherung	Nach Absicherung
Variabler Zinssatz	41%	44%	41%	43%
Festzins	59%	56%	59%	57%
SUMME	100%	100%	100%	100%

Nettoschuld

	31. Dez. 2010		31. Dez. 2009
	Vor Absicherung	Nach Absicherung	Vor Absicherung	Nach Absicherung
Variabler Zinssatz	18%	22%	20%	23%
Festzins	82%	78%	80%	77%
SUMME	100%	100%	100%	100%

15.1.4.2 Empfindlichkeitsanalyse für das Zinsrisiko

Die Empfindlichkeit wurde ausgehend von der Nettoschuldenposition des Konzerns (einschließlich der Auswirkung von Zins- und Devisenderivaten) am Berichtsstichtag analysiert.

Beim Zinsrisiko entspricht die Empfindlichkeit einem Anstieg oder Sinken der Ertragskurve um 1% im Vergleich zu den Zinssätzen am Jahresende.

Auswirkung auf den Erlös nach Absicherung

Ein einheitlicher Anstieg um 1% bei den kurzfristigen Zinsen (über alle Währungen) auf den Nennbetrag der Nettoschuld zu variablem Zinssatz und für den Anteil des variablen Zinssatzes bei Derivaten hätte eine Wirkung von €83 Mio. auf den Nettozinsaufwand. Eine Senkung der kurzfristigen Zinsen um 1% würde den Nettozinsaufwand um €102 Mio. verringern. Die asymmetrischen Auswirkungen sind den niedrigen kurzfristigen Zinsen (unter 1%) zuzuschreiben, die für bestimmte finanzielle Vermögenswerte und Schulden gelten.

In der Gewinn- und Verlustrechnung würde eine Zinserhöhung um 1% (über alle Währungen) zu einem Gewinn von €210 Mio. führen, der Änderungen des beizulegenden Zeitwerts von Derivaten zuzuschreiben ist, die nicht dokumentiert oder als Sicherungsinstrumente von Nettoinvestitionen nicht designiert sind. Doch würde eine Zinssenkung von 1% zu einem Verlust in Höhe von €239 Mio. führen. Die asymmetrischen Auswirkungen sind dem Zinsoptions-Portfolio zuzuschreiben.

Auswirkung auf das Eigenkapital

Eine einheitliche Erhöhung oder Senkung der Zinsen um 1% (über alle Währungen) hätte eine Positiv- oder Negativwirkung von €273 Mio. auf das Eigenkapital, und zwar wegen der Änderungen des beizulegenden Zeitwerts von Derivaten, die als Sicherungsinstrumente für den Cashflow dokumentiert sind, die voll- oder quotenkonsolidierte Tochtergesellschaften halten.

15.1.4.3 Devisen- und Zinsabsicherungen

Die folgende Tabelle zeigt die beizulegenden Zeitwerte und Nominalvolumen von Finanzinstrumenten, die Devisen- und Zinsabsicherungen designiert wurden:

• DEVISENDERIVATE

	31. Dez. 2010		31. Dez. 2009
in Millionen Euro	Marktwert	Nennbetrag	Marktwert	Nennbetrag
Absicherungen eines beizulegenden Zeitwerts	288	1.908	34	2.012
Absicherungen des Cashflow	86	3.219	(25)	2.498
Absicherungen der Nettoinvestitionen	(59)	4.659	36	3.346
Derivate, die nicht die Voraussetzungen für ein Hedge-Accounting erfüllen	10	13.056	0	13.314
SUMME	325	22.842	45	21.169

• ZINSDERIVATE

	31. Dez. 2010		31. Dez. 2009
in Millionen Euro	Marktwert	Nennwert	Marktwert	Nennwert
Absicherungen eines beizulegenden Zeitwerts	378	7.616	367	7.308
Absicherungen des Cashflow	(282)	5.094	(179)	4.727
Derivate, die nicht die Voraussetzungen für ein Hedge-Accounting erfüllen	(35)	19.680	18	14.924
SUMME	61	32.291	207	26.960

Die beizulegenden Zeitwerte in der Tabelle oben sind positiv, wenn es sich um einen Vermögenswert handelt, und negativ bei einer Schuld.

Der Konzern setzt als Absicherungen des beizulegenden Zeitwerts Devisenderivate ein, um bestehende Devisenverpflichtungen absichern, und Zinsswaps, um eine Festzinsschuld in eine Schuld zu variablem Zinssatz umzuwandeln.

Cashflow-Hedges werden hauptsächlich dazu benutzt, künftige Devisen-Cashflows sowie Schulden zu variablem Zinssatz abzusichern.

Bei Sicherungsinstrumenten für Nettoinvestitionen geht es vor allem um Cross-Currency-Swaps.

Derivate, die nicht die Voraussetzungen für Hedge-Accounting erfüllen, sind Instrumente, die unter von der Rechnungslegung her nicht der Definition für Sicherungsgeschäfte gerecht werden, auch wenn sie als wirtschaftliche Sicherung von Fremdkapital und Devisenverpflichtungen fungieren. Der Auswirkung von Devisenderivaten stehen fast vollständig Gewinne und Verluste bei den abgesicherten Posten gegenüber.

Absicherungen eines beizulegenden Zeitwerts

Per 31. Dezember 2010 stellt die Nettoauswirkung von Absicherungen eines beizulegenden Zeitwerts, die in der Gewinn- und Verlustrechnung ausgewiesen ist, einen Verlust von €9 Mio. dar.

Absicherungen des Cashflow

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

Per 31. Dezember 2010 in Millionen Euro	Summe	2011	2012	2013	2014	2015
Beizulegender Zeitwert von Derivaten nach Fälligkeit	(195)	(69)	(24)	(6)	(22)	1

Per 31. Dezember 2010 in Millionen Euro	mehr als 5 Jahre
Beizulegender Zeitwert von Derivaten nach Fälligkeit	(75)

Per 31. Dezember 2009 in Millionen Euro	Summe	2010	2011	2012	2013	2014
Beizulegender Zeitwert von Derivaten nach Fälligkeit	(204)	(77)	(63)	(5)	27	(5)

Per 31. Dezember 2009 in Millionen Euro	mehr als 5 Jahre
Beizulegender Zeitwert von Derivaten nach Fälligkeit	(82)

Per 31. Dezember 2010 beliefen sich Gewinne und Verluste, die in der Periode in das Eigenkapital gebucht wurden, auf €96 Mio.

Der Betrag, der in dieser Periode aus dem Eigenkapital in den Erlös umklassifiziert wurde, belief sich auf €7 Mio.

Der unwirksame Anteil von Cashflow-Hedges, der im Erlös ausgewiesen ist, stellt einen Verlust von €13 Mio. dar.

Absicherungen der Nettoinvestitionen

Der unwirksame Anteil an Sicherungsinstrumenten von Nettoinvestitionen, der im Erlös ausgewiesen ist, stellt einen Verlust von €37 Mio. dar.

15.2 Gegenparteirisiko

In seiner Geschäfts- und Finanzierungstätigkeit sieht sich der Konzern einem Gegenparteirisiko durch Kunden, Lieferanten, Partner, Vermittler und Banken gegenüber, wenn diese Parteien ihre vertraglichen Verpflichtungen nicht erfüllen können. Das Gegenparteirisiko entsteht aus einer Kombination von Zahlungsrisiko (Nichtzahlung für ausgeführte Dienstleistungen oder Lieferungen), Lieferrisiko (Lieferausfall für bezahlte Dienstleistungen oder Erzeugnisse) und dem Risiko, nicht eingehaltene Verträge ersetzen zu müssen (als mark-to-market exposure bekannt - d. h. Kosten für das Ersetzen des Vertrags zu anderen als den ursprünglich vereinbarten Bedingungen).

15.2.1 Betriebliche Tätigkeit

Das Energy Market Risk Committee (CRME - Ausschuss für Risiken auf dem Energiemarkt) des Konzerns konsolidiert und überwacht die Risikogefährdung für den Konzern durch seine wichtigsten Gegenparteien vierteljährlich und achtet darauf, dass die für diese Gegenparteien festgelegten Risikogrenzen eingehalten werden.

Überfällige Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen werden im Folgenden analysiert:

		Überfällige Vermögenswerte, die am Berichtstag nicht wertgemindert waren			Wertgeminderte Vermögenswerte	Weder wertgeminderte noch überfällige Vermögenswerte
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen in Millionen Euro	0 - 6 Monate	6 - 12 Monate	Über 1 Jahr	Summe	Summe	Summe
Per 31. Dezember 2010	1.235	261	403	1.900	1.640	18.885
Per 31. Dezember 2009	1.086	305	177	1.567	1.447	17.901

	Summe
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen in Millionen Euro
Per 31. Dezember 2010	22.425
Per 31. Dezember 2009	20.915

Das Alter von Forderungen, die überfällig, aber nicht wertgemindert sind, kann je nach Art des Kunden, mit dem der Konzern Geschäfte macht, erheblich variieren (Privatunternehmen, Einzelpersonen oder öffentliche Behörden). Der Konzern entscheidet fallweise aufgrund der Kennzahlen des betreffenden Kunden, ob eine Wertminderung auszuweisen ist. Der Konzern ist nicht der Ansicht, dass er hinsichtlich der Forderungen einer wesentlichen Risikokonzentration ausgesetzt ist.

Bei den Warenderivaten entsteht das Gegenparteirisiko aus dem beizulegenden Zeitwert. Bei der Berechnung des beizulegenden Zeitwerts dieser Derivate wird das Gegenparteirisiko berücksichtigt.

Gegenparteirisikoa	31. Dez. 2010		31. Dez. 2009
in Millionen Euro	Investment-Gradeb	Summed	Investment-Gradeb	Summed
Bruttoexposition	7.752	8.128	9.629	10.477
Nettoexpositionc	1.670	1.761	2.451	2.648
% Exposition gegenüber Gegenparteien mit Investment-Grade	94,8%		92,6%

^(a) ohne Positionen mit negativem beizulegendem Zeitwert
^(b) Investment-Grade bezieht sich auf Transaktionen mit Gegenparteien, die von Standard & Poor's mindestens mit BBB, von Moody's mit Baa3 oder von Dun & Bradstreet mit einem Äquivalent eingestuft wurden. Gegenparteien gelten auch als mit Investment-Grade versehen, wenn es öffentlich verfügbare Kredit-Ratings gibt, wobei Sicherheitsleistungen, Akkreditive und Bürgschaften von Muttergesellschaften berücksichtigt werden.
^(c) Nach Berücksichtigung von Kollateral-Sicherheitsvereinbarungen und sonstigen Kreditverbesserungen.
^(d) Die Differenz zwischen dem Betrag, der dem Gegenparteirisiko unterworfen ist, und dem Gesamtbetrag für Waren absichernde Derivate aus den Vermögenswerten entsteht aus den Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und Warenkauf- und Verkaufsverträgen innerhalb der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit.

15.2.2 Finanzierungstätigkeit

Hinsichtlich seiner Finanzierungstätigkeit hat der Konzern Verfahren für das Management und die Überwachung von Risiken eingeführt, die (i) auf der Akkreditierung von Gegenparteien nach externen Kredit-Ratings, objektiven Marktdaten (Credit Default Swaps, Börsenkurswert) und Finanzstruktur und (ii) auf den Grenzen der Risikoexposition beruhen.

Der Konzern bedient sich auch eines strukturierten rechtlichen Rahmens, der auf Rahmenvereinbarungen (einschließlich Netting-Klauseln) und Besicherungsverträgen (Margenausgleich) beruht.

Die Koordinierung des Umgangs mit dem Gegenparteirisiko aus Finanzierungstätigkeit wird durch ein Middle Office wahrgenommen, das unabhängig vom Treasury Department des Konzerns arbeitet und der Finance Division berichtet.

15.2.2.1 Gegenparteirisiko aus Darlehen und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten (ohne Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen)

Der Stand der ausstehenden überfälligen Darlehen und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten (ohne Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen) wird im Folgenden analysiert:

Darlehen und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten (ohne Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen)	Überfällige Vermögenswerte, die am Berichtstag nicht wertgemindert waren				Wertgeminderte Vermögenswerte	Weder wertgeminderte noch überfällige Vermögenswerte
in Millionen Euro	0 - 6 Monate	6 - 12 Monate	Über 1 Jahr	Summe	Summe	Summe
Per 31. Dezember 2010	9	9	12	29	433	3.745
Per 31. Dezember 2009	15	2	10	27	464	3.345

Darlehen und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten (ohne Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen)	Summe
in Millionen Euro	Summe
Per 31. Dezember 2010	4.208
Per 31. Dezember 2009	3.835

Die Bilanz der ausstehenden Darlehen und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten (ohne Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen) enthält keinen Wertminderungsaufwand oder Änderungen des beizulegenden Zeitwerts und der fortgeführten Anschaffungskosten, die sich per 31. Dezember 2010 auf €(399) Mio., €(2) Mio. bzw. €18 Mio. gegenüber €(464) Mio., €(5) Mio. und €6 Mio. am 31. Dezember 2009 beliefen. Änderungen dieser Positionen sind in Erläuterung 14.1.2 "Darlehen und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten" dargelegt.

15.2.2.2 Gegenparteirisiko aus Investitionstätigkeit

Dem Konzern erwächst ein Gegenparteirisiko aus Investitionen des Zahlungsmittelüberschusses und aus der Nutzung derivativer Finanzinstrumente. Bei erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewerteten Finanzinstrumenten entsteht das Gegenparteirisiko aus Instrumenten mit einem positiven beizulegenden Zeitwert.

Per 31. Dezember 2010 betrug die Gesamtsumme der Außenstände, die einem Kreditrisiko ausgesetzt waren, €14.362 Mio.

	31. Dez. 2010			31. Dez. 2009
Gegenparteirisiko aus Investitionstätigkeit	Investment-Gradea	Nicht bewertetb	Ohne Investment- Gradeb	Investment- Gradea	Nicht bewertetb	Investment- Gradeb
% Exposition gegenüber Gegenparteien	90%	9%	1%	84%	15%	1%

^(a) Gegenparteien, die von Standard & Poor's mindestens mit BBB oder von Moody's mit Baa3 bewertet werden.
^(b) Der Hauptteil der Gefährdung durch nicht bewertete Gegenparteien oder solche ohne Investment-Grade entsteht in konsolidierten Gesellschaften, die nicht-beherrschende Beteiligungen enthalten, oder in Konzerngesellschaften, die in Schwellenländern tätig sind, in denen Zahlungsmittel nicht gepoolt werden können und daher lokal investiert werden.

Per 31. Dezember 2009 repräsentierte keine einzelne Gegenpartei mehr als 7,6% der Barkapitaleinlagen.

15.3 Liquiditätsrisiko

Im Kontext seiner Geschäftstätigkeit ist der Konzern dem Risiko ausgesetzt, unzureichend liquide zu sein, um seine vertraglichen Verpflichtungen zu erfüllen. Margin Calls, die bei bestimmten Warenmarktaktivitäten erforderlich sind, werden in die Berechnung des Betriebsmittelbedarfs aufgenommen.

Die Liquidität des Konzerns beruht darauf, Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente stabil zu halten und Zugang zu bestätigten Kreditfazilitäten zu haben. Diese Fazilitäten sind dem Umfang seiner Geschäftstätigkeit und der zeitlichen Abfolge der vertraglich vereinbarten Schuldenrückzahlungen angemessen. Per 31. Dezember 2010 wurden zugesagte Kreditfazilitäten für insgesamt €16.177 Mio. gewährt, von denen €14.588 Mio. zur Verfügung standen und nicht in Anspruch genommen waren. 75% der Gesamtkreditlinien und 83% der nicht in Anspruch genommenen Kreditlinien sind zentralisiert. Keine dieser zentralisierten Fazilitäten enthält eine Verzugsklausel, die mit Zusicherungen oder Mindestbonitätsbewertungen verbunden ist.

Per 31. Dezember 2010 machten Bank-Darlehen 35% der Bruttoverschuldung aus (ohne Kontokorrentkredite und die Auswirkung von Derivaten und fortgeführten Anschaffungskosten), während die restliche Verschuldung auf Kapitalmärkte zurückgeht (einschließlich €24.896 Mio. in Anleihen bzw. 57% der Bruttoverschuldung).

Die verfügbaren Zahlungsmittel mit Zahlungsmitteln und Zahlungsmitteläquivalenten, finanziellen Vermögenswerten, die als erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert designiert werden und diese Voraussetzungen erfüllen, abzüglich Kontokorrentkredite, beliefen sich am 31. Dezember 2010 auf insgesamt €11.111 Mio.

Die Finanzpolitik des Konzerns beruht auf:

―	Zentralisierung der externen Finanzierung;
―	Diversifizierung der Finanzierungsquellen aus Kreditinstituten und Kapitalmärkten;
―	Erreichen eines ausgeglichenen Profils der Schuldenrückzahlung.

Der Konzern zentralisiert den nahezu gesamten Finanzierungsbedarf und Zahlungsmittelüberschüsse der von ihm beherrschten Unternehmen sowie den größten Teil ihres mittelfristigen und langfristigen externen Finanzierungsbedarfs. Die Zentralisierung erfolgt über Finanzierungs-Vehikel (lang- und kurzfristig) und durch spezielle Cash-Pooling-Vehikel des Konzerns in Frankreich, Belgien und Luxemburg.

Die von diesen Strukturen gehaltenen Überschüsse werden mit einer einheitlichen Politik gemanagt. Ungepoolte Zahlungsmittelüberschüsse werden je nach Fall unter Berücksichtigung der lokalen Finanzmarkterfordernisse und der Finanzkraft der entsprechenden Gegenparteien in ausgewählte Instrumente investiert.

Der Konzern ist bestrebt, seine langfristigen Finanzierungsquellen dadurch zu diversifizieren, dass er im Rahmen seines Euro-Medium-Term-Notes-Programms öffentliche oder private Anleihen emittiert. In Frankreich und Belgien sowie in den Vereinigten Staaten emittiert er auch Commercial Papers.

In Umlauf befindliche kurzfristige Commercial-Paper-Emissionen machten per 31. Dezember 2010 9% der Bruttoverschuldung bzw. €3.829 Mio. aus. Da Commercial Papers relativ kostengünstig und hochliquide sind, verwendet der Konzern sie zyklisch oder strukturiert, um seinen kurzfristigen Zahlungsmittelbedarf zu finanzieren. Alle im Umlauf befindlichen Commercial Papers werden jedoch durch bestätigte Bankkreditlinien gedeckt, so dass der Konzern seine Tätigkeit weiterhin finanzieren könnte, sollte diese Finanzierungsquelle austrocknen.

Seit Beginn der Finanzkrise im vierten Quartal 2008 und dem daraus entstandenen erhöhten Gegenparteirisiko passt der Konzern seine Investitionspolitik mit dem Ziel an, eine extrem hohe Liquidität vorzuhalten und das investierte Kapital zu schützen (86% der am 31. Dezember 2010 gepoolten Zahlungsmittel waren in täglich fällige Bankeinlagen und Standard-Geldmarktfonds mit täglicher Fälligkeit investiert). Die Performance und die Gegenparteirisiken beider Investitionsarten werden täglich überwacht, so dass der Konzern nötigenfalls sofort auf Marktentwicklungen reagieren kann.

15.3.1 Undiskontierte vertraglich vereinbarte Zahlungen bei Finanzierungstätigkeiten

Per 31. Dezember 2010 lassen sich die undiskontierten vertraglich vereinbarten Zahlungen der Nettoschuld (ohne Auswirkung von Derivaten und fortgeführten Anschaffungskosten) wie folgt nach Fälligkeit ordnen:

Per 31. Dezember 2010 in Millionen Euro	Summe	2011	2012	2013	2014	2015
Emission von Anleihen	24.896	921	2.534	1.278	3.790	2.297
Commercial Papers	3.829	3.829	(0)	0	0	0
Inanspruchnahmen von Kreditfazilitäten	1.588	302	388	2	393	415
Verbindlichkeiten aus Finanzierungsleasings	1.502	243	129	110	110	82
Sonstige Bankdarlehen	10.877	1.110	1.132	1.365	1.165	738
Sonstiges Fremdkapital	1.290	65	372	166	58	32
Kontokorrentkredite und Transaktionskonten	1.741	1.741	0	0	0	0
Ausstehende Finanzschulden	45.722	8.210	4.555	2.922	5.516	3.564
Finanzielle Vermögenswerte, die als erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert designiert werden oder diese Voraussetzungen erfüllen	(1.555)	(1.555)	0	0	0	0
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	(11.296)	(11.296)	0	0	0	0
NETTOSCHULD OHNE DIE AUSWIRKUNG VON DERIVATEN, BARSICHERHEIT UND FORTGEFÜHRTE ANSCHAFFUNGSKOSTEN	32.871	(4.641)	4.555	2.922	5.516	3.564

Per 31. Dezember 2010 in Millionen Euro	mehr als 5 Jahre
Emission von Anleihen	14.076
Commercial Papers	0
Inanspruchnahmen von Kreditfazilitäten	88
Verbindlichkeiten aus Finanzierungsleasings	827
Sonstige Bankdarlehen	5.366
Sonstiges Fremdkapital	598
Kontokorrentkredite und Transaktionskonten	0
Ausstehende Finanzschulden	20.956
Finanzielle Vermögenswerte, die als erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert designiert werden oder diese Voraussetzungen erfüllen	0
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	0
NETTOSCHULD OHNE DIE AUSWIRKUNG VON DERIVATEN, BARSICHERHEIT UND FORTGEFÜHRTE ANSCHAFFUNGSKOSTEN	20.956

Per 31. Dezember 2009 in Millionen Euro	Summe	2010	2011	2012	2013	2014
AUSSTEHENDE FINANZSCHULDEN	41.011	9.593	2.125	4.186	2.808	5.188
Finanzielle Vermögenswerte, die als erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert designiert sind oder diese Voraussetzungen erfüllen	(11.933)	(11.933)	0	0	0	0
NETTOSCHULD OHNE DIE AUSWIRKUNG VON DERIVATEN, BARSICHERHEIT UND FORTGEFÜHRTE ANSCHAFFUNGSKOSTEN	29.078	(2.340)	2.125	4.186	2.808	5.188

Per 31. Dezember 2009 in Millionen Euro	mehr als 5 Jahre
AUSSTEHENDE FINANZSCHULDEN	17.111
Finanzielle Vermögenswerte, die als erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert designiert sind oder diese Voraussetzungen erfüllen	0
NETTOSCHULD OHNE DIE AUSWIRKUNG VON DERIVATEN, BARSICHERHEIT UND FORTGEFÜHRTE ANSCHAFFUNGSKOSTEN	17.111

Per 31. Dezember 2010 lassen sich die undiskontierten vertraglichen Zinszahlungen auf ausstehende Finanzschulden wie folgt nach Fälligkeit ordnen:

Per 31. Dezember 2010 in Millionen Euro	Summe	2011	2012	2013	2014	2015
Undiskontierte vertragliche Zinszahlungen auf ausstehende Finanzschulden	17.769	1.801	1.902	1.711	1.570	1.370

Per 31. Dezember 2010 in Millionen Euro	mehr als 5 Jahre
Undiskontierte vertragliche Zinszahlungen auf ausstehende Finanzschulden	9.414

Per 31. Dezember 2009 in Millionen Euro	Summe	2010	2011	2012	2013	2014
Undiskontierte vertragliche Zinszahlungen auf ausstehende Finanzschulden	13.694	1.600	1.558	1.518	1.357	1.220

Per 31. Dezember 2009 in Millionen Euro	mehr als 5 Jahre
Undiskontierte vertragliche Zinszahlungen auf ausstehende Finanzschulden	6.442

Per 31. Dezember 2010 lassen sich die undiskontierten vertraglich vereinbarten Zahlungen für im Umlauf befindliche Derivate (ohne Commodity-Instrumente), die in den Vermögenswerten und Schulden ausgewiesen sind, nach Fälligkeit wie folgt ordnen (Nettobeträge):

Per 31. Dezember 2010 in Millionen Euro	Summe	2011	2012	2013	2014	2015
Derivate (ohne Commodity-Instrumente)	214	533	(118)	32	(69)	0

Per 31. Dezember 2010 in Millionen Euro	mehr als 5 Jahre
Derivate (ohne Commodity-Instrumente)	(166)

Per 31. Dezember 2009 in Millionen Euro	Summe	2010	2011	2012	2013	2014
Derivate (ohne Commodity-Instrumente)	326	91	223	50	(9)	(15)

Per 31. Dezember 2009 in Millionen Euro	mehr als 5 Jahre
Derivate (ohne Commodity-Instrumente)	(13)

Um die wirtschaftliche Substanz dieser Transaktionen klarer zu machen, beziehen sich die Cashflows, die mit den Derivaten verbunden sind, die in der Tabelle oben bei den Vermögenswerten und Schulden ausgewiesen sind, auf Nettopositionen,

Die Fälligkeiten der nicht in Anspruch genommenen bestätigten Kreditfazilitätsprogramme des Konzerns werden in der folgenden Tabelle analysiert:

Per 31. Dezember 2010 in Millionen Euro	Summe	2011	2012	2013	2014	2015
Bestätigte nicht in Anspruch genommenen Kreditfazilitätsprogramme	14.588	1.528	5.307	653	1.324	5.193

Per 31. Dezember 2010 in Millionen Euro	mehr als 5 Jahre
Bestätigte nicht in Anspruch genommenen Kreditfazilitätsprogramme	583

Per 31. Dezember 2009 in Millionen Euro	Summe	2010	2011	2012	2013	2014
Bestätigte nicht in Anspruch genommenen Kreditfazilitätsprogramme	14.691	2.991	751	9.474	127	1.130

Per 31. Dezember 2009 in Millionen Euro	mehr als 5 Jahre
Bestätigte nicht in Anspruch genommenen Kreditfazilitätsprogramme	218

Von diesen nicht in Anspruch genommenen Programmen sind €3.829 Mio. der Deckung von Emissionen von Commercial Papers zugeteilt.

Zu den nicht in Anspruch genommenen bestätigten Kreditlinien gehört ein Multicurreny-Konsortialdarlehen, das 2015 fällig wird und im Juni 2010 vereinbart wurde. Diese Fazilitäten werden genutzt, um Kreditlinien, die 2012 auslaufen, vor Fälligkeit zu refinanzieren. Sie unterliegen keinerlei Zusicherungen oder Anforderungen an Bonitätsbewertungen.

Per 31. Dezember 2010 repräsentierte keine einzelne Gegenpartei mehr als 6,1% der bestätigten, nicht abgerufenen Kreditlinien des Konzerns.

15.3.2 Undiskontierte vertraglich vereinbarte Zahlungen bei betrieblicher Tätigkeit

Die folgende Tabelle ist eine Analyse undiskontierter geschuldeter und zu empfangender beizulegender Zeitwerte für Warenderivate, die in den Vermögenswerten und Schulden am Berichtsstichtag ausgewiesen waren.

Liquiditätsrisiko in Millionen Euro	Summe	2011	2012	2013	2014	2015
In den Schulden verbuchte Derivate
in Verbindung mit Portfolio-Management	(2.495)	(1.647)	(622)	(116)	(35)	(23)
in Verbindung mit Handelstätigkeit	(4.062)	(4.062)
In den Vermögenswerten verbuchte Derivate
in Verbindung mit Portfolio-Management	2.599	1.624	651	228	32	20
in Verbindung mit Handelstätigkeit	4.098	4.098
SUMME PER 31. DEZEMBER 2010	140	14	29	113	(3)	(4)

Liquiditätsrisiko in Millionen Euro	mehr als 5 Jahre
In den Schulden verbuchte Derivate
in Verbindung mit Portfolio-Management	(52)
in Verbindung mit Handelstätigkeit
In den Vermögenswerten verbuchte Derivate
in Verbindung mit Portfolio-Management	44
in Verbindung mit Handelstätigkeit
SUMME PER 31. DEZEMBER 2010	(9)

Liquiditätsrisiko in Millionen Euro	Summe	2010	2011	2012	2013	2014
In den Schulden verbuchte Derivate
in Verbindung mit dem Portfolio-Management	(3.302)	(2.224)	(723)	(246)	(39)	(18)
in Verbindung mit Handelstätigkeit	(4.814)	(4.814)
In den Vermögenswerten verbuchte Derivate
in Verbindung mit Portfolio-Management	3.268	2.278	673	256	45	4
in Verbindung mit Handelstätigkeit	4.895	4.895
SUMME PER 31. DEZEMBER 2009	47

Liquiditätsrisiko in Millionen Euro	mehr als 5 Jahre
In den Schulden verbuchte Derivate
in Verbindung mit dem Portfolio-Management	(53)
in Verbindung mit Handelstätigkeit
In den Vermögenswerten verbuchte Derivate
in Verbindung mit Portfolio-Management	12
in Verbindung mit Handelstätigkeit
SUMME PER 31. DEZEMBER 2009

Der Konzern analysiert die restlichen vertraglichen Fälligkeiten von Warenderivaten, die in seinem Portfolio-Management enthalten sind. Derivate in Verbindung mit Handelstätigkeit gelten als in unter einem Jahr verfügbare liquide Mittel und sind in der Bilanz als kurzfristige Positionen dargestellt.

15.4 Zusicherungen im Zusammenhang mit Warenkauf- und -verkaufsverträgen, die im Zuge der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit geschlossen wurden

In Zuge ihrer gewöhnlichen Geschäftstätigkeit schlossen einige Konzerngesellschaften langfristige Verträge ab, von denen einige Klauseln mit unbedingter Abnahmeverpflichtung enthalten. Sie bestehen in festen Verpflichtungen, spezifizierte Mengen an Gas, Strom und Dampf und die dazugehörigen Dienstleistungen zu kaufen (verkaufen) im Austausch gegen die feste Verpflichtung der anderen Partei, besagte Mengen und Dienstleistungen zu liefern (kaufen). Diese Verträge wurden dahingehend dokumentiert, dass sie nicht in den Rahmen von IAS 39 fallen. Die folgende Tabelle zeigt die wichtigsten künftigen Verpflichtungen aus Verträgen, die die Sparten Global Gas & LNG, Energy France und Energy Europe & International geschlossen haben (in TWh):

in TWh	Summe 31. Dez. 2010	2011	2012-2015	mehr als 5 Jahre	Summe 31. Dez. 2009
Feste Käufe	(11.013)	(957)	(3.191)	(6.865)	(11.897)
Feste Verkäufe	2.115	509	686	920	1.842

15.5 Eigenkapitalrisiko

Per 31. Dezember 2010 beliefen sich die vom Konzern gehaltenen zur Veräußerung verfügbaren finanziellen Vermögenswerte auf €3.252 Mio. (vgl. Erläuterung 14.1.1).

Ein Marktpreisrückgang für gelistete Aktien um 10% hätte eine Negativwirkung (vor Steuern) von etwa €113 Mio. auf das Gesamtergebnis des Konzerns.

Das wichtigste nicht notierte Wertpapier des Konzerns ist seine Beteiligung an Atlantic LNG, die nach ihrem Barwert künftiger Dividenden und Cashflows bewertet ist. Die Hauptannahmen für die Bewertung dieser nicht notierten Wertpapiere sind Produktionsvolumen und Energiepreise. Eine 10%ige Änderung des Gesamtwerts des Aktienpreises von Atlantic LNG würde sich mit €51 Mio. auf das Eigenkapital auswirken.

Das Portfolio von börsennotierten und nicht an der Börse notierten Wertpapieren des Konzerns wird im Kontext eines speziellen Investmentverfahrens gemanagt, die Performance wird regelmäßig dem Executive Management berichtet.

16 EIGENKAPITAL

	Anzahl Aktien			Wert (in Millionen Euro)
	Summe	Treasury	Im Umlauf befindlich	Stammkapital	Kapitalrücklage	Eigene Aktien
Per 31. Dezember 2008	2.193.643.820	(48.323.501)	2.145.320.319	2.194	29.258	(1.741)
Aktienemissionen	1.934.429	1.934.429		2	30
Aktiendividenden	65.398.018	65.398.018		65	1.301
Käufe und Veräußerungen eigener Aktien	3.208.648	3.208.648		97
PER 31. DEZEMBER 2009	2.260.976.267	(45.114.853)	2.215.861.414	2.261	30.590	(1.644)
Aktienemissionen	26.217.490	26.217.490		26	471
Einziehungen von Aktien	(36.898.000)	36.898.000	0	(37)	(1.378)	1.415
Käufe und Veräußerungen eigener Aktien	(17.637.311)	(17.637.311)		(436)
PER 31. DEZEMBER 2010	2.250.295.757	(25.854.164)	2.224.441.593	2.250	29.683	(665)

16.1 Stammkapital

Die Änderungen der Anzahl der Aktien im Jahr 2010 reflektieren:

―	die Ausgabe von Mitarbeiteraktien als Teil des weltweiten Mitarbeiteraktienprogramms unter dem Titel "Link 2010" (vgl. Erläuterung 23.2). Gezeichnet wurden insgesamt 24,2 Mio. Aktien, zusätzlich zu 0,5 Mio. Aktien, die ohne Gegenleistung bewilligt wurden, so dass der Gesamtwert der Kapitalerhöhung vom 24. August 2010 €478 Mio. erreichte (ohne Ausgabekosten);
―	die Ausübung von Aktienzeichnungsoptionen (1,5 Mio. Aktien, vgl. Erläuterung 23.1.2);
―	die Einziehung aller 36.898.000 eigenen Aktien, die Ende Dezember 2009 gehalten wurden, wie der Aufsichtsrat am 9. August 2010 beschlossen hatte.

Die Änderungen der Anzahl der Aktien im Jahr 2009 reflektiert:

―	Zahlung eines Teils der Sonderdividende in Aktien. Am 4. Mai 2009 beschloss die Aktionärsversammlung, dass eine Sonderdividende von €0,80 je Aktie bar oder in Form von Aktien gezahlt werden solle. Die Sonderdividende wurde am 4. Juni 2009 in Höhe von €340,6 Mio. in bar und in Höhe von €1.376,6 Mio. in Form von Aktien ausgezahlt, was eine Aufstockung um 65.398.018 neue Aktien bedeutet;
―	die Ausübung von Aktienzeichnungsoptionen, was durch die Emissionen in dieser Periode veranlasst war.

16.2 Instrumente, die ein Recht zur Zeichnung neuer GDF SUEZ SA-Aktien bewirken

Als Teil von Aktienzeichnungsprogrammen räumte der Konzern seinen Beschäftigten in früheren Perioden Aktienzeichnungsoptionen ein. Diese Programme werden in Erläuterung 23 "Anteilsbasierte Vergütung" beschrieben.

16.3 Eigene Aktien und Aktienrückkaufprogramm

Der Konzern hat ein Aktienrückkaufprogramm, das auf der Ordentlichen und Außerordentlichen Hauptversammlung am 3. Mai 2010 vom Aufsichtsrat genehmigt wurde. Das Programm sieht den Rückkauf von bis zu 10% der Aktien vor, die das Stammkapital am Tag der entsprechenden Versammlung darstellen. Laut Programm darf die Gesamtsumme der Käufe, abzüglich der Aufwendungen, €12 Mrd. nicht überschreiten, und der Kaufpreis muss unter €55 pro Aktie betragen.

Netto-Aktienrückkäufe von 2010 beliefen sich auf €491 Mio.

2010 zog der Konzern auch 36.898.000 eigene Aktien ein, die er Ende Dezember 2009 gehalten hatte.

16.4 Sonstige Angaben zur Kapitalrücklagen und konsolidierten Rücklagen

Die Gesamtsumme von Kapitalrücklagen und konsolidierten Rücklagen per 31. Dezember 2010 (einschließlich Jahresüberschuss für dieses Jahr) belief sich auf €59.297 Mio., von denen €226 Mio. zur gesetzlichen Rücklage der GDF SUEZ SA gehören. Die französische Gesetzgebung sieht vor, dass 5% des Jahresüberschusses französischer Gesellschaften in die gesetzliche Rücklage übertragen werden müssen, bis die gesetzliche Rücklage 10% des Stammkapitals erreicht. Diese Rücklage darf nur im Falle der Liquidation an die Aktionäre verteilt werden.

Die verteilbare Kapitalrücklage und die Rücklagen der GDF SUEZ SA beliefen sich am 31. Dezember 2010 auf €44.509 Mio. (per 31. Dezember 2009 €47.789 Mio.).

16.5 Dividenden

	Ausgeschütteter Betrag (in Millionen Euro)	Nettodividende je Aktie in Euro (Barausschüttung)	Anzahl Aktien (Auszahlung in Aktien)
gegenüber 2008
Auszahlung der restlichen Dividende für 2008 (gezahlt am 6. Mai 2009)	1.287	0,60
Sonderdividende (je nach Option der Aktionäre in bar oder in Aktien gezahlt am 4. Juni 2009)		1.717
Barzahlung	341	0,80
Auszahlung in Aktien	1.377		65.398.018
gegenüber 2009
Zwischendividende (gezahlt am 18. Dezember 2009)	1.773	0,80
Auszahlung der restlichen Dividende für 2009 (gezahlt am 10. Mai 2010)	1.484	0,67
gegenüber 2010
Zwischendividende (gezahlt am 15. November 2010)	1.846	0,83

Empfohlene Dividende für 2010

Die Aktionäre werden auf der Hauptversammlung, auf der der Jahresabschluss der GDF SUEZ für das am 31. Dezember 2010 beendete Jahr genehmigt werden soll, aufgefordert, einer Dividende von €1,50 je Aktie zuzustimmen; das ist eine Gesamtausschüttung von €3.337 Mio., geht man von der Zahl der am 31. Dezember 2010 in Umlauf befindlichen Aktien aus. Eine Zwischendividende von €0,83 je Aktie wurde am 15. November 2010 gezahlt, das sind insgesamt €1.846 Mio.

Vorbehaltlich der Zustimmung der Hauptversammlung wird diese Dividende ab 6. Mai 2011 gezahlt, sie ist im Abschluss per 31. Dezember 2010 nicht als Schuld ausgewiesen. Der Konzernabschluss per 31. Dezember 2010 wird daher vor der Gewinnausschüttung vorgelegt.

16.6 Im Eigenkapital (Konzernanteil) ausgewiesene Gesamtgewinne und -verluste

in Millionen Euro	31. Dez. 2010	Änderung	31. Dez. 2009	Änderung	31. Dez. 2008
Zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte	646	(119)	765	6	759
Absicherungen der Nettoinvestitionen	31	(63)	95	44	51
Cashflow-Hedges (ohne Wareninstrumente)	(196)	11	(207)	58	(265)
Cashflow-Absicherungen für Waren	342	445	(103)	899	(1.002)
Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	(748)	(479)	(269)	151	(420)
Latente Steuern	185	4	181	(364)	545
Anteil assoziierter Unternehmen an den im Eigenkapital ausgewiesenen Gesamtgewinnen und -verlusten, abzüglich Steuern	(48)	35	(83)	75	(158)
Anpassungen von Währungsumrechnungsdifferenzen für die obigen Posten	(35)	(3)	(32)	8	(40)
ZWISCHENSUMME	177	(169)	346	877	(531)
Anpassungen von Währungsumrechnungsdifferenzen für sonstige Posten	557	879	(322)	351	(673)
SUMME	734	710	24	1.228	(1.204)

Die in die Gewinn- und Verlustrechnung umgegliederten Anpassungen der Umrechnungsdifferenzen für die Periode waren nicht wesentlich.

Kumulierte versicherungsmathematische Gewinne und Verluste stehen in den konsolidierten Rücklagen, die dem Konzern zugewiesen sind.

16.7 Geschäftsvorfälle zwischen Eigentümern von durch den Konzern beherrschten Unternehmen

Der wichtigste Geschäftsvorfall zwischen Eigentümern betrifft den Rückkauf einer Beteiligung von 49% an Gaselys, die von der Societe Generale gehalten wurde.

16.8 Nicht-beherrschende Beteiligungen

Anders als beim Jahresüberschuss, der nicht.-beherrschenden Beteiligungen zuzuschreiben ist, geht es bei der Zunahme "Nicht-beherrschender Beteiligungen" im Wesentlichen um (i) Unternehmenszusammenschlüsse, die in Erläuterung 2 "Wichtige Änderungen der Konzernstruktur" beschrieben sind, (ii) die Emission von tief nachrangigen Anleihen durch SUEZ Environnement und (iii) die Kapitalerhöhung in Wilhelmshaven.

Von SUEZ Environnement ausgegebene tief nachrangige Anleihen

2010 emittierte SUEZ Environnement €750 Mio. als tief nachrangige, ewig laufende "Hybrid"-Anleihen (ohne Ausgabekosten). Diese Anleihen sind allen vorrangigen Gläubigern nachgeordnet und haben anfänglich einen festen Coupon von 4,82% für die ersten fünf Jahre.

Da es sich bei diesen Anleihen um Eigenkapitalinstrumente handelt, wird der Ertrag der Emission, abzüglich Ausgabekosten ohne Steuern, im Eigenkapital unter "Nicht-beherrschende Beteiligungen" ausgewiesen.

16.9 Kapitalmanagement

GDF SUEZ ist bestrebt, seine Finanzstruktur ständig zu optimieren, indem es sich um eine geeignete Balance zwischen der Nettoverschuldung (vgl. Erläuterung 14.3) und dem Gesamteigenkapital bemüht, wie in der Bilanz gezeigt. Wichtigstes Ziel des Konzerns beim Management seiner Finanzstruktur ist, den Wert für Aktionäre zu maximieren, die Kapitalkosten zu verringern und ein hohes Kredit-Rating beizubehalten, während gleichzeitig gesichert sein muss, dass der Konzern finanziell flexibel genug ist, um wertschöpfende externe Wachstumschancen zu nutzen. Der Konzern managt seine Finanzstruktur im Hinblick auf die vorherrschenden wirtschaftlichen Bedingungen und nimmt erforderliche Anpassungen vor. In diesem Kontext kann er sich dafür entscheiden, die Höhe der an die Aktionäre zu zahlenden Dividenden anzupassen, einen Teil des Kapitals auszuzahlen, eigene Aktien zurückzukaufen, neue Aktien zu emittieren, anteilsbasierte Vergütungsprogramme aufzulegen oder Aktien zu verkaufen, um die Nettoverschuldung herabzusetzen.

Konzernpolitik ist, bei Moody's und S& P ein A-Rating zu wahren. Dazu verwaltet er seine Finanzstruktur unter Berücksichtigung der Indikatoren, die diese Agenturen für gewöhnlich überwachen, nämlich das Geschäftsprofil des Konzerns, seine Finanzpolitik und eine Reihe finanzwirtschaftlicher Kennziffern. Zu den am häufigsten verwendeten Kennziffern gehört der operative Cashflow, abzüglich Finanzaufwendungen und gezahlter Steuern, angegeben in Prozent der bereinigten Nettoverschuldung. Die Nettoverschuldung wird hauptsächlich um Rückstellungen für die Aufarbeitung und Lagerung radioaktiver Abfälle, Rückstellungen für Pensionspläne ohne Fondsdeckung und Verpflichtungen aus dem Operating-Leasing bereinigt.

Die Zielsetzungen, die Politik und die Verfahren für das Kapitalmanagement des Konzerns haben sich in den letzten Jahren nicht geändert.

GDF SUEZ SA muss außer den gesetzlich vorgeschriebenen keine Mindestkapitalanforderungen erfüllen.

17 RÜCKSTELLUNGEN

in Millionen Euro	31. Dez. 2009	Zuteilungen	Auflösungen (Verwendungen)	Auflösungen (frei gewordene Rückstellungen)	Auflösungen von Rückstellungen für Gasinfrastruktur- einrichtungen (Frankreich)	Änderungen des Konsolidierungs- kreises
Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstige langfristige Leistungen	3.863	242	(344)	(4)		13
Aufarbeitung und Lagerung radioaktiver Abfälle	3.677	108	(23)	0		0
Demontage von Anlagen und Ausrüstunga	3.602	6	(18)		(1.172)	2
Flächensanierung	1.138	43	(43)	(8)		6
Sonstige Eventualforderungen und -schulden	1.773	519	(424)	(120)		154
SUMME RÜCKSTELLUNGEN	14.053	919	(851)	(132)	(1.172)	175

in Millionen Euro	Auswirkung der Glattstellung von Anpassungen des Diskontierungssatzes	Währungs- umrechnungs- differenzen	Sonstige	31. Dez. 2010
Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstige langfristige Leistungen	191	31	369	4.362
Aufarbeitung und Lagerung radioaktiver Abfälle	183	0	(9)	3.936
Demontage von Anlagen und Ausrüstunga	164	3	255	2.840
Flächensanierung	40	21	165	1.362
Sonstige Eventualforderungen und -schulden	9	18	40	1.969
SUMME RÜCKSTELLUNGEN	586	73	820	14.469

^(a) davon €2.413 Mio. als Rückstellungen für den Abbruch von Nuklearanlagen per 31. Dezember 2010, verglichen mit €2.093 Mio. am 31. Dezember 2009.

Die Spalte "Änderungen des Konsolidierungskreises" spiegelt hauptsächlich die Auswirkungen des Erwerbs einer beherrschenden Beteiligung von SUEZ Environnement an der Agbar-Gruppe sowie die Abwicklung von gegenseitigen Beteiligungen im Wassersektor in Frankreich wider.

Die Spalte "Auflösungen von Rückstellungen für Gasinfrastruktureinrichtungen (Frankreich)" enthält hauptsächlich die Auflösung von Rückstellungen für den Abbruch von Infrastruktureinrichtungen für die Weiterleitung und Verteilung von Gas in Frankreich (vgl. Erläuterung 17.3 "Abbauverpflichtungen bei sonstigen Ausrüstungen und Anlagen" und Erläuterung 5.5 "Sonstige langfristige Posten").

Die Auswirkung von glatt gestellten Anpassungen des Diskontierungssatzes bei den Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstigen langfristigen Leistungen bezieht sich auf den Zinsaufwand für Pensionsverpflichtungen, abzüglich des erwarteten Ertrags aus Planvermögen.

Die Spalte "Sonstige" zeigt hauptsächlich (i) versicherungsmathematische Gewinne und Verluste aus Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses für 2010, die im ergebnisneutral verrechneten Ergebnis erscheinen, und (ii) die Erhöhung der Rückstellungen für den Abbruch von Nuklearanlagen in Belgien und für Flächensanierung im Explorations- und Produktionsbetrieb, für die die Gegenbuchung bei den Sachanlagen vorgenommen wurde.

Zuteilungen, Auflösungen und der Glattstellungseffekt von Anpassungen des Diskontierungssatzes werden in der Gewinn- und Verlustrechnung des Konzerns wie folgt dargestellt:

in Millionen Euro	Nettozuteilungen
Erträge aus betrieblichen Tätigkeiten	(1.240)
Sonstige Finanzerträge und Aufwendungen	586
Aufwendungen für Ertragsteuern	2
SUMME	(651)

Die verschiedenen Arten von Rückstellungen und die Berechnungsgrundsätze werden nachstehend beschrieben.

17.1 Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstige langfristige Leistungen

Vgl. Erläuterung 18.

17.2 Schulden aus der Demontage von Kernkraftanlagen

Im Zusammenhang mit den Tätigkeiten im Rahmen der Stromerzeugung aus radioaktivem Material fallen bei dem Konzern Verbindlichkeiten zur Stilllegung an, die sich auf die Demontage von Nuklearanlagen und die Wiederaufarbeitung abgebrannter Brennelemente beziehen.

17.2.1 Gesetzlicher Rahmen

Das belgische Gesetz vom 11. April 2003 in seiner Fassung vom 25. April 2007 übertrug der Konzerntochter Synatom die Verantwortung für das Management von Rückstellungen, die gebildet wurden, um die Kosten für die Demontage von Kernkraftwerken abzudecken, und für den Umgang mit radioaktivem spaltbarem Material aus diesen Anlagen. Eine der Aufgaben des Ausschusses für Rückstellungen für Nuklearanlagen (Nuclear Provisions Committee), der im Nachgang zu dem oben erwähnten Gesetz gebildet wurde, ist die Kontrolle des Verfahrens zur Berechnung und zum Management dieser Rückstellungen. Der Ausschuss erarbeitet auch Stellungnahmen zu dem Höchstanteil von Geldern, die Synatom Betreibern von Kernkraftwerken zur Verfügung stellen kann, und zu den Arten von Vermögenswerten, in die Synatom seine nicht in Anspruch genommenen Mittel investieren kann.

Damit der Ausschuss in seiner Arbeit dem genannten Gesetz gerecht werden kann, legt Synatom alle drei Jahre einen Bericht vor, aus dem die Kern-Inputs hervorgehen, die zur Berechnung dieser Rückstellungen benutzt werden.

Am 22. September 2010 legte Synatom dem Nuclear Provisions Committee seinen Dreijahresbericht über Rückstellungen für den Nuklearbereich vor, das seine Stellungnahme am 22. November 2010 veröffentlichte.

Die Empfehlungen des Ausschusses führten zu einer Erhöhung der Rückstellung für den Abbruch von Nuklearanlagen um €215 Mio., mit einer entsprechenden Berichtigung des "Abbruch-Vermögenswerts" in gleicher Höhe. Gegenüber dem vorhergehenden Bericht blieben die Kern-Inputs wie Schätzmethoden, finanzielle Parameter und Management-Szenarios unverändert. Die berücksichtigten Änderungen bezogen sich auf die Übernahme der neuesten Wirtschaftsdaten und detaillierter technischer Analysen in die Berechnung (Tarife, physische und radiologische Verzeichnisse usw.).

Die Rückstellung für den Umgang mit radioaktivem spaltbarem Material wird weiterhin nach den Annahmen für die Bewertung berechnet, die in der Fassung von 2007 dargelegt sind.

Das Nuclear Provisions Committee hat dem Konzern für 2011 die Vorlage von zwei Überarbeitungen bewilligt. Die erste wird sich mit der Fehlerquote befassen, die in der Abbruchphase von Nuklearanlagen in Betracht zu ziehen ist und die gegenwärtig unverändert bleibt. Bei der zweiten geht es um den Fokus auf die Rückstellung für die Bewirtschaftung von spaltbarem Material in Nuklearanlagen und in diesem Zusammenhang um die Machbarkeitsbewertung der Bereitstellung von nicht wieder aufgearbeitetem Plutonium aus belgischen Kernkraftwerken für Dritte mit Einzelheiten zur Berechnung der Kosten für die Wiederaufarbeitung.

Die Erkenntnisse aus diesen Analysen und den sich daraus ergebenden Diskussionen mit dem Nuclear Provisions Committee könnten den Konzern veranlassen, bestimmte Annahmen für die Bemessung dieser Rückstellungen zu revidieren.

Die gebildeten Rückstellungen berücksichtigen alle bestehenden und geplanten rechtlichen Anforderungen an den Umweltschutz auf europäischer, nationaler und regionaler Ebene. Würden künftig weitere Gesetze eingeführt, könnten sich die Kostenabschätzungen, die als Berechnungsgrundlage dienen, ändern. Der Konzern hat jedoch keine Kenntnis von zusätzlichen geplanten Gesetzen auf diesem Gebiet, die den Wert der Rückstellungen wesentlich beeinflussen würden.

Die vom Konzern per 31. Dezember 2010 ausgewiesenen Rückstellungen wurden unter Berücksichtigung des geltenden vertraglichen und rechtlichen Rahmens berechnet, der die Betriebsdauer von Kernreaktoren mit 40 Jahren ansetzt.

Ende 2009 wurde eine Vereinbarung mit der belgischen Regierung unterzeichnet, in der sie zustimmte, die erforderlichen rechtlichen Maßnahmen zu ergreifen, um die Nutzungsdauer von drei Kernreaktoren von 40 Jahren auf 50 Jahre zu verlängern. Die Maßnahmen erfordern die Verabschiedung neuer oder die Änderung bestehender Gesetze.

Eine Verlängerung der Nutzungsdauer für diese drei Kernreaktoren dürfte keine wesentliche Auswirkung auf die Abbruch-Rückstellungen haben. Die verlängerte Nutzungsdauer dieser Reaktoren wurde zu einer suboptimalen Koordination mit den Abrissarbeiten für die Einrichtungen insgesamt führen. Dem stünde jedoch ein Aufschub der zu leistenden Zahlungen gegenüber. Die Gegenbuchung für Änderungen dieser Rückstellungen wird - vorbehaltlich bestimmter Bedingungen - eine Berichtigung der entsprechenden Vermögenswerte in gleicher Höhe.

Die Rückstellungen für die Aufarbeitung und Lagerung von Brennelementen würden durch die Verlängerung der Nutzungsdauer der drei ältesten Reaktoren nicht signifikant beeinflusst, da sich die Durchschnittskosten für die Wiederaufarbeitung sämtlicher abgebrannter Brennelemente über die Betriebsdauer der Reaktoren nicht wesentlich ändert.

Diese Rückstellungen können gemäß der Verlängerung der Nutzungsdauer der Vermögenswerte angeglichen werden, sobald die entsprechenden Gesetze verabschiedet sind.

17.2.2 Rückstellungen für die Wiederaufarbeitung und Lagerung von nuklearen Brennelementen

Wird ein abgebranntes nukleares Brennelement aus einem Reaktor entfernt, bleibt es radioaktiv und erfordert eine Aufbereitung. Es gibt zwei Verfahren für den Umgang mit abgebrannten radioaktiven Brennelementen, entweder eine Wiederaufarbeitung oder im Wesentlichen eine Konditionierung ohne Wiederaufarbeitung. Die belgische Regierung hat noch nicht darüber entschieden, welches Szenario für Belgien vorgeschrieben wird.

Das Nuclear Provisions Committee stützt seine Analysen auf eine spätere Wiederaufarbeitung abgebrannter nuklearer Brennelemente. Der Konzern stellt daher Rückstellungen für alle Kosten ein, die sich aus diesem Management-Szenario ableiten, einschließlich Lagerung vor Ort, Abtransport, Wiederaufbereitung durch eine zugelassene Anlage, Lagerung und Beseitigung der abgebrannten Brennelemente-Reste nach Behandlung.

Rückstellungen für die Wiederaufarbeitung von Brennelementen werden nach folgenden Prinzipien und Parametern berechnet:

―	die Kosten werden nach dem Szenario der späteren Wiederaufbereitung berechnet, bei dem die abgebrannten Brennelemente wieder aufbereitet und dann endgültig entfernt und in unterirdische Lagerstätten verbracht werden;
―	die Zahlungen sind bis 2050 gestaffelt, dann gehen restliche abgebrannte Brennelemente und die Rückstellung für die Deckung der Kosten zur Beseitigung und unterirdischen Lagerung an die ONDRAF über, die belgische Agentur für radioaktiven Abfall und angereichertes spaltbares Material. Geht man von dem Szenario der späteren Wiederaufarbeitung aus, wird der letzte Rückstand abgebrannter Brennelemente etwa 2080 in ein unterirdisches Lager verbracht;
―	die langfristige Verpflichtung wird nach den geschätzten internen und externen Kosten ausgehend von Angeboten Dritter oder Angeboten für Gebühren von unabhängigen Organisationen bewertet;
―	der angesetzte Diskontierungssatz von 5% (tatsächlicher Satz von 3% plus 2% Inflationsrate) basiert auf einer Analyse durchschnittlicher vergangener und künftiger Änderungen langfristiger Referenzzinssätze.
―	Belastungen der Rückstellung werden nach den Durchschnittskosten für die verbrauchten Mengen bis zum Ende der Nutzungsdauer der Anlage errechnet;
―	eine jährliche Zuteilung wird entsprechend dem Glattstellungseffekt beim Diskontierungssatz ausgewiesen.

Angesichts der Art und des Zeitplans der Kosten, die sie abdecken sollen, können die tatsächlichen künftigen Kosten von den geschätzten abweichen. Die Rückstellungen können im Einklang mit künftigen Änderungen bei den oben genannten Parametern angepasst werden. Diese Parameter basieren dennoch auf Informationen und Schätzungen, die der Konzern am Berichtstag für vernünftig hält und denen das Nuclear Provisions Committee.zugestimmt hat.

17.2.3 Rückstellungen für die Demontage von Nuklearanlagen

Kernkraftwerke müssen am Ende ihrer Nutzungsdauer demontiert werden. Rückstellungen werden in den Büchern des Konzerns gebildet, um alle Kosten für (i) die Abschaltphase mit Beseitigung der radioaktiven Brennelemente vom Standort und (ii) die Demontage-Phase abzudecken, zu der die Außerbetriebsetzung und die Reinigung des Standorts gehören.

Rückstellungen für die Demontage von Nuklearanlagen werden nach folgenden Prinzipien und Parametern berechnet:

―	langfristig anfallende Kosten werden unter Bezug auf die geschätzten Kosten für jede Nuklearanlage berechnet, ausgehend von der Untersuchung durch unabhängige Gutachter, die gemäß der Annahme durchgeführt wurde, dass die Anlagen schrittweise abgebaut werden;
―	eine Inflationsrate von 2% wird für das Ende der Demontage-Zeit angesetzt, um den künftigen Wert der Verpflichtung zu errechnen;
―	ein Diskontierungssatz von 5% (der 2% Inflation enthält) wird angesetzt, um den Nettobarwert der Verpflichtung zu bestimmen; es ist der gleiche Zinssatz wie zur Berechnung der Rückstellung für die Aufarbeitung und Lagerung nuklearer Brennelemente;
―	der Beginn der Demontage-Arbeiten wird für drei bis vier Jahre nach Abschaltung der jeweiligen Anlagen erwartet, wobei die derzeit geltende Nutzungsdauer von 40 Jahren ab dem Tag der Inbetriebnahme der Anlage zu berücksichtigen ist;
―	die Zahlungen erstrecken sich über etwa sieben Jahre ab dem Tag des Demontage-Beginns;
―	der Barwert der Verpflichtung am Tag der Inbetriebnahme stellt den ursprünglichen Betrag der Rückstellung dar. Die Gegenbuchung ist ein Vermögenswert in gleicher Höhe, der in der entsprechenden Sachanlagen-Kategorie ausgewiesen wird. Dieser Vermögenswert wird über einen Zeitraum von 40 Jahren ab Inbetriebnahmetag abgeschrieben;
―	die jährliche Zuteilung zur Rückstellung in Höhe des Zinsaufwands für die Rückstellung am Ende des Vorjahres wird zu dem Abzinsungssatz berechnet, mit dem der Barwert künftiger Zahlungsströme geschätzt wurde.

Für die Nuklearanlagen, für die der Konzern Anrechte auf die Kapazität hält, werden ebenfalls Rückstellungen in einer Höhe gebildet, die dem Anteil des Konzerns an den erwarteten Demontagekosten entspricht.

17.2.4 Empfindlichkeit gegenüber Diskontierungssätzen

Ausgehend von den derzeit geltenden Parametern für die geschätzten Kosten und dem zeitlichen Ablauf der Zahlungen könnte eine Änderung um 50 Basispunkte beim Diskontierungssatz zu einer Berichtigung von etwa 10% bei den Rückstellungen für Demontage und Wiederaufarbeitung von Brennelementen führen. Eine Senkung der Diskontierungssätze würde zu einer Zunahme der ausstehenden Rückstellungen führen, während eine Erhöhung der Diskontierungssätze den Rückstellungsbetrag verringern würde.

Eine 5%ge Erhöhung oder Senkung der Kosten für die Demontage von Nuklearanlagen oder die Wiederaufbereitung von Brennelementen und die Lagerung würde die entsprechenden Rückstellungen um grob geschätzt den gleichen Prozentsatz anheben oder senken.

Änderungen infolge der Überprüfung der Rückstellung für die Demontage würden sich nicht unmittelbar auf den Erlös auswirken, denn die Gegenbuchung würde unter bestimmten Umständen in der Berichtigung der entsprechenden Vermögenswerte in gleicher Höhe bestehen.

Die Empfindlichkeit gegenüber Diskontierungssätzen, wie sie zuvor gemäß den geltenden Standards dargelegt wurde, ist eine automatische Berechnung und sollte daher angesichts der Vielzahl sonstiger Inputs - einige davon können interdependent sein - , die die Evaluierung umfasst, mit Vorsicht interpretiert werden. Außerdem stellt die Häufigkeit, in der diese Rückstellungen vom Nuclear Provisions Committee nach den geltenden Bestimmungen überprüft werden, sicher, dass die Gesamtverpflichtung exakt gemessen wird.

17.3 Abbauverpflichtungen bei sonstigen Ausrüstungen und Anlagen

Bestimmte Anlagen und Ausrüstungen, einschließlich konventioneller Kraftwerke, Weiterleitungs- und Verteilungsleitungen, Lagerstätten und LNG-Terminals müssen am Ende ihrer Nutzungsdauer abgebaut werden. Diese Verpflichtung ergibt sich aus den geltenden Bestimmungen für den Umweltschutz in den jeweiligen Ländern, vertraglichen Vereinbarungen oder einer impliziten Zusicherung des Konzerns.

Nach einer Veröffentlichung der Internationalen Energie-Agentur, die auf der Basis des derzeitigen Produktionsniveaus schätzte, dass die nachgewiesenen und wahrscheinlichen Gasvorräte für weitere 250 Jahre gesichert seien, hat der Konzern den Zeitplan für seine Abriss-Rückstellungen für Gasinfrastruktureinrichtungen in Frankreich revidiert. Diese Rückstellungen mit einem Barwert von jetzt nahezu null sind aufgelöst worden (vgl. Erläuterung 5.5 "Sonstige langfristige Posten").

17.4 Flächensanierung

17.4.1 Tätigkeit im Abfallgeschäft

Mit der EU-Richtlinie über Abfallbehandlungsanlagen von Juni 1998 wurden eine Reihe von Verpflichtungen über das Schließen und die Langzeitüberwachung dieser Anlagen eingeführt. Diese Verpflichtungen erlegen dem Betreiber (oder dem Eigentümer des Standorts, falls der Betreiber seinen Verpflichtungen nicht nachkommt) Regelungen und Bedingungen zu Gestaltung und Größe von Lager-, Sammel- und Behandlungsstätten für flüssige (Sickerwasser) und gasförmige (Biogas) Abfallstoffe auf. Sie sieht auch vor, dass diese Einrichtungen 30 Jahre lang inspiziert werden.

Diese Verpflichtungen führen zu zwei Arten von Rückstellungen (Sanierung und Langzeitüberwachung), die je nach Fall und Standort berechnet werden. Auf der Grundlage der Periodenabgrenzung werden die Rückstellungen über die Zeit gebildet, in der der Standort in Betrieb ist, anteilig zur Verringerung des Volumens der Abfalllagerung. Die Kosten, die zur Zeit der Standortschließung oder während der Langzeitüberwachung (in der Europäischen Union 30 Jahre nach Standortschließung) aufgelaufen sind, werden zum Barwert diskontiert. Ein Vermögenswert wird als Gegenbuchung zur Rückstellung ausgewiesen und mit der Verringerung des gelagerten Abfallvolumens oder der Notwendigkeit zur Deckung für diese Zeit abgeschrieben.

Die Höhe der Rückstellung für die Flächensanierung (zu der Zeit, zu der die Einrichtung geschlossen wird) hängt davon ab, ob eine halbdurchlässige Abdichtung, eine halbdurchlässige Abdichtung mit Drainage oder eine undurchlässige Abdichtung verwendet wird. Das hat eine erhebliche Auswirkung auf die künftigen Sickerwassermengen und somit auf die künftige Abfallbehandlungskosten. Zur Berechnung der Rückstellung ist es erforderlich, die Kosten für die Sanierung der noch unbehandelten Fläche zu schätzen. Die Rückstellung, die am Jahresende in der Bilanz enthalten ist, muss die Kosten für die Sanierung der unbehandelten Fläche abdecken (Differenz zwischen Deponieanteil und dem Anteil der bereits sanierten Fläche). Die Höhe der Rückstellung wird jährlich auf der Grundlage der abgeschlossenen und der noch auszuführenden Arbeiten überprüft.

Die Berechnung der Rückstellung für die Langzeitüberwachung hängt sowohl von den Kosten, verursacht durch Sickerwasser- und Biogasbildung, als auch von der Menge zurückgewonnenen Biogases ab. Die Rückgewinnung von Biogas stellt eine Einnahmequelle dar und wird von den Ausgaben für die Langzeitüberwachung abgezogen. Die wichtigsten Aufwendungen aus den Verpflichtungen zur Langzeitüberwachung beziehen sich auf:

―	Bau von Infrastruktureinrichtungen (Anlage für das Biogas-Recycling. Anlage zur Sickerwasserbehandlung) und Abbruch von Anlagen, die während des Betriebs des Standorts benutzt wurden;
―	Unterhalt und Instandhaltung der Abdichtung und der Infrastruktureinrichtungen (Sammeln von Oberflächenwasser);
―	Kontrolle und Überwachung von Oberflächenwasser, Grundwasser und Sickerwasser;
―	Ersatz und Reparatur von Beobachtungsbrunnen;
―	Kosten für die Sickerwasserbehandlung;
―	Kosten für das Sammeln und die Aufbereitung von Biogas (unter Berücksichtigung von Einnahmen aus dem Biogas-Recycling).

Die Rückstellung für die Verpflichtungen zur Langzeitüberwachung, die am Jahresende auszuweisen ist, hängt von dem aufgefüllten Anteil der Anlage am Ende der Periode ab, von den geschätzten Gesamtkosten pro Jahr und Titel (ausgehend von Standard- oder Sonderkosten), dem geschätzten Schließungstag und dem Diskontierungssatz für jeden Standort (ausgehend von der Restnutzungsdauer).

17.4.2 Tätigkeiten in Exploration und Produktion

Der Konzern bildet auch eine Rückstellung für die Sanierung von Explorations- und Produktionsstätten. Eine Rückstellung in Höhe des Barwerts der geschätzten Sanierungskosten wird bei den Schulden verbucht mit einer entsprechenden Gegenbuchung bei den Sachanlagen. Die Abschreibungslast auf diesem Vermögenswert ist im kurzfristigen Betriebsergebnis enthalten, und die Kosten für die Glattstellung der Diskontierung sind bei den finanziellen Aufwendungen verbucht.

17.5 Sonstige Eventualforderungen und -schulden

Dieser Titel enthält Rückstellungen für sonstige auf Arbeitnehmer bezogene Gerichtsprozesse, Umweltrisiken und verschiedene Geschäftsrisiken sowie Beträge zur Deckung von Auseinandersetzungen über Steuern, Reklamationen und ähnliche Eventualforderungen und -schulden. Sie werden in Erläuterung 26 "Gerichts- und wettbewerbsrechtliche Verfahren" genauer dargelegt.

18 LEISTUNGEN NACH BEENDIGUNG DES ARBEITSVERHÄLTNISSES UND SONSTIGE LANGFRISTIGE LEISTUNGEN

18.1 Wichtige Ereignisse 2010

Der französische Präsident hat das Rentenreformgesetz in Frankreich verkündet, es wurde am 10. November 2010 im Journal Officiel (dem amtlichen Mitteilungsblatt) veröffentlicht Die Schlüsselpunkte der Reform sind:

―	Anhebung des gesetzlichen Rentenalters bei der gesetzlichen Rentenversicherung um zwei Jahre von 60 auf 62 Jahre und eine Anhebung des Alters, in dem der Abschlag von Pensionsleistungen gestrichen wird, um zwei Jahre. Diese Änderungen werden bis 2018 schrittweise ab 1. Juli 2011 mit einer jährlichen Anhebung um vier Monate umgesetzt. Damit betreffen diese Änderungen nur Arbeitnehmer, die 1951 und später geboren sind;
―	Anhebung des gesetzlichen Rentenalters aus der EGI-Sonderrentenversicherung ab 1. Januar 2017, beginnend mit einer Anhebung jährlich um vier Monate, bis am 1. Januar 2022 Arbeitnehmer mit sitzender Tätigkeit 62 Jahre alt sind und Arbeitnehmer, die eine Beschäftigungszeit von 15 Jahren vollendet haben, 57 Jahre alt sind;
―	Verlängerung der Zeit, über die die Arbeitnehmer Beiträge einzahlen, um einen vollen Pensionsanspruch zu haben. Die Beitragszeit wurde für die gesetzliche Rentenversicherung von Arbeitnehmern, die 1960 oder später geboren sind, auf 41,5 Jahre angehoben und auf 41,5 Jahre für die Arbeitnehmer, die ab 1. Januar 2020 Anspruch auf das EGI-Sonderpensionssystem haben.

Der Konzern ist der Auffassung, dass die Änderungen des Anwartschaftsbarwerts infolge dieser Maßnahmen Änderungen der versicherungsmathematischen Annahmen darstellen. Demzufolge wurde die Erhöhung der Rückstellung für Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses um €133 Mio. als Folge der Rentenreform in Frankreich 2010 als versicherungsmathematischer Verlust im "Ergebnisneutral verrechneten Ergebnis" ausgewiesen.

18.2 Beschreibung der wichtigsten Pensionspläne

Im Folgenden werden die wichtigsten Pensionspläne des Konzerns beschrieben.

18.2.1 Unternehmen des Strom- und Gassektors in Frankreich

Seit 1. Januar 2005 ist die CNIEG (Caisse Nationale des Industries Électriques et Gazières) mit den Leistungsplänen für Pensionierung, Arbeitsunfähigkeit, Todesfall, Arbeitsunfall und Berufskrankheit für die Unternehmen der Strom- und Gasbranche (im Folgenden "EGI") befasst. Die CNIEG ist ein gesetzliches Sozialversicherungsorgan privaten Rechts in der gemeinsamen Verantwortung der für Sozialversicherungsangelegenheiten, Haushaltsfragen und Energie zuständigen Ministerien.

Berufstätige Beschäftigte und Pensionäre von Unternehmen des EGI-Sektors sind seit 1. Januar 2005 vollständig in die CNIEG eingegliedert. Die wichtigsten Unternehmen des Konzerns, die unter diesen Plan fallen, sind GDF SUEZ SA, GrDF, GRTgaz, Elengy, Storengy, GDF SUEZ Thermique France, CPCU, TIRU, GEG, Compagnie Nationale du Rhone (CNR) und SHEM.

Infolge der Finanzierungsreform des EGI-Sonderpensionssystems, die mit dem Gesetz Nr. 2004-803 vom 9. August 2004 und seinen Durchführungsbestimmungen eingeführt wurde, wurden den verschiedenen EGI-Unternehmen spezielle Leistungen (Pensionsleistungen zusätzlich zu den gesetzlichen Standardleistungen) zugeteilt, die am 31. Dezember 2004 bereits erdient waren ("in der Vergangenheit erworbene Sonderleistungen". In der Vergangenheit erworbene Sonderleistungen (Leistungen, die am 31. Dezember 2004 erdient waren) für das regulierte Weiterleitungs- und Verteilungsgeschäft werden durch eine Abgabe auf die Weiterleitungs- und Verteilungsdienstleistungen für Gas und Strom (Contribution Tarifaire d'Acheminement) finanziert und stellen daher keine Verpflichtung des GDF SUEZ-Konzerns mehr dar. In der Vergangenheit erworbene Sonderleistungen (Leistungen, die am 31. Dezember 2004 erdient waren) für nicht regulierte Tätigkeit werden von den Unternehmen des EGI-Sektors in dem Umfang finanziert, wie er durch das Dekret Nr. 2005-322 vom 5. April 2005 festgesetzt ist. Die nach dem Plan ab 1. Januar 2005 erdienten Sonderleistungen werden vollständig von den Unternehmen des EGI-Sektors finanziert, und zwar entsprechend ihrem Marktanteil bei Gas und Strom, gemessen an den Gesamtlohnkosten.

Da es sich hier um einen leistungsorientierten Plan handelt, hat der Konzern eine Pensionsrückstellung für Sonderleistungen gebildet, die den Arbeitnehmern im nicht regulierten Bereich gezahlt werden, und für Sonderleistungen, die Arbeitnehmer aus dem regulierten Geschäft seit 1. Januar 2005 erdient haben. Diese Rückstellung deckt auch die Vorruhestandsverpflichtungen des Konzerns ab.

Pensionsverpflichtungen und sonstige "mutualisierte" Verpflichtungen werden von der CNIEG abgeschätzt.

Per 31. Dezember 2010 belief sich die für das Sonderpensionssystem des EGI-Sektors gebildete Rückstellung auf €2,1 Mrd. (€1,7 Mrd. per 31. Dezember 2009).

18.2.2 Unternehmen des Strom- und Gassektors in Belgien

In Belgien werden die Ansprüche der Beschäftigten der Strom- und Gasunternehmen, insbesondere von Electrabel, Electrabel Customer Solutions (ECS), Laborelec sowie einiger Arbeitnehmer-Kategorien bei GDF SUEZ Belgien in Tarifverträgen geregelt.

Diese Verträge, die für Tarifbeschäftigte gelten, die vor dem 1. Juni 2002 eingestellt wurden, und für Führungskräfte, die vor dem 1. Mai 1999 eingestellt wurden, enthalten die Leistungen, die die Arbeitnehmer zu einer Zusatzrente in Höhe von 75% ihres letzten Jahreseinkommens bei voller Versicherungszeit zusätzlich zu der gesetzlichen Rente berechtigen. Diese zusätzlichen Rentenzahlungen nach leistungsorientierten Pensionsplänen dienen teilweise der Hinterbliebenenversorgung. In der Praxis werden die Leistungen für die Mehrheit der Planbegünstigten in Form einer Pauschale gezahlt.

Die meisten Verpflichtungen aus diesen Pensionsplänen werden aus Pensionsfonds, die für den Strom- und Gassektor eingerichtet wurden, und durch bestimmte Versicherungsgesellschaften finanziert.

Vorfinanzierte Pensionspläne werden aus Beiträgen von Arbeitgebern und Arbeitnehmern finanziert. Die Arbeitgeberbeiträge werden jährlich auf der Grundlage versicherungsmathematischer Bewertungen errechnet.

Für Tarifbeschäftigte, die nach dem 1. Juni 2002 eingestellt wurden, und für Führungskräfte, die nach dem 1. Mai 1999 eingestellt wurden, gelten beitragsorientierte Pläne. Für Beiträge, die seit dem 1. Januar 2004 gezahlt wurden, legt das Gesetz jedoch eine durchschnittliche Mindestjahresrendite von 3,25% über die Dienstdauer des Begünstigten fest. Defizite sind vom Arbeitgeber zu tragen. Daher sind diese Pläne für den Anteil an Pensionsverpflichtungen, der den seit 1. Januar 2004 gezahlten Beiträgen entspricht, als leistungsorientierte Pläne anzusehen. Der Konzern weist diese Pläne jedoch weiterhin als beitragsorientierte Systeme aus, vor allem, weil keine wesentliche Nettoschuld identifiziert worden ist. Die tatsächliche Rendite wurde mit der garantierten Mindestrendite verglichen, der nicht durch einen Fonds gedeckte Anteil war per 31. Dezember 2010 nicht wesentlich.

Der Anwartschaftsbarwert für diese Pläne machte per 31. Dezember 2010 etwa 16% der Gesamtpensionsverpflichtungen und der entsprechenden Schulden aus.

18.2.3 Tarifvertrag für die Beschäftigten am Hauptsitz in Brüssel

Als Teil der Neuorganisation der Geschäftstätigkeit von Electrabel, GDF SUEZ Belgien und GDF Suez CC sowie von Umsetzungen von Beschäftigten innerhalb dieser Unternehmen wurden die Satzungen von Electrabel, GDF SUEZ Belgien und GDF SUEZ CC zusammengeführt. Gemäß den Festlegungen zu Pensionen in diesen Satzungen sind Führungskräfte ("cadres") für den beitragsorientieren Plan anspruchsberechtigt, den Electrabel für Führungskräfte, die nach dem 1. Mai 1999 eingestellt wurden (vgl. Abschnitt 18.2.2), durch Konsolidierung von erdienten Ansprüchen nach dem Anwartschaftsbarwertverfahren durchführt. Über 95% der entsprechenden Beschäftigten haben sich für diesen Plan entschieden, der seit 1. Januar 2009 in Kraft ist.

Die Übernahme von Beschäftigten in diesen Plan führte zu einer nahezu identischen Reduzierung der Pensionsverpflichtungen und des Planvermögens, die zu dem erwähnten beitragsorientierten Plan übergeleitet wurden. Infolgedessen war die Auswirkung auf die Gewinn- und Verlustrechnung des Konzerns 2009 nicht wesentlich.

Alle Neueinstellungen werden automatisch in den beitragsorientierten Plan eingegliedert.

18.2.4 Gemeinschaftliche Pläne mehrerer Arbeitgeber

Beschäftigte einiger Unternehmen des Konzerns sind gemeinschaftlichen Pensionsplänen mehrerer Arbeitgeber zugeordnet. Gemeinschaftliche Pläne mehrerer Arbeitgeber sind in den Niederlanden besonders verbreitet, wo von den Beschäftigten des Strom- und Gassektors üblicherweise verlangt wird, einem branchenweiten Pflichtsystem beizutreten.

Bei gemeinschaftlichen Plänen mehrerer Arbeitgeber sind die Risiken auf eine Weise gepoolt, dass der Plan durch einen einzigen Beitragssatz für alle angegliederten Unternehmen und für alle Arbeitnehmer finanziert wird. Der Konzern GDF SUEZ bilanziert gemeinschaftliche Pläne mehrerer Arbeitgeber als beitragsorientierte Pläne gemäß IAS 19.

Für die gemeinschaftlichen Pensionspläne mehrerer Arbeitgeber wurde 2010 ein Aufwand von €72 Mio. ausgewiesen.

18.2.5 Sonstige Pensionspläne

Die meisten sonstigen Unternehmen des Konzerns gewähren ihren Beschäftigten Ruhestandsleistungen. Hinsichtlich der Finanzierung ist der Anteil der leistungsorientierten und der beitragsorientierten Pläne innerhalb des Konzerns fast gleich groß.

Die wichtigsten Pensionspläne des Konzerns außerhalb Frankreichs und Belgiens betreffen:

―	die Vereinigten Staaten: Der leistungsorientierte UWR-Plan steht den Beschäftigten des regulierten Sektors offen. Alle US-Tochtergesellschaften bieten ihren Beschäftigten einen Plan des Typs 401 (k) an;
―	Großbritannien: die große Mehrheit leistungsorientierter Pensionspläne steht Neueingestellten nicht mehr offen, Leistungen aus diesen Plänen können nicht mehr erdient werden. Alle Unternehmen haben ein beitragsorientiertes System;
―	Deutschland: die deutschen Tochtergesellschaften des Konzerns haben ihre leistungsorientierten Pläne geschlossen;
―	Brasilien: Tractebel Energia betreibt ein eigenes Pensionssystem. Es ist ein zweigliedriges System: Ein Teil ist ein leistungsorientierter Plan (geschlossen), der andere ein beitragsorientierter Plan, der Neueinstellungen seit Anfang 2005 offen steht.

18.3 Beschreibung sonstiger Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstiger langfristiger Leistungen

18.3.1 Sonstige Leistungen für gegenwärtige und frühere Beschäftigte des EGI-Sektors

Zu den sonstigen Leistungen für Beschäftigte des EGI-Sektors zählen: Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses:

―	niedrigere Energiepreise;
―	Abfindungen;
―	Zusatzurlaub;
―	Leistungen im Todesfall für direkte Angehörige. Langfristige Leistungen:
―	Beihilfen bei Arbeitsunfällen und Berufskrankheiten;
―	Beihilfen bei zeitweiliger oder dauerhafter Erwerbsunfähigkeit;
―	Prämien für Betriebszugehörigkeit.

Im Folgenden werden die wichtigsten Verpflichtungen des Konzerns beschrieben.

18.3.1.1 Niedrigere Energiepreise

Nach Artikel 28 der nationalen Satzung für Beschäftigte der Strom- und Gasindustrie haben alle Beschäftigten (gegenwärtige und frühere Beschäftigte, die eine bestimmte Betriebszugehörigkeit nachweisen können) Anspruch auf Sachleistungen in Form geringerer Energiepreise, die als "Mitarbeitertarife" bekannt sind.

Diese Leistung berechtigt Beschäftigte zu einer Strom- und Gasversorgung zu einem gesenkten Preis. Für den Ruhestand ist das eine Leistung nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses, die über die Zeit ausgewiesen wird, in der die Leistungen für den Mitarbeiter erbracht werden. Rentner müssen mindestens 15 Jahre lang in Unternehmen des EGI-Sektors gearbeitet haben, um einen Anspruch auf die niedrigeren Energiepreise geltend machen zu können.

Gemäß den Vereinbarungen, die 1951 mit EDF unterzeichnet wurden, liefert GDF SUEZ Gas an alle gegenwärtigen und früheren Beschäftigten von GDF SUEZ und EDF, während EDF die gleichen Begünstigten mit Strom beliefert. GDF SUEZ zahlt den Ausgleichsbeitrag (oder profitiert von ihm) für seine Beschäftigten infolge des Energietauschs zwischen beiden Versorgern.

Die Verpflichtung zur Energielieferung zu niedrigeren Preisen an gegenwärtige und frühere Beschäftigte wird als Differenz zwischen dem Energieverkaufspreis und gewährten Vorzugstarifen bewertet.

Die für niedrigere Energiepreise gebildete Rückstellung beläuft sich auf €1,5 Mrd.

18.3.1.2 Abfindungen

Beschäftigte (oder deren Angehörige im Falle des Todes während der Beschäftigungszeit) haben einen Anspruch auf Abfindungen am Ende der Beschäftigungszeit, die sich nach der Dauer der Betriebszugehörigkeit zu den Versorgungsunternehmen richten.

18.3.1.3 Vergütungen bei Arbeitsunfällen und Berufskrankheiten

Genau wie andere Arbeitnehmer nach dem Standard-Pensionssystem haben Beschäftigte des EGI-Sektors Anspruch auf Vergütung bei Arbeitsunfällen oder anderen berufsbedingten Erkrankungen. Diese Leistungen stehen allen Beschäftigten oder den Angehörigen von Beschäftigten zu, die infolge von Arbeitsunfällen oder Berufserkrankungen oder Wegeunfällen versterben.

Die Höhe der Verpflichtung entspricht dem wahrscheinlichen Barwert der Leistungen, die an die gegenwärtigen Begünstigten zu zahlen sind, wobei Hinterbliebenen-Annuitäten zu berücksichtigen sind.

18.3.2 Sonstige Leistungen für die Beschäftigten des Gas- und Stromsektors in Belgien

Die Unternehmen des Strom- und Gassektors gewähren auch andere Leistungen für Arbeitnehmer, wie die Erstattung von Kosten für medizinische Versorgung, Rabatte bei den Strom- und Gaspreisen sowie Treueprämien und Vorruhestandsregelungen. Diese Leistungen werden - mit Ausnahme eines Übergangsgeldes ("allocation transitoire") bei Beendigung des Arbeitsverhältnisses (in Höhe von drei gesetzlichen Monatsrenten) - als Sonderzahlung bei Renteneintritt betrachtet und von einer externen Versicherungsgesellschaft verwaltet, sie sind nicht vorfinanziert.

18.3.3 Sonstige Tarifvereinbarungen

Die meisten anderen Unternehmen des Konzerns gewähren ihrem Personal ebenfalls Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses (Vorruhestandsregelungen, medizinische Versorgung, Sachleistungen usw.) und sonstige langfristige Leistungen wie Prämien bei Dienstjubiläen und Treueprämien.

18.4 Leistungsorientierte Pläne

18.4.1 Beträge aus der Bilanz und der Gesamtergebnisrechnung

Nach IAS 19 ergibt sich die in der Bilanz dargestellte Information zu Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstigen langfristigen Leistungen aus der Differenz zwischen dem Bruttoanwartschaftsbarwert, dem beizulegenden Zeitwert des Planvermögens und nicht erfasstem nachzuverrechnendem Dienstzeitaufwand. Eine Rückstellung ist ausgewiesen, wenn diese Differenz positiv ist (Nettoverpflichtung), während vorausbezahlte Pensionsaufwendungen in der Bilanz erscheinen, wenn die Differenz negativ ist, sofern die Bedingungen für den Ausweis vorausbezahlter Pensionsaufwendungen erfüllt sind.

Es kam zu folgenden Änderungen bei den Rückstellungen für Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstigen langfristigen Leistungen, für Planvermögen und Erstattungsansprüche, die in der Bilanz erscheinen:

in Millionen Euro	Rückstellungen	Planvermögen	Erstattungsansprüche
PER 31. DEZEMBER 2008	(4.151)	189	444
Wechselkursdifferenzen	(44)	1
Änderungen des Konsolidierungskreises und sonstige	191	(28)	(317)
Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	230	(51)
Pensionskosten	(414)	31	8
Obergrenze auf Vermögenswerte/IFRIC 14	(2)	0	(9)
Gezahlte Beiträge/Leistungen	327	54
PER 31. DEZEMBER 2009	(3.862)	196	143
Wechselkursdifferenzen	(32)		(0)
Änderungen des Konsolidierungskreises und sonstige	94	(94)
Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	(523)	18	(5)
Pensionskosten	(445)	(4)
Obergrenze auf Vermögenswerte/IFRIC 14	1	1
Gezahlte Beiträge/Leistungen	405	6	(3)
PER 31. DEZEMBER 2010	(4.362)	122	142

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

Die für die Periode in der Gewinn- und Verlustrechnung ausgewiesenen Kosten belaufen sich für 2010 auf €449 Mio. und für 2009 auf €382 Mio. Die Bestandteile dieser leistungsorientierten Plankosten sind in Erläuterung 18.4.4 "Bestandteile des Nettopensionsaufwands" dargelegt.

Kumulierte im Eigenkapital ausgewiesene versicherungsmathematische Gewinne beliefen sich per 31. Dezember 2010 auf €892 Mio. gegenüber €376 Mio. am 31. Dezember 2009.

in Millionen Euro	2010	2009
Per 1. Januar	376	554
Versicherungsmathematische (Gewinne)/Verluste, die während des Jahres generiert wurden	516	(178)
Per 31. Dezember	892	376

Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste in der Tabelle oben enthalten Anpassungen der Umrechnungsdifferenzen und versicherungsmathematische Gewinne und Verluste, die für die im Eigenkapital bilanzierten assoziierten Unternehmen ausgewiesen sind. Sie bedeuten versicherungsmathematische Nettoverluste von €11 Mio. für 2010 und versicherungsmathematische Nettogewinne von €10 Mio. für 2009. Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste in der separaten Zeile unter "Ergebnisneutral verrechnetes Ergebnis" bedeuteten versicherungsmathematische Nettoverluste von €500 Mio. für 2010 und versicherungsmathematische Nettogewinne von €168 Mio. für 2009. Die der Rentenreform in Frankreich zuzuschreibenden versicherungsmathematischen Verluste beliefen sich für 2010 auf €133 Mio.

18.4.2 Änderung bei Leistungsverpflichtungen und Planvermögen

Die Tabelle unten zeigt die Höhe des Anwartschaftsbarwerts und Planvermögens des Konzerns, die Änderungen dieser Posten während der dargestellten Periode und ihre Überleitung zu den in der Bilanz berichteten Beträgen.

	2010				2009
in Millionen Euro	Pensions- leistungsver- pflichtungen a	Sonstige Leistungs- verpflichtungen nach Beendigung des Arbeits- verhältnissesb	Langfristige Leistungsver- pflichtungenc	Summe Leistungs- verpflichtungen	Pensions- leistungsver- pflichtungena	Sonstige Leistungs- verpflichtungen nach Beendigung des Arbeits- verhältnissesb
A- ÄNDERUNG DER HOCHGERECHNETEN LEISTUNGSVERPFLICHTUNG
Anwartschaftsbarwert per 1. Januar	(5.502)	(1.659)	(465)	(7.626)	(5.634)	(1.705)
Dienstzeitaufwand	(212)	(24)	(39)	(274)	(195)	(22)
Zinsaufwand	(293)	(81)	(22)	(396)	(298)	(83)
Gezahlte Beiträge	(11)			(11)	(12)
Änderungen	(1)			(1)	16	(2)
Erwerbe/Veräußerungen von Tochtergesellschaften	(187)	2	1	(184)	269	65
Plankürzungen/Abgeltungen	208	1	1	209	55	6
Langfristige Posten	41	(5)		35	78	(2)
Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	(402)	(349)	(34)	(785)	(57)	13
Gezahlte Leistungen	351	83	53	486	384	69
Sonstige (Anpassungen von Währungsumrechnungsdifferenzen)	(121)	(4)	(3)	(128)	(108)	3
Anwartschaftsbarwert per 31. Dezember A	(6.130)	(2.037)	(508)	(8.675)	(5.502)	(1.659)
B - ÄNDERUNG BEIM BEIZULEGENDEN ZEITWERT VON PLANVERMÖGEN
Beizulegender Zeitwert von Planvermögen am 1. Januar	3.934	39	0	3.973	3.831	40
Erwarteter Ertrag auf Planvermögen	205	3		208	177	2
Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	240	7		247	176	2
Empfangene Beiträge	262	21		283	235	23
Erwerbe/Veräußerungen von Tochtergesellschaften	188	(5)		184	(167)
Abgeltungen	(198)			(198)	(46)	(5)
Gezahlte Leistungen	(327)	(21)		(348)	(346)	(23)
Sonstige (Anpassungen von Währungsumrechnungsdifferenzen)	95	3		98	74	(1)
Beizulegender Zeitwert von Planvermögen am 31. Dezember B	4.399	47	0	4.447	3.934	39
C - FINANZIERUNGSSTATUS A+B	(1.730)	(1.990)	(508)	(4.228)	(1.568)	(1.620)
Nicht erfasster nachzuverrechnender Dienstzeitaufwand		(11)		(11)	(1)	(10)
Obergrenze auf Vermögenswerte*	0				(1)	(1)
NETTOLEISTUNGSVERPFLICHTUNG A+B	(1.730)	(2.001)	(508)	(4.239)	(1.571)	(1.631)
AUFGELAUFENE VERSORGUNGSVERPFLICHTUNG	(1.853)	(2.001)	(508)	(4.362)	(1.767)	(1.631)
VORAUSBEZAHLTE PENSIONSAUFWENDUNGEN	122	0		122	196

	2009
in Millionen Euro	Langfristige Leistungsverpflichtungenc	Summe Leistungsverpflichtungen
A- ÄNDERUNG DER HOCHGERECHNETEN LEISTUNGSVERPFLICHTUNG
Anwartschaftsbarwert per 1. Januar	(482)	(7.821)
Dienstzeitaufwand	(31)	(248)
Zinsaufwand	(22)	(403)
Gezahlte Beiträge		(12)
Änderungen	(0)	14
Erwerbe/Veräußerungen von Tochtergesellschaften	(3)	330
Plankürzungen/Abgeltungen	3	63
Langfristige Posten	(1)	75
Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	(3)	(47)
Gezahlte Leistungen	45	498
Sonstige (Anpassungen von Währungsumrechnungsdifferenzen)	30	(75)
Anwartschaftsbarwert per 31. Dezember A	(465)	(7.626)
B - ÄNDERUNG BEIM BEIZULEGENDEN ZEITWERT VON PLANVERMÖGEN
Beizulegender Zeitwert von Planvermögen am 1. Januar	0	3.871
Erwarteter Ertrag auf Planvermögen		180
Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste		178
Empfangene Beiträge		258
Erwerbe/Veräußerungen von Tochtergesellschaften		(167)
Abgeltungen		(51)
Gezahlte Leistungen		(369)
Sonstige (Anpassungen von Währungsumrechnungsdifferenzen)		73
Beizulegender Zeitwert von Planvermögen am 31. Dezember B	0	3.973
C - FINANZIERUNGSSTATUS A+B	(465)	(3.653)
Nicht erfasster nachzuverrechnender Dienstzeitaufwand		(12)
Obergrenze auf Vermögenswerte*		(2)
NETTOLEISTUNGSVERPFLICHTUNG A+B	(465)	(3.667)
AUFGELAUFENE VERSORGUNGSVERPFLICHTUNG	(465)	(3.863)
VORAUSBEZAHLTE PENSIONSAUFWENDUNGEN		196

^* Einschließlich zusätzlicher Rückstellungen, die gemäß IFRIC 14 gebildet wurden
^(a) Pensionen und Ruhestandsprämien
^(b) Gesundheitsvorsorge, außergesetzliche Leistungen und sonstige Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses
^(c) Treueprämien und sonstige langfristige Leistungen

Änderungen des Konsolidierungskreises waren 2010 nicht wesentlich. Änderungen des Konsolidierungskreises für 2009 umfassen im Wesentlichen die Auswirkung der Überleitung der Verpflichtungen gegenüber den Vertriebsmitarbeitern bei Net Wallonie (€296 Mio.) sowie die erstmalige Konsolidierung verschiedener Tochtergesellschaften der Sparte Energy Europe & International.

Der unter "Langfristige Posten" für 2010 verzeichnete Betrag reflektiert die Auflösung der Rückstellung, die Ende 2005 in Verbindung mit der Überprüfungsklausel gebildet wurde und die nicht mehr garantiert wird. 2009 ging es bei diesem Betrag um die Auflösung der ausstehenden Rückstellung, die wegen der Rentenreform 2008 gebildet worden war.

18.4.3 Änderung bei Erstattungsansprüchen

Die oben dargestellten Verpflichtungen des Konzerns werden durch die Erstattungsansprüche erweitert, die aus den Pensionsverpflichtungen der Unternehmen im Kommunalverbund resultieren und gegen den Anteil am Planvermögen gebucht, den Contassur als Folge seiner Umklassifizierung in eine nahe stehende Partei hält⁽¹⁾ .

18.4.3.1 Erstattungsanspruch im Fall von Electrabel

Bis 31. Dezember 2008 waren Verpflichtungen gegenüber den im Vertrieb von Electrabel Beschäftigten durch einen Erstattungsanspruch gedeckt, den die wallonischen Unternehmen im Kommunalverbund garantierten. Diese Erstattungsansprüche ergaben sich daraus, dass Electrabel den Unternehmen im Kommunalverbund sein Personal für das Tagesgeschäft im Netzbetrieb zur Verfügung gestellt hatte. Alle entsprechenden Personalaufwendungen (einschließlich Pensionskosten) hat Electrabel den Unternehmen im Kommunalverbund auf der Grundlage der tatsächlichen Kosten in Rechnung gestellt. Die Pensionsverpflichtungen von Electrabel gegenüber diesen Arbeitnehmern waren in den Schulden unter Rückstellungen für Pensionen und sonstige Leistungen für Arbeitnehmer enthalten. Die Gegenbuchung war ein Erstattungsanspruch gegenüber den Unternehmen im Kommunalverbund in ähnlicher Höhe. Da Ores - eine Konzerngesellschaft, die Personal an die wallonischen Unternehmen im Kommunalverbund vermittelte - Anfang 2009 an die wallonischen Unternehmen im Kommunalverbund verkauft wurde, besteht dieser Erstattungsanspruch nicht mehr.

in Millionen Euro	2010	2009
Beizulegender Zeitwert am 1. Januar	0	296
Änderungen des Konsolidierungskreises		(296)
Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste
Nettoerlös für das Jahr
Gezahlte Beiträge
BEIZULEGENDER ZEITWERT AM 31. DEZEMBER	0	0

18.4.3.2 Erstattungsanspruch in Verbindung mit Contassur

Die Änderungen des beizulegenden Zeitwerts der Erstattungsansprüche an das von Contassur verwaltete Planvermögen sehen wie folgt aus:

in Millionen Euro	2010	2009
Beizulegender Zeitwert am 1. Januar	143	147
Erwarteter Ertrag auf Planvermögen	7	8
Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	(5)	17
Tatsächlicher Ertrag	2	25
Arbeitgeberbeiträge	18	20
Arbeitnehmerbeiträge	2	2
Erwerbe/Veräußerungen, ohne Unternehmenszusammenschlüsse		(20)
Plankürzung
Gezahlte Leistungen	(22)	(31)
BEIZULEGENDER ZEITWERT AM 31. DEZEMBER	142	143

⁽¹⁾ Obgleich Contassur aufgrund seines Kundenstammes und der Zusammensetzung der Unternehmensführung den gleichen Management- und Kontrollverpflichtungen unterliegt wie jedes Versicherungsunternehmen, besteht die Auffassung, dass der Konzern GDF SUEZ Einfluss auf die Unternehmensführung ausüben kann.

18.4.4 Bestandteile des Nettopensionsaufwands

Der für die leistungsorientierten Verpflichtungen der am 31. Dezember 2010 und 2009 beendeten Jahre erfasste Nettopensionsaufwand gliedert sich wie folgt auf:

in Millionen Euro	31. Dez. 2010	31. Dez. 2009
Laufender Dienstzeitaufwand	274	248
Zinsaufwand	396	403
Erwarteter Ertrag auf Planvermögen	(208)	(180)
Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste*	34	3
Nachzuverrechnender Dienstzeitaufwand	(1)	(3)
Gewinne oder Verluste bei Kürzungen, Beendigungen und Abgeltungen von Pensionsplänen	(11)	(14)
Langfristige Posten	(35)	(75)
SUMME	449	382
davon im kurzfristigen Betriebsergebnis erfasst	261	159
davon bei den Nettofinanzerträgen/(-aufwendungen) erfasst	188	223

^* bei langfristigen Leistungsverpflichtungen

18.4.5 Finanzierungspolitik und -strategie

Zur Finanzierung leistungsorientierter Pläne wird das entsprechende Planvermögen in Rentenfonds und/oder bei Versicherungsgesellschaften investiert, je nach Investitionspraxis in dem jeweiligen Land. Die Investitionsstrategien für diese leistungsorientierten Pläne zielen auf die richtige Balance zwischen dem Ertrag aus der Investition und einem hinnehmbaren Risiko ab.

Diese Strategien verfolgen zwei Zielsetzungen: eine ausreichende Liquidität vorzuhalten, um die Pensionsverpflichtungen und die sonstigen Leistungsverpflichtungen abzudecken; und als Teil des Risikomanagements einen höheren langfristigen Ertrag als den Abzinsungssatz zu erzielen oder gegebenenfalls einen Ertrag, der zumindest so hoch wie die künftig erforderlichen Erträge ist.

Wird Planvermögen in Rentenfonds investiert, liegen Investitionsentscheidungen und die Allokation von Planvermögen in der Verantwortung des jeweiligen Fonds-Managers. Werden in französischen Unternehmen Planvermögenswerte in ein Versicherungsunternehmen investiert, managt dieses das Investment-Portfolio für fondsgebundene Policen und garantiert eine Rendite auf die Vermögenswerte aus in Euro denominierten Policen. Diese diversifizierten Fonds werden aktiv anhand zusammengesetzter Indizes gemanagt und an das langfristige Profil der Schulden angepasst, indem Staatsanleihen der Eurozone und Aktien von hoch bewerteten Unternehmen innerhalb und außerhalb der Eurozone einbezogen werden.

Die einzige Verpflichtung des Versicherers besteht darin, für eine feste Mindestrendite aus in Euro denominierten Fonds zu sorgen.

Die Finanzierung dieser Verpflichtungen am 31. Dezember jeder der dargestellten Perioden lässt sich wie folgt analysieren:

in Millionen Euro	Anwartschaftsbar wert	Beizulegender Zeitwert von Planvermögen	Nicht erfasster nachzuverrechnender Dienstzeitaufwand	Obergrenze auf Vermögenswerte*	Summe Nettoverpflichtung
Pläne mit einem Deckungsgrad von unter 100 Prozent	(5.308)	4.086	(15)		(1.237)
Pläne mit einem Deckungsgrad von über 100 Prozent	(345)	361	(2)	(1)	14
Pläne ohne Fondsdeckung	(3.023)	0	7		(3.016)
PER 31. DEZEMBER 2010	(8.676)	4.447	(10)	(1)	(4.239)
Pläne mit einem Deckungsgrad von unter 100 Prozent	(4.094)	2.055	(20)	(1)	(2.060)
Pläne mit einem Deckungsgrad von über 100 Prozent	(1.729)	1.919	(2)	(1)	186
Pläne ohne Fondsdeckung	(1.803)		10		(1.793)
PER 31. DEZEMBER 2009	(7.626)	3.973	(12)	(2)	(3.667)

^* Einschließlich zusätzlicher Rückstellungen, die gemäß IFRIC 14 gebildet wurden

Die Allokation von Planvermögenswerten nach Hauptvermögenskategorie lässt sich wie folgt analysieren:

	2010	2009
Beteiligungspapiere	28%	29%
Anleihen	52%	50%
Immobilien	3%	3%
Sonstige (einschließlich Geldmarktpapiere)	18%	19%
SUMME	100%	100%

18.4.6 Versicherungsmathematische Annahmen

Versicherungsmathematische Annahmen werden individuell nach Land und Unternehmen in Zusammenarbeit mit unabhängigen Aktuaren ermittelt. Im Folgenden werden die gewichteten Diskontierungssätze dargestellt:

	Pensionsleistungsverpflichtungen		Sonstige Leistungsverpflichtungen		Langfristige Leistungsverpflichtungen
	2009	2008	2009	2008	2009	2008
Abzinsungssatz*	4,8%	4,9%	4,8%	4,9%	4,8%	4,9%
Geschätzte künftige Lohnerhöhung	3,0%	3,7%	n.a.	n.a.	2,7%	3,8%
Erwarteter Ertrag auf Planvermögen	5,9%	6,2%	5,9%	6,2%	n.a.	n.a.
Durchschnittliche erwartete Restdienstzeit der teilnehmenden Arbeitnehmer	13 Jahre	14 Jahre	15 Jahre	14 Jahre	15 Jahre	14 Jahre

	Summe Leistungsverpflichtungen
	2009	2008
Abzinsungssatz*	4,8%	4,9%
Geschätzte künftige Lohnerhöhung	2,8%	3,7%
Erwarteter Ertrag auf Planvermögen	5,9%	6,2%
Durchschnittliche erwartete Restdienstzeit der teilnehmenden Arbeitnehmer	13 Jahre	14 Jahre

^* Referenzzinssatz 15 Jahre für die Eurozone

18.4.6.1 Abzinsungssätze

Der angesetzte Abzinsungssatz wird nach dem am Berechnungstag erzielten Ertrag erstklassiger Unternehmensanleihen mit Fälligkeiten ermittelt, die die wahrscheinliche Fälligkeit des Plans widerspiegeln.

Die Diskontierungssätze für EUR, USD und GBP repräsentieren Zinssätze über 10, 15 und 20 Jahre auf von Bloomberg mit AA bewerteten zusammengesetzten Indizes.

Nach Schätzungen des Konzerns würde eine Erhöhung oder Senkung des Diskontierungssatzes um 1% zu einer Änderung von etwa 11% bei den Verpflichtungen führen.

18.4.6.2 Erwarteter Ertrag auf Planvermögen

Um den erwarteten Ertrag auf Planvermögen zu berechnen, wird das Portfolio in Untergruppen gleichartiger Bestandteile gegliedert, die nach wichtigen Anlageklassen und geografischem Gebiet sortiert sind, ausgehend von der Zusammensetzung der Benchmark-Indizes und Volumen jedes Fonds am 31. Dezember des Vorjahres.

Jeder Untergruppe wird ausgehend von Informationen, die von Dritten veröffentlicht werden, für die Periode eine erwartete Rendite zugewiesen. Die Gesamtperformance des Fonds wird dann nach ihrem absoluten Wert zusammengestellt und mit dem Wert des Portfolios zu Beginn der Periode verglichen.

Der erwartete Ertrag auf Planvermögen wird nach den gegebenen Marktbedingungen und mit einem Risikoaufschlag berechnet. Der Risikoaufschlag errechnet sich im Verhältnis zu den vorgeblich risikolosen Sätzen für Staatsanleihen, für jede wichtige Anlageklasse und jedes geografische Gebiet.

Der Ertrag auf Planvermögen belief sich für die Konzerngesellschaften in Belgien 2010 auf etwa 4,75% für Vermögensgegenstände, die von Versicherungsgesellschaften des Konzerns gemanagt wurden, und auf 8% für Vermögenswerte, die von Rentenfonds gemanagt wurden.

Der Ertrag auf Planvermögen für Unternehmen mit dem EGI-Pensionssystem belief sich 2010 auf 4,7%.

Nach Schätzungen des Konzerns würde eine Erhöhung oder Senkung des erwarteten Ertrags auf Planvermögen um 1% zu einer Änderung von etwa 9% für den Wert des Planvermögens führen.

Die folgende Tabelle zeigt den gewichteten durchschnittlichen Ertrag aus Planvermögen nach Vermögenswertkategorie:

	2010	2009
Beteiligungspapiere	7,1%	7,6%
Anleihen	5,1%	5,1%
Immobilien	6,4%	6,3%
Sonstige (einschließlich Geldmarktpapiere)	2,6%	2,6%
SUMME	5,9%	6,2%

18.4.6.3 Sonstige Annahmen

Die Steigerungsrate bei medizinischen Aufwendungen (einschließlich Inflation) wurde auf 3% geschätzt.

Eine angenommene Erhöhung der Aufwendungen für Gesundheitsvorsorge um einen Prozentpunkt hätte folgende Auswirkungen:

in Millionen Euro	Erhöhung um einen Prozentpunkt	Senkung um einen Prozentpunkt
Auswirkung auf Aufwendungen	5	(4)
Auswirkung auf Pensionsverpflichtungen	50	(43)

18.4.7 Erfahrungsbedingte Anpassungen

Die Aufgliederung erfahrungsbedingter Anpassungen, die versicherungsmathematische Gewinne und Verluste begründen, sieht wie folgt aus:

	2010		2009		2008
in Millionen Euro	Pensions- leistungs- verpflichtungen	Sonstige Leistungs- verpflichtungen	Pensions- leistungs- verpflichtungen	Sonstige Leistungs- verpflichtungen	Pensions- leistungs- verpflichtungen	Sonstige Leistungs- verpflichtungen
Anwartschaftsbarwert per 31. Dezember	(6.130)	(2.545)	(5.502)	(2.124)	(5.634)	(2.187)
Beizulegender Zeitwert von Planvermögenswerten	4.399	47	3.934	39	3.831	40
Überschuss/Defizit	(1.730)	(2.498)	(1.568)	(2.085)	(1.803)	(2.147)
Erfahrungsbedingte Anpassungen des Anwartschaftsbarwerts	236	115	(5)	(15)	(95)	12
• in % der Summe	-4%	-5%	0%	1%	2%	-1%
Erfahrungsbedingte Anpassungen des beizulegenden Zeitwerts von Planvermögen	240	7	176	2	528	12
• in % der Summe	5%	15%	4%	6%	14%	29%

	2007		2006
in Millionen Euro	Pensions- leistungs- verpflichtungen	Sonstige Leistungs- verpflichtungen	Pensions- leistungs- verpflichtungen	Sonstige Leistungs- verpflichtungen
Anwartschaftsbarwert per 31. Dezember	(4.066)	(713)	(4.413)	(804)
Beizulegender Zeitwert von Planvermögenswerten	2.452	47	2.406	47
Überschuss/Defizit	(1.614)	(666)	(2.007)	(757)
Erfahrungsbedingte Anpassungen des Anwartschaftsbarwerts	(12)	(62)	59	(4)
• in % der Summe	0%	9%	-1%	1%
Erfahrungsbedingte Anpassungen des beizulegenden Zeitwerts von Planvermögen	(9)	1	(19)	1
• in % der Summe	0%	3%	-1%	3%

18.4.8 Geografische Aufteilung der Nettoverpflichtungen

2010 sah die geografische Aufteilung der Hauptverpflichtungen und der versicherungsmathematischen Annahmen (gewichtete durchschnittliche Sätze) wie folgt aus:

	Eurozone			Großbritannien
in Millionen Euro	Pensions- leistungsver- pflichtungen	Sonstige Leistungsver- pflichtungen nach Beendigung des Arbeits- verhältnisses	Langfristige Leistungsver- pflichtungen	Pensions- leistungsver- pflichtungen	Sonstige Leistungs- verpflichtungen nach Beendigung des Arbeits- verhältnisses	Langfristige Leistungsver- pflichtungen
Nettoleistungsverpflichtungen	(1.394)	(1.887)	(485)	(34)
Abzinsungssatz	4,4%	4,7%	4,1%	5,3%
Geschätzte künftige Lohnerhöhung	2,8%	2,1%	2,7%	3,0%
Erwarteter Ertrag auf Planvermögen	5,4%	n.a.	n.a.	5,7%
Durchschnittliche Restdienstzeit der teilnehmenden Arbeitnehmer	14	15	15	12

	USA			Rest der Welt
in Millionen Euro	Pensions- leistungsver- pflichtungen	Sonstige Leistungsver- pflichtungen nach Beendigung des Arbeits- verhältnisses	Langfristige Leistungsver- pflichtungen	Pensions- leistungsver- pflichtungen	Sonstige Leistungs- verpflichtungen nach Beendigung des Arbeits- verhältnisses	Langfristige Leistungsver- pflichtungen
NettoLeistungsverpflichtungen	(102)	(48)		(200)	(55)	(23)
Abzinsungssatz	5,5%	5,5%		7,5%	5,2%	5,4%
Geschätzte künftige Lohnerhöhung	3,1%	3,1%		3,4%	5,0%	3,7%
Erwarteter Ertrag auf Planvermögen	8,6%	8,6%		7,8%	4,1%	n.a.
Durchschnittliche Restdienstzeit der teilnehmenden Arbeitnehmer	13	14		8	11	10

18.4.9 Aus leistungsorientierten Plänen 2011 zu zahlende geschätzte Arbeitgeberbeiträge

Der Konzern erwartet, 2011 etwa €148 Mio. an Beiträgen in seine leistungsorientierten Pensionspläne sowie €22 Mio. für Unternehmen des EGI-Sektors einzuzahlen. Die jährlichen Beiträge für die Unternehmen des EGI-Sektors richten sich nach dem Verhältnis zu den in dem Jahr erdienten Ansprüchen unter Berücksichtigung der Höhe der Finanzierung für jedes Unternehmen, um mittelfristig die Beiträge auszugleichen.

18.5 Beitragsorientierte Pensionspläne

2010 verzeichnete der Konzern eine Belastung in Höhe von €113 Mio. durch Beträge, die in die beitragsorientierten Pensionspläne des Konzerns eingezahlt wurden (2009: €94 Mio.). Diese Beiträge sind unter "Personalaufwand" in der Gewinn- und Verlustrechnung des Konzerns erfasst.

19 TÄTIGKEITEN IN EXPLORATION UND PRODUKTION

19.1 Vermögenswerte aus Exploration und Produktion

Vermögenswerte aus Exploration und Produktion lassen sich in folgende Kategorien einteilen: Lizenzen für Exploration und Produktion, in der Bilanz als "immaterielle Vermögenswerte" dargestellt, Felder in der Erschließung unter "Vermögenswerte in der Erschließungsphase" und produzierende Felder unter "Vermögenswerte in der Produktionsphase", die in der Bilanz in den "Sachanlagen" enthalten sind.

in Millionen Euro	Genehmigungen	Vermögenswerte in der Erschließungsphase	Vermögenswerte in der Produktionsphase	Summe
A. Bruttobetrag
Per 31. Dezember 2008	404	718	5.455	6.577
Änderungen des Konsolidierungskreises
Erwerbe	379	574	180	1.132
Veräußerungen	(88)		(1)	(89)
Währungsumrechnungsdifferenzen	2	121	184	307
Sonstige	82	7	9	98
Per 31. Dezember 2009	778	1.420	5.827	8.025
Änderungen des Konsolidierungskreises
Erwerbe	286	387	89	762
Veräußerungen			(28)	(28)
Währungsumrechnungsdifferenzen	19	46	160	225
Sonstige	17	(1.422)	1.291	(114)
Per 31. Dezember 2010	1.101	431	7.339	8.871
B. Kumulierte Abschreibung und Wertminderung
Per 31. Dezember 2008	(37)		(193)	(230)
Änderungen des Konsolidierungskreises
Veräußerungen	4			4
Abschreibung und Wertminderung	(182)		(701)	(883)
Währungsumrechnungsdifferenzen	2		(16)	(13)
Sonstige	(49)	(4)	(141)	(195)
Per 31. Dezember 2009	(262)	(4)	(1.051)	(1.317)
Änderungen des Konsolidierungskreises
Veräußerungen
Abschreibung und Wertminderung	(85)		(745)	(830)
Währungsumrechnungsdifferenzen	(8)		(20)	(28)
Sonstige		4		4
Per 31. Dezember 2010	(355)	0	(1.816)	(2.171)
C. Buchwert
Per 31. Dezember 2009	516	1.416	4.776	6.708
Per 31. Dezember 2010	746	431	5.523	6.700

"Erwerbe" enthalten 2010 hauptsächlich in Australien erworbene Lizenzen (€257 Mio.) als Teil des Bonaparte-Projekts und Projektentwicklungen vor allem auf den Feldern Gjoa und Gudrun in Norwegen (€209 Mio.).

Die Wertminderung bezieht sich 2010 vor allem auf die Lizenzen in Ägypten, Libyen und den Golf von Mexiko.

19.2 Aktivierte Explorationsaufwendungen

Die folgende Tabelle zeigt eine Aufgliederung der Nettoänderung bei den aktivierten Explorationsaufwendungen:

in Millionen Euro	2010	2009
Per 1. Januar	75	275
Änderungen des Konsolidierungskreises
Aktivierte Explorationsaufwendungen für das Jahr	206	121
Für die Periode bei den Aufwendungen ausgewiesene Beträge	(63)	(80)
Sonstige	54	(241)
PER 31. DEZEMBER	272	75

Die aktivierten Explorationsaufwendungen sind in der Bilanz unter "Sonstige Vermögenswerte" ausgewiesen.

19.3 Investitionen über die Periode

Die Investitionen für die Geschäftstätigkeit aus Exploration und Produktion beliefen sich 2010 und 2009 auf €647 Mio. bzw. auf €1.111 Mio. Die Investitionen sind in der Kapitalflussrechnung in den "Erwerben von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten" enthalten.

20 FINANZIERUNGSLEASING

20.1 Finanzierungsleasings mit GDF SUEZ als Leasingnehmer

Die Buchwerte von Sachanlagen, die als Finanzierungsleasings gehalten werden, fallen in verschiedene Kategorien, je nach Art des jeweiligen Vermögenswerts.

Die wichtigsten Finanzierungsleasings, die der Konzern abgeschlossen hat, betreffen hauptsächlich Verbrennungsanlagen in Norwegen, das Kraftwerk Choctaw in den Vereinigten Staaten und die Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen von Cofely.

Die Barwerte künftiger Mindestleasing-Zahlungen gliedern sich wie folgt:

	Künftige Mindestleasing-Zahlung per 31. Dez. 2010		Künftige Mindestleasing-Zahlung per 31. Dez. 2009
in Millionen Euro	Undiskontierter Wert	Barwert	Undiskontierter Wert	Barwert
Jahr 1	265	254	185	179
Jahr 2 bis einschließlich Jahr 5	695	649	638	579
über Jahr 5 hinaus	832	559	771	470
SUMME KÜNFTIGE MINDESTLEASINGZAHLUNGEN	1.792	1.462	1.594	1.227

Die folgende Tabelle zeigt eine Überleitung von Fälligkeiten für Schulden aus Finanzierungsleasings, wie in in der Bilanz gezeigt (vgl. Erläuterung 14.2.1) zu undiskontierten künftigen Mindestleasingzahlungen:nach Fälligkeit:

in Millionen Euro	Summe	Jahr 1	Jahr 2 bis 5 inkl.	über Jahr 5 hinaus
Verbindlichkeiten aus Finanzierungsleasings	1.502	243	431	827
Auswirkung der Abzinsung künftiger Rückzahlungen auf Nennwert und Zinsen	290	22	264	5
UNDISKONTIERTE KÜNFTIGE MINDESTLEASINGZAHLUNGEN	1.792	265	695	832

20.2 Finanzierungsleasings mit GDF SUEZ als Leasinggeber

Diese Leasings fallen hauptsächlich in den Rahmen der Anleitung zu IFRIC 4 über die Interpretation von IAS 17. Sie betreffen (i) Energiekauf- und verkaufsverträge, wobei der Vertrag ein Exklusivrecht zur Nutzung eines Produktionsvermögenswerts abtritt, und (ii) bestimmte Verträge mit Industriekunden im Zusammenhang mit vom Konzern gehaltenen Vermögenswerten.

Der Konzern hat Forderungen aus Finanzierungsleasings für Solvay, Lanxess (Belgien), Bowin (Thailand) und Air Products (Niederlande) im Zusammenhang mit Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen ausgewiesen. Er hat auch Forderungen aus Finanzierungsleasings für den Verkauf von Weiterleitungskapazitäten in Mexiko ausgewiesen.

in Millionen Euro	31. Dez. 2010	31. Dez. 2009
Undiskontierte künftige Mindestleasingzahlungen	720	672
Nicht garantierter Restwert, der zugunsten des Leasinggebers anfällt	30	28
SUMME BRUTTOINVESTITION IN DAS LEASINGVERHÄLTNIS	749	700
Nicht realisierter Finanzertrag	163	129
NETTOINVESTITION IN DAS LEASINGVERHÄLTNIS (BILANZ)	587	571
• davon Barwert künftiger Mindestleasingzahlungen	571	556
• davon Barwert des nicht garantierten Restwerts	15	14

Die Beträge, die in der Bilanz in Verbindung mit Finanzierungsleasingverhältnissen ausgewiesen sind, werden in Erläuterung 14.1.2 "Darlehen und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten" dargelegt.

Undiskontierte künftige Mindestleasingzahlungen, die aus Finanzierungsleasingverhältnissen ausstehen, lassen sich wie folgt analysieren:

in Millionen Euro	31. Dez. 2010	31. Dez. 2009
Jahr 1	141	165
Jahr 2 bis 5 inkl.	298	280
über Jahr 5 hinaus	280	227
SUMME	720	672

21 OPERATING-LEASING

21.1 Operating-Leasing-Verhältnisse mit GDF SUEZ als Leasingnehmer

Der Konzern ist Operating-Leasing-Verhältnisse hauptsächlich in Verbindung mit LNG-Tankschiffen und diversen Gebäuden und Ausrüstungen eingegangen. Einnahmen und Ausgaben aus Operating-Leasing-Verhältnissen lassen sich für 2009 und 2010 wie folgt analysieren:

in Millionen Euro	31. Dez. 2010	31. Dez. 2009
Mindestleasingzahlungen	(831)	(708)
Eventualleasingzahlungen	(93)	(135)
Einnahmen aus Untervermietung	19	4
Aufwendungen aus Untervermietung	(97)	(103)
Sonstige Aufwendungen aus Operating-Leasingverhältnissen	(231)	(120)
SUMME	(1.232)	(1.062)

Künftige Mindestleasingzahlungen aus unkündbaren Operating-Leasingverhältnissen lassen sich wie folgt analysieren:

in Millionen Euro	31. Dez. 2010	31. Dez. 2009
Jahr 1	696	608
Jahr 2 bis 5 inkl.	1.715	1.523
über Jahr 5 hinaus	1.606	1.736
SUMME	4.017	3.868

21.2 Operating-Leasing-Verhältnisse mit GDF SUEZ als Leasinggeber

Diese Leasings fallen hauptsächlich in den Rahmen der Anleitung zu IFRIC 4 über die Interpretation von IAS 17. Sie betreffen hauptsächlich das HHPC-Kraftwerk in Thailand, das Kraftwerk Baymina in der Türkei und die Kraftwerke Hopewell, Red Hills und Trigen in den Vereinigten Staaten.

Einnahmen aus Operating-Leasing-Verhältnissen lassen sich für 2009 und 2010 wie folgt analysieren:

in Millionen Euro	31. Dez. 2010	31. Dez. 2009
Mindestleasingzahlungen	767	711
Mögliche Leasingzahlungen	12	0
SUMME	779	711

Einnahmen aus Leasingverhältnissen werden beim Umsatzerlös ausgewiesen.

Künftige Mindestleasingzahlungen, die aus unkündbaren Operating-Leasingverhältnissen ausstehen, lassen sich wie folgt analysieren:

in Millionen Euro	31. Dez. 2010	31. Dez. 2009
Jahr 1	554	481
Jahr 2 bis 5 inkl.	2.037	1.880
über Jahr 5 hinaus	1.999	2.113
SUMME	4.590	4.474

22 DIENSTLEISTUNGSKONZESSIONSVEREINBARUNGEN

SIC 29, Angaben zu Dienstleistungskonzessionsvereinbarungen, wurde im Mai 2001 veröffentlicht und schreibt die Angaben vor, die im Anhang zu Jahresabschlüssen eines Konzessionsgebers und eines Konzessionsnehmers gemacht werden müssen.

IFRIC 12, im November 2006 veröffentlicht, schreibt die Rechnungslegung für Dienstleistungskonzessionsvereinbarungen vor, die bestimmte Kriterien erfüllen, nach denen der Konzessionsgeber als der die Infrastruktureinrichtung Beherrschende angesehen wird (vgl. Erläuterung 1.4.7).

Wie in SIC 29 beschrieben betrifft eine Dienstleistungskonzessionsvereinbarung allgemein einen Geber, der für die Dauer der Konzession dem Nehmer einräumt:

(a) das Recht, Dienstleistungen zu erbringen, die öffentlichen Zugang zu wichtigen wirtschaftlichen und sozialen Einrichtungen geben,

(b) und in einigen Fällen das Recht, spezielle materielle Vermögenswerte, immaterielle Vermögenswerte und/oder finanzielle Vermögenswerte im Austausch dafür zu nutzen, dass der Nehmer:

(c) sich verpflichtet, Dienstleistungen nach bestimmten Geschäftsbedingungen während der Konzessionsdauer zu erbringen und

(d) falls zutreffend, sich verpflichtet, am Ende der Konzessionsdauer die Rechte zurückzugeben, die er zu Beginn der Konzessionsdauer erhalten und/oder während der Konzessionsdauer erworben hat.

Allen Dienstleistungskonzessionsvereinbarungen gemeinsam ist, dass der Nehmer sowohl ein Recht erhält als auch einer Verpflichtung unterliegt, öffentliche Dienstleistungen zu erbringen.

Der Konzern verwaltet eine Vielzahl von Konzessionen im Sinne der Definition in SIC 29, bei denen es um Trinkwasserverteilung, Wasseraufbereitung, Abfallabholung und -aufbereitung und Gas- und Stromverteilung geht.

Diese Konzessionsvereinbarungen legen Rechte und Pflichten bezüglich der Infrastruktureinrichtung und der öffentlichen Dienstleistung fest, insbesondere die Pflicht, den Nutzern Zugang zu der öffentlichen Dienstleistung zu verschaffen. Manche Konzessionen legen einen Zeitraum fest, über den Nutzer Zugang zu der öffentlichen Dienstleistung erhalten sollten. Die Laufzeiten der Konzessionsvereinbarungen können sich zwischen 10 und 65 Jahren bewegen, das hängt hauptsächlich von den Investitionsausgaben ab, die der Konzessionsnehmer tätigt.

Angesichts dieser Verpflichtungen ist GDF SUEZ berechtigt, für die erbrachten Dienstleistungen entweder der lokalen Behörde Rechnungen zu stellen, die die Genehmigung erteilt (hauptsächlich Verträge für Müllverbrennung und BOT-Verträge für Kläranlagen), oder den Nutzern (Verträge über die Verteilung von Trinkwasser oder Gas und Strom). Das Recht, eine Rechnung zu stellen, begründet einen immateriellen, materiellen oder finanziellen Vermögenswert, je nach geltendem Rechnungslegungsmodell (vgl. Erläuterung 1.4.7).

Das Modell des materiellen Vermögenswerts wird benutzt, wenn der Konzessionsgeber die Infrastruktureinrichtung nicht beherrscht. Das trifft beispielsweise auf die Wasserverteilungskonzessionen in den Vereinigten Staaten zu, die die Rückgabe der Infrastruktureinrichtung am Ende der Vertragslaufzeit an den Konzessionsgeber nicht vorschreiben (die Infrastruktureinrichtung verbleibt daher im Eigentum von GDF SUEZ), und auch auf die Erdgasverteilungskonzessionen in Frankreich, die unter das Gesetz Nr. 46-628 vom 8. April 1946 fallen.

Es besteht auch die allgemeine Verpflichtung, die Infrastruktureinrichtung laut Konzession am Ende der Konzessionslaufzeit in gutem Betriebszustand zurückzugeben. Diese Verpflichtung führt gegebenenfalls (vgl. Erläuterung 1.4.7) zum Ausweis einer Schuld für Kapitalerneuerung und Ersatz.

Dienstleistungen werden allgemein zu einem Festpreis abgerechnet, der für die Vertragsdauer an einen besonderen Index geknüpft ist. Verträge können jedoch Klauseln enthalten, die Preisanpassungen vorschreiben (gewöhnlich am Ende einer Fünfjahresperiode), wenn zu Vertragsbeginn eine Änderung der wirtschaftlichen Bedingungen prognostiziert wird. Ausnahmsweise gibt es in bestimmten Ländern Verträge (z. B. in den Vereinigten Staaten und Spanien), bei denen die Preise jährlich festgelegt werden, je nach Kosten, die aus dem Vertrag aufgelaufen sind. Diese Kosten werden daher bei den Vermögenswerten erfasst (vgl. Erläuterung 1.4.7). Zur Verteilung von Erdgas in Frankreich wendet der Konzern die ATRD-Tarife an, die der Minister für Umweltschutz, Energie, Nachhaltige Entwicklung und Meere nach Konsultation der französischen Regulierungsbehörde für Energie (CRE) festgesetzt hat. Seit 1. Juli 2008 wendet der Konzern die ATRD-3-Tarife an, die in der Ministerialverordnung vom 2. Juni 2008 festgelegt sind. Das Tarifsystem ATRD 3 führte einen neuen rechtlichen Rahmen ein, der sich über einen Zeitraum von vier Jahren erstreckt und eine Reihe von Produktivitätszielstellungen beinhaltet. Das Dekret schreibt automatische Anpassungen dieser Tarife am 1. Juli jeden Jahres vor. Das Tarifsystem basiert auf vermögenswirksamen Aufwendungen, die sich zusammensetzen aus (i) Abschreibungsaufwand und (ii) Rentabilität des betriebsnotwendigen Kapitals. Diese beiden Komponenten werden im Verhältnis zur Bewertung von vom Konzern betriebenen Vermögenswerten berechnet, die mit dem Begriff regulatorische Kapitalbasis (Regulated Asset Base - RAB) bezeichnet werden. Die RAB umfasst folgende Gruppen von Vermögenswerten: Rohr- und Verbindungsleitungen, Druckausgleichsstationen, Zähler, sonstige technische Einrichtungen, Gebäude und IT-Ausstattung. Zur Ermittlung der jährlichen vermögenswirksamen Aufwendungen setzt die CRE einen Abschreibungszeitraum zwischen 4 und 45 Jahren an.

Rohr- und Verbindungsleitungen, die 95% der Vermögenswerte darstellen, die in der regulatorischen Kapitalbasis enthalten sind, werden über 45 Jahre abgeschrieben. Die Rentabilität des betriebsnotwendigen Kapitals wird auf der Grundlage einer Rendite von 6,75% auf die RAB berechnet (tatsächlicher Zinssatz vor Ertragssteuer).

23 ANTEILSBASIERTE VERGÜTUNGEN

Aufwendungen für die anteilsbasierte Vergütung lassen sich wie folgt gliedern: Aufwand für das Jahr

in Millionen Euro	Erläuterungen	2010	2009
Aktienoptionsprogramme	23,1	57	58
Ausgaben von Mitarbeiteraktien	23,2	34	-
Share Appreciation Rights*	23,2	(4)	10
Bonus-/Performance-Aktienprogramme	23,3	34	149
Sonderbonus	23,4	(3)	4
		119	221

^* wurden in bestimmten Ländern im Rahmen der Ausgaben von Mitarbeiteraktien aufgelegt

Der Rückgang des Aufwands für anteilsbasierte Vergütung um €102 Mio. für 2010 ist entstanden durch:

―	die Auflösung von Aufwendungen, die in früheren Berichtsperioden ausgewiesen worden waren, weil bestimmte Aktienprogramme die Performance-Bedingungen nicht erfüllen konnten (vgl. Erläuterung 23.3.3.);
―	den Rückgang des Volumens - und somit der Kosten für die Periode - bestimmter Aktienprogramme, weil sie Performance-Bedingungen nicht erfüllten, die mit diesen Plänen verbunden waren, und weil in diesem Jahr kein neuer weltweiter Share-Ownership-Plan aufgelegt worden war.
―	die Umsetzung der Mitarbeiteraktien-Emission des Konzerns (vgl. Erläuterung 23.2).

23.1 Aktienoptionsprogramme

23.1.1 Aktienoptionspolitik

Der Aufsichtsrat des Konzerns genehmigte 2010 keine neuen GDF SUEZ-Aktienoptionen.

Auf der Hauptversammlung des Konzerns 2009 verkündeten Mitglieder des Executive Committee ihre gemeinsame Entscheidung, auf die Einräumung von Aktienoptionen für 2009 zu verzichten. Sie wiederholten jedoch ihr Engagement für langfristige performancebasierte Incentive-Strategien. Dazu beschloss der Aufsichtsrat des Konzerns, am 10 November 2009 5,2 Millionen neue Aktienkaufoptionen zu bewilligen. Für 700 Führungskräfte ist die Hälfte der gewährten Optionen an eine Ertragsbedingung geknüpft. Diese Bedingung besagt, dass die Optionen ausgeübt werden können, wenn der Preis der GDF SUEZ-Aktie am Ende der Lock-up-Periode genauso hoch oder höher als der Ausübungspreis ist, der so angepasst ist, dass er die Performance des Eurostoxx Utilities Index über den Zeitraum von Montag, 9. November 2009, bis Freitag, 8. November 2013 einschließlich, widerspiegelt.

23.1.2 Einzelheiten geltender GDF SUEZ-Aktienoptionsprogramme

Programm	Datum der die Vollmacht erteilenden Jahreshaupt- versammlung	Eintritt der Unverfallbarkeit	Angepasster Ausübungspreis	Anzahl der Begünstigten je Plan	Zahl der Optionen, die Mitgliedern des Executive Committee gewährt wurden**	Im Umlauf befindliche Optionen per 31. Dez. 2009
28.11.2000	05.05.2000	28.11.2004	32,38	1.347	1.193.708	3.025.231
21.12.2000	05.05.2000	21.12.2004	33,66	510	153.516	1.061.420
28.11.2001	04.05.2001	28.11.2005	30,70	3.161	1.784.447	5.701.462
20.11.2002*	04.05.2001	20.11.2006	15,71	2.528	1.327.819	1.913.847
19.11.2003*	04.05.2001	19.11.2007	12,39	2.069	1.337.540	1.964.238
17.11.2004*	27.04.2004	17.11.2008	16,84	2.229	1.320.908	6.178.668
09.12.2005*	27.04.2004	09.12.2009	22,79	2.251	1.352.000	6.390.988
17.01.2007	27.04.2004	17.01.2011	36,62	2.190	1.218.000	5.831.613
14.11.2007	04.05.2007	14.11.2011	41,78	2.104	804.000	4.552.011
12.11.2008	16.07.2008	12.11.2012	32,74	3.753	2.615.000	6.438.940
10.11.2009	04.05.2009	10.11.2013	29,44	4.036	0	5.240.854
SUMME					13.106.938	48.299.272

Programm	Optionen, ausgeübt***	Optionen, eingezogen****	Im Umlauf befindliche Optionen per 31. Dez. 2010	Verfallsdatum	Restlaufzeit
28.11.2000		3.025.231	0	28.11.2010
21.12.2000		1.061.420	0	20.12.2010
28.11.2001		19.119	5.682.343	28.11.2001	0,9
20.11.2002*	135.773	(2.166)	1.780.240	19.11.2012	1,9
19.11.2003*	374.137	(1.067)	1.591.168	18.11.2011	0,9
17.11.2004*	711.661	7.815	5.459.192	16.11.2012	1,9
09.12.2005*	293.301	26.286	6.071.401	12.08.2013	2,9
17.01.2007		67.996	5.763.617	16.01.2015	4,0
14.11.2007		58.941	4.493.070	13.11.2015	4,9
12.11.2008		63.040	6.375.900	11.11.2016	5,9
10.11.2009		119.448	5.121.406	09.11.2017	6,9
SUMME	1.514.872	4.446.063	42.338.337

^* am 31. Dezember 2010 ausübbare Pläne
^** nach der Entscheidung des damaligen Management Committee wurden die Optionen 2000 und 2001 gewährt.
^*** Unter bestimmten Umständen, wie Ruhestand oder Tod, können im Umlauf befindliche Optionen vor dem Eintritt der Unverfallbarkeit ausgeübt werden.
^**** einschließlich Optionen aus den Programmen vom 20. November 2002 und vom 19. November 2003, die versehentlich 2007 für nichtig erklärt worden sind.

23.1.3 Anzahl der GDF SUEZ-Aktienoptionen

	Anzahl Aktien	Durchschnittlicher Ausübungspreis In Euro
Saldo per 31. Dezember 2009	48.299.272	27,7
Optionen, gewährt
Optionen, ausgeübt	(1.514.872)	16,8
Optionen, eingezogen	(4.446.063)	32,7
Saldo per 31. Dezember 2010	42.338.337	28,6

Der Durchschnittspreis der GDF SUEZ-Aktie lag 2010 bei €25,90.

23.1.4 Beizulegender Zeitwert geltender GDF SUEZ-Aktienoptionsprogramme

Der beizulegende Zeitwert von Aktienoptionsprogrammen wird hauptsächlich mit dem binomialen Monte-Carlo-Modell bestimmt. Folgende Annahmen wurden benutzt, um den beizulegenden Zeitwert der geltenden Programme zu berechnen:

	Plan 2009
	ohne Performance-Bedingung	mit externer Performance-Bedingung
Modell	binomial	Monte Carlo
Volatilität der GDF SUEZ-Aktiea	32,4%	32,4%
Risikoloser Anteilb	3,1%	3,1%
Volatilität des Eurostoxx Utilities Indexc	18,7%
Korrelationd	77,3%
In Euro
Dividendee	1,6	1,6
Beizulegender Zeitwert am Ausgabetag	6,27	5,41

^(a) neu ausgewiesene historische Volatilität unter Ausschluss von 5% der auffälligsten Werte
^(b) risikoloser Zinssatz über die Laufzeit des Programms
^(c) historische Volatilität, berechnet über einen Zeitraum von acht Jahren, die die Fälligkeit der Optionen widerspiegelt.
^(d) Korrelation zwischen der GDF SUEZ-Aktie und dem Eurostoxx Utilities-Index, berechnet über einen Zeitraum von acht Jahren, die die Fälligkeit der Optionen widerspiegelt.
^(e) vom Markt erwartete Dividenden

23.1.5 Auswirkung auf die Rechnungslegung

Nimmt man eine Personalfluktuation von 5% an, beträgt der erfasste Aufwand in der Periode für die Aktienoptionsprogramme des Konzerns:

Ausgabetag	Aufwand für das Jahr
in Millionen Euro	31. Dez. 2010	31. Dez. 2009
09.12.2005		10
17.01.2007	17	17
14.11.2007	16	16
12.11.2008	14	14
10.11.2009	8	1
17.12.2009 (SE)	3	0
16.12.2010 (SE)	0
	57	58

Der ausgewiesene Aufwand enthält Bewilligungen eigener Aktion von SUEZ Environnement, einschließlich 2.944.200 Aktienkaufoptionen zu einem Ausübungspreis von €14,20. Die Ausübung dieser Optionen unterliegt sowohl einer Mindestkonzernzugehörigkeit von vier Jahren als auch Performance-Bedingungen. Je nach Profil des Begünstigten wurden zwei Bedingungen festgelegt:

―	eine Marktausübungshürde auf der Grundlage der Performance der Aktie der Suez Environnement Company im Vergleich zur Durchschnittsperformance der Indizes CAC 40 und Eurostoxx Utilities über den Zeitraum vom 15. Dezember 2010 bis 15. Dezember 2014;
―	eine interne Ausübungshürde auf der Grundlage der kumulativen wiederkehrenden Nettoerträge von 2010 bis einschließlich 2013.

23.1.6 Share Appreciation Rights

Die Zuerkennung von Share Appreciation Rights (SARs) für US-Beschäftigte ab 2007 (als Ersatz für Aktienoptionen) hat keine wesentliche Auswirkung auf den konsolidierten Abschluss des Konzerns.

23.2 Ausgaben von Mitarbeiteraktien

23.2.1 Beschreibung der verfügbaren Pläne

2010 hatten die Beschäftigten des Konzerns Anspruch auf Zeichnung von Mitarbeiteraktien-Emissionen als Teil des weltweiten Share-Ownership-Plans Link 2010. Sie konnten zeichnen entweder:

―	den Link Classique-Plan: Dieser Plan gestattete den Beschäftigten, Aktien entweder direkt oder über einen Mitarbeiter-Investmentfonds zu einem unter dem Marktpreis liegenden Preis zu zeichnen; oder
―	den Link Multiple-Plan: Bei diesem Programm können die Mitarbeiter Aktien entweder direkt oder über einen Mitarbeiter-Investmentfonds zeichnen und auch von jeder Aufwertung des Konzernaktienpreises (Leverage-Effekt) am Ende der obligatorischen Lock-up-Zeit profitieren; oder
―	Share Appreciation Rights (SARs): Dieser gehebelte Plan berechtigt die Begünstigten, einen Bonus in bar in Höhe der Wertsteigerung der Unternehmensaktien nach einer Fünfjahresperiode zu erhalten. Der daraus resultierende Personalaufwand ist durch Optionsscheine gedeckt.

Das Programm wies einen Arbeitgeberbeitrag zu den oben beschriebenen Bedingungen auf.

Die teilnehmenden französischen Beschäftigten hatten Anspruch auf GDF SUEZ-Bonusaktien in Abhängigkeit von ihrem eigenen Beitrag zu dem Programm:

―	für die ersten zehn gezeichneten Aktien wurde für jede gezeichnete Aktie eine Bonus-Aktie gewährt;
―	ab der elften gezeichneten Aktie wurde eine Bonus-Aktie für jeweils vier gezeichnete Aktien gewährt, bis zu maximal zehn Aktien;
―	die Zahl der gewährten Bonusaktien wurde bei 20 je Mitarbeiter gekappt.

Mitarbeitern in anderen Ländern wurden GDF SUEZ-Aktien über ein Zuerkennungsprogramm für Bonus-Aktien gewährt, vorbehaltlich der Konzernzugehörigkeit des Mitarbeiters und ihres eigenen Beitrags zu dem Programm:

―	für die ersten zehn gezeichneten Aktien wurde für jede gezeichnete Aktie eine Bonus-Aktie gewährt;
―	ab der elften gezeichneten Aktie wurde eine Bonus-Aktie für jeweils vier gezeichnete Aktien gewährt, bis zu maximal zehn Aktien;
―	bei der Zeichnung von 50 Aktien wurde die Zahl der Bonusaktien bei 20 Aktien je Mitarbeiter gekappt;
―	die Bonusaktien werden den Arbeitnehmern am 24. August 2015 zuerkannt, vorausgesetzt, sie sind am 30. April 2015 noch im GDF SUEZ-Konzern tätig.

Die Methode zur Evaluierung des Zuerkennungsprogramms für Bonus-Aktien ist in Erläuterung 23.3 beschrieben,

23.2.2 Auswirkung auf die Rechnungslegung

Der Zeichnungspreis für das Programm 2010 stellt den durchschnittlichen Eröffnungskurs der GDF SUEZ-Aktie auf dem NYSE Euronext Paris Eurolist-Markt während der 20 Handelstage vor der Entscheidung des Vorstandsvorsitzenden und Geschäftsführers des Unternehmens dar, die den Beginn der Bezugs-/Ausschlusszeit festlegten, abzüglich 20%, d. h. €19,78.

Der im Konzernabschluss für die Programme Link Classique und Link Multiple ausgewiesene Aufwand entspricht der Differenz zwischen dem beizulegenden Zeitwert der gezeichneten Aktien und dem Subskriptionspreis. Der beizulegende Zeitwert berücksichtigt die Bedingung der Nichtübertragbarkeit, die über einen Zeitraum von fünf Jahren für die Aktien gilt, wie in der französischen Gesetzgebung vorgesehen. Er berücksichtigt auch die implizit von GDF SUEZ getragenen Opportunitätskosten für den gehebelten Share-Ownership-Plan, denn es gestattet seinen Mitarbeitern auf diese Weise, von günstigeren finanziellen Konditionen zu profitieren als die, die sie als Einzelinvestoren gehabt hätten.

Folgende Annahmen wurden zugrunde gelegt:

―	Risikofreier Zinssatz über fünf Jahre: 1,92%;
―	Spread für das Retail-Banking-Netz: 3,20%;
―	Mitarbeiter-Finanzierungskosten: 5,12%;
―	Anteil Fremdkapitalkosten: 1,0%;
―	Aktienpreis am Ausgabetag: €25,09;
―	Volatilitäts-Spread: 6,0%.

Ausgehend von dem oben Dargelegten wies der Konzern für 2010 einen Gesamtaufwand von €34 Mio. für die 24,2 Mio. gezeichneten Aktien und die 0,5 Mio. Bonusaktien aus, die aus den Arbeitgeberbeiträgen zuerkannt wurden, so dass der Endbetrag der Aktienemission und die damit verbundene Kapitalrücklage €478 Mio. (ohne Emissionskosten) betrug.

	Link Classique	Link Multiple	Frankreich - zusätzlicher Arbeitgeberbeitrag	Summe
Gezeichneter Betrag (in Millionen Euro)	60	418	0	478
Zahl der gezeichneten Aktien in Millionen Aktien	3,0	21,2	0,5	24,7
Diskont (€/Aktie)	5,0	5,0	25,1
Einschränkung der Nicht-Übertragbarkeit €/Aktie	(5,3)	(5,3)	(5,4)
Opportunitätskosten €/Aktie		1,5
Kosten für den Konzern (in Millionen Euro)	0	23	10	34
Empfindlichkeitsanalyse
+0,5% Steigerung der Mitarbeiter-Finanzierungskosten	0	(15)	0	(15)
+0,5% Steigerung der Opportunitätskosten	0	3	0	3

Die Auswirkung von bar abgegoltenen Share Appreciation Rights auf die Rechnungslegung besteht im Ausweis einer Schuld gegenüber dem Beschäftigten über die Anwartschaftsdauer auf die Rechte mit entsprechender Berichtigung im Erlös. Per 31. Dezember 2010 betrug der beizulegende Zeitwert der Schulden für die Anwartschaften 2007 und 2010 €2 Mio. Der Spring-Plan 2005 wurde am 29. Dezember 2010 fällig und führte zu einer Ausübung von Optionsscheinen in Höhe von €14 Mio.

Der beizulegende Zeitwert der Schulden wird nach dem Black & Scholes-Modell bestimmt.

Die Auswirkung dieser Anwartschaften auf die Gewinn- und Verlustrechnung des Konzerns - einschließlich der Deckung durch Optionsscheine - ist ein Gewinn von €4 Mio., einschließlich €7 Mio. für SARs, die als Teil des Programms Link 2010 zugeteilt wurden.

23.3 Bonusaktien und Performance Shares

23.3.1 Am 31. Dezember 2010 laufende Programme und Auswirkung auf den Erlös

Der für die Periode erfasste Aufwand für laufende Bonusaktienprogramme sieht wie folgt aus:

			Aufwand für das Jahr (in Millionen Euro)
Ausgabetag	Anzahl zugeteilter Aktien*	Beizulegender Zeitwert je Aktie** In Euro	31. Dez. 2010	31. Dez. 2009
Plan Februar 2007 (SUEZ)	989.559	36,0		3
Plan Juni 2007 (GDF)	1.539.009	33,4		8
Plan Juli 2007 (SUEZ)	2.175.000	37,8	9	19
Plan August 2007 (SUEZ)	193.686	32,1	1	1
Plan November 2007 (SUEZ)	1.244.979	42,4	(14)	20
Plan Mai 2008 (GDF)	1.586.906	40,3	(8)	29
Plan Juni 2008 (SUEZ)	2.372.941	39,0	(4)	30
Plan November 2008 (GDF SUEZ)	1.812.548	28,5	(3)	19
Plan Juli 2009 (GDF SUEZ)	3.297.014	19,7	26	12
Plan Juli 2009 (SUEZ Environnement)	2.040.810	9,6	7	3
Plan November 2009 (GDF SUEZ)	1.693.840	24,8	15	2
Plan Dezember 2009 (SUEZ Environnement)	173.852	12,3	1	0
Plan Januar 2010 (ExCom)	348.660	18,5	3
Plan März 2010 (Gaselys)	51.112	21,5	0
Plan August 2010 (Link)	207.947	19,4	0
Plan Dezember 2010 (SUEZ Environnement)	829.080	10,8	0
			34	149

^* Anzahl der zugeteilten Aktien nach Berichtigungen im Zusammenhang mit der Fusion mit Gaz de France 2008
^** Gewichteter Durchschnitt (falls zutreffend).

23.3.2 2010 zugeteilte Bonusaktien und Performance Shares

Performance-Share-Plan vom 20. Januar 2010

Am 20. Januar 2010 genehmigte der Aufsichtsrat die Zuteilung von 348.660 Performance Shares für Mitglieder des Management Committee und des Executive Committee. Der Plan unterliegt den folgenden Bedingungen:

―	Konzernzugehörigkeit am 14. März 2012;
―	Einschränkung der Nicht-Übertragbarkeit, die bis 14. März 2014 für die Aktien gilt;
―	interne Ausübungshürde bezüglich des Konzern-EBITDA 2011 (für die Hälfte der zugeteilten Aktien);
―	externe Ausübungshürde bezüglich der Performance der GDF SUEZ-Aktie im Hinblick auf Änderungen des Eurostoxx Utilities-Indexes über die Anwartschaftsdauer (für die andere Hälfte der zugeteilten Aktien).

Performance-Share-Plan vom 3. März 2010

Am 3. März 2010 genehmigte der Aufsichtsrat die Zuteilung von 51.112 GDF SUEZ-Performance Shares für bestimmte Beschäftigte von Gaselys. Dieser Plan hatte auf den Erlös für die Periode keine wesentliche Auswirkung.

Bonusaktienprogramm vom 24. August 2010

Als Teile der Ausgabe von Mitarbeiteraktien wurden Teilnehmern am Link Classique-Programm außerhalb Frankreichs Bonusaktien zugeteilt (auf der Grundlage einer Bonusaktie für die ersten zehn gezeichneten Aktien und dann eine Bonusaktie für jeweils vier gezeichnete Aktien über die ersten zehn hinaus bis zu maximal zwanzig Bonusaktien pro Begünstigtem). Aus diesem Programm wurden insgesamt 207.947 Bonusaktien unter der Bedingung zugeteilt, dass die Beschäftigten am 30. April 2015 im GDF SUEZ-Konzern arbeiten.

Programm von SUEZ Environnement vom 16. Dezember 2010

Der Aufsichtsrat von SUEZ Environnement teilte 2.127 Begünstigten 829.080 Performance Shares zu. Dieses Programm ergänzt das Aktienoptionsprogramm, das auf der gleichen Aufsichtsratssitzung genehmigt wurde und die gleichen Ziele wie dieses verfolgt. Die Anwartschaft setzt eine Konzernzugehörigkeit von mindestens zwei bis vier Jahren voraus, je nach Land und Begünstigtem. Nach französischen Programmen zugeteilte Aktien unterliegen auch einer zweijährigen Lock-up-Zeit. Die Anwartschaft unterliegt auch Ausübungshürden.

Die 978 Teilnehmer, die auch Aktienoptionen erhalten, müssen zwei Bedingungen erfüllen:

―	eine Marktausübungshürde auf der Grundlage der Performance der Aktie der Suez Environnement Company im Vergleich zur Durchschnittsperformance der Indizes CAC 40 und Eurostoxx Utilities über den Zeitraum vom 15. Dezember 2010 bis 15. Dezember 2014;
―	eine interne Ausübungshürde auf der Grundlage der kumulativen wiederkehrenden Nettoerträge von 2010 bis einschließlich 2013.

Bei den 1.149 Teilnehmern, die nur Performance Shares und keine Aktienoptionen erhalten, unterliegen alle zugeteilten Aktien einer internen Ausübungshürde, die auf dem Konzern-EBITDA von 2011 bis einschließlich 2012 basiert.

23.3.3 Überprüfung der internen Ausübungshürden, die für die Programme gelten

Die Teilnahmevoraussetzung an bestimmten Bonusaktien- und Performance-Share-Programmen unterliegt einer internen Ausübungshürde. Wird sie nicht vollständig erfüllt, reduziert sich die Zahl der den Mitarbeitern zugeteilten Bonusaktien gemäß den Festlegungen der Programme, was zu einer Senkung des Gesamtaufwands führt, der nach IFRS 2 für die Programme ausgewiesen wird.

Die Ausübungshürden werden an jedem Berichtsstichtag überprüft. Abgesehen von den Programmen, die in der ersten Hälfte 2010 auslaufen, wurde die Anzahl der Performance Shares, die aus dem Programm von November 2008 zugeteilt worden waren, 2010 gemäß der EBITDA-Ausübungshürde angepasst, die in den Festlegungen der Programme enthalten ist.

23.3.4 Beizulegender Zeitwert von Bonusaktien und Performance Shares

Der beizulegende Zeitwert von GDF SUEZ-Performance Shares wurde nach der Methode berechnet, die in Erläuterung 1 des Konzernabschlusses für das am 31. Dezember 2010 beendete Jahr beschrieben ist (Erläuterung 1.4.14.2). Folgende Annahmen wurden benutzt, um den beizulegenden Zeitwert jedes neuen Programms zu ermitteln, das 2010 zugeteilt wurde und in der Tabelle in Erläuterung 23.3.1 enthalten ist:

	Plan August 2010 (Link)	Plan März 2010 (Gaselys)	Plan Januar 2010	(ExCom)	Plan November 2009 (GDF SUEZ)	Plan Juli 2009 (GDF SUEZ)
Aktienpreis am Ausgabetag (€/Aktie)	25,1	27,4	28,7	28,7	29,4	24,8
Erwarteter Dividendenanteil	6%	6%	6%	6%	6%	6%
Mitarbeiter-Finanzierungskosten:	n.a.(1)	6,7%	6,7%	6,7%	7,2%	7,2%
Einschränkung der Nicht-Übertragbarkeit €/Aktie	0(1) .	(1,7)	(1,9)	(1,9)	(1,0)	(1,0)
Auf den Aktienmarkt bezogene Ausübungshürde	nein	nein	nein	ja	nein	nein
Beizulegender Zeitwert (€/Anteil)	19,4	21,5	23,7	13,4	24,8	19,7

⁽¹⁾ Für diesen Plan gilt die Bedingung der Nicht-Übertragbarkeit nicht.

23.4 SUEZ-Sonderbonus

Im November 2006 legte SUEZ ein zeitweiliges Sonderbonusprogramm auf, um die Loyalität der Beschäftigten zu belohnen und die Mitarbeiter enger an den Erfolg des Konzerns zu binden. Dieses Programm, das am 1. Juni 2010 auslief, sah die Zahlung eines Sonderbonus in der Höhe des Werts von vier SUEZ-Aktien am 1. Juni 2010 und der Bruttodividenden für 2005-2009 vor (einschließlich aller Sonderdividenden), die bis spätestens 31. Mai 2010 ausgezahlt wurden. Seit der Fusion basierte die Berechnung auf einem Aktien-Korb mit einer GDF SUEZ-Aktie und einer SUEZ Environnement Company-Aktie.

Am 1. Juni 2010 betrug der Schlusswert des Bonus €141,60. Die Auswirkung dieses in bar abgegoltenen Instruments auf die Rechnungslegung besteht im Ausweis einer Schuld gegenüber dem Beschäftigten über die Anwartschaftsdauer auf die Rechte mit entsprechender Berichtigung im Erlös.

Ein Erlös von €2,6 Mio. wurde 2010 ausgewiesen, um eine Wertreduzierung des Sonderbonus zwischen Dezember 2009 und Juni 2010 widerzuspiegeln.

24 GESCHÄFTSVORFÄLLE MIT NAHESTEHENDEN UNTERNEHMEN UND PERSONEN

Diese Erläuterung beschreibt wesentliche Geschäftsvorfälle zwischen dem Konzern und nahestehenden Unternehmen und Personen. Der Konzern hat beschlossen, die Bestimmungen des überarbeiteten IAS 24 über die Befreiung von Angaben zu regierungszugehörigen Einrichtungen anzuwenden. Demzufolge wurde die neue Definition eines nahestehenden Unternehmens oder einer nahestehenden Person nicht auf den Konzernabschluss für das am 31. Dezember 2010 beendete Jahr angewandt.

Die Vergütung für das Führungsmanagement wird in Erläuterung 25 "Vergütung des Managements" offengelegt.

Die wichtigsten Tochtergesellschaften des Konzerns (vollkonsolidierte Unternehmen) sind in Erläuterung 28 "Liste der wichtigsten Unternehmen des Konzerns per 31. Dezember 2010" aufgeführt. Im Folgenden werden nur wesentliche Geschäftsvorfälle beschrieben.

24.1 Beziehungen zum französischen Staat und zu Unternehmen, die dem französischen Staat ganz oder teilweise gehören

24.1.1 Beziehungen zum französischen Staat

Infolge der Fusion von Gaz de France und SUEZ am 22. Juli 2008 ist der französische Staat Eigentümer von 36,05% von GDF SUEZ und verfügt über 6 von 21 Sitzen im Aufsichtsrat.

Der französische Staat hält eine goldene Aktie, um kritische Interessen Frankreichs zu schützen und die Kontinuität und den Schutz der Lieferungen im Energiesektor zu sichern. Die goldene Aktie ist dem französischen Staat auf unbegrenzte Zeit eingeräumt und berechtigt ihn, gegen Beschlüsse von GDF SUEZ ein Veto einzulegen, wenn er der Auffassung ist, dass sie die Interessen Frankreichs schädigen könnten.

Die Aufgaben öffentlicher Dienstleistungen im Energiesektor sind im Gesetz vom 3. Januar 2003 definiert.

Sie werden mit Hilfe des neuen Vertrags über öffentliche Dienstleistungen vom 23. Dezember 2009 umgesetzt, der die Pflichten öffentlicher Dienstleistung des Konzerns festlegt sowie die Bedingungen für die Tarifregelungen in Frankreich:

―

als Teil seiner öffentlichen Dienstleistungsverpflichtungen verstärkt der Konzern sein Engagement zum Schutz von Gütern und Personen, für Solidarität und Unterstützung von Kunden mit geringem Einkommen, für nachhaltige Entwicklung und Forschung;

―

zu den Bedingungen für die Tarifregelung in Frankreich wurde ein Dekret in Verbindung mit dem Vertrag veröffentlicht, das den Regulierungsrahmen für die Festsetzung und Änderung von Erdgastarifen in Frankreich neu bestimmt. Der Mechanismus als Ganzes bietet klarere Hinweise auf die Bedingungen zur Änderung regulierter Tarife, vor allem durch Prognosen für Tarifänderungen, die auf den aufgelaufenen Kosten beruhen. Er legt auch Regeln und Verantwortungen für die verschiedenen Player für die Periode 2010-2013 fest.

Reguliert sind alle Weiterleitungsgebühren des Fernleitungsnetzes von GRT Gaz und des Gasversorgungsnetzes in Frankreich sowie alle Gebühren für den Zutritt zu den französischen LNG-Terminals. Die Gebühren werden per Ministerialdekret festgelegt.

24.1.2 Beziehungen zu EDF

Nach der Schaffung des französischen Netzwerkbetreibers für die Verteilung von Gas und Strom am 1. Juli 2004 (EDF Gaz de France Distribution) haben Gaz de France SA und EDF am 18. April 2005 eine Vereinbarung geschlossen, die ihre Beziehungen hinsichtlich des Verteilungsgeschäfts klärt. Das Gesetz vom 7. Dezember 2006 über den Energiesektor organisierte das Verteilungsnetz für Erdgas und Strom neu. ERDF SA, eine Tochtergesellschaft von EDF SA, und GRDF SA, eine Tochtergesellschaft von GDF SUEZ SA, wurden am 1. Januar 2007 bzw. am 1. Januar 2008 gegründet. Sie agieren im Einklang mit der zuvor von den beiden marktbeherrschenden Betreibern geschlossenen Vereinbarung.

24.2 Beziehungen zur CNIEG (Caisse Nationale des Industries Electriques et Gazières)

Die Beziehungen des Konzerns zur CNIEG, die alle Leistungen für Altersvorsorge, Todesfall und Erwerbsunfähigkeit für erwerbstätige und pensionierte Beschäftigte des Konzerns verwaltet, die unter den EGI-Sonderpensionsplan fallen, und für die Beschäftigten von EDF und nicht verstaatlichten Unternehmen (Entreprises Non Nationalisées - ENN), sind in Erläuterung 18 "Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstige langfristige Leistungen" beschrieben.

24.3 Geschäftsvorfälle mit Joint Ventures und assoziierten Unternehmen

24.3.1 Joint Ventures

EFOG (Großbritannien)

GDF SUEZ ist mit 22,5% an EFOG beteiligt.

Der Konzern kaufte 2010 Gas für €257 Mio. von EFOG (2009: €226 Mio.).

Als Teil seiner Politik, einen Zahlungsmittelüberschuss zu poolen, erhielt der Konzern Barvorschüsse von EFOG. Der ausstehende Betrag aus diesen Vorschüssen belief sich am 31. Dezember 2010 auf €115 Mio. und per 31. Dezember 2009 auf €101 Mio.

Acea-Electrabel-Gruppe (Italien)

GDF SUEZ Italia ist eine hundertprozentige Tochtergesellschaft von Electrabel und mit 40,59% an Acea-Electrabel beteiligt, wozu wiederum mehrere Tochtergesellschaften gehören.

GDF SUEZ verkaufte 2010 an die Acea-Electrabel-Gruppe Strom und Gas für €100 Mio. gegenüber 2009 mit €61 Mio.

GDF SUEZ gewährte der Acea-Electrabel-Gruppe auch Darlehen, von denen am 31. Dezember 2010 noch €349 Mio. offen waren gegenüber €345 Mio. Ende 2009.

SPP-Gruppe (Slowakei)

GDF SUEZ ist mit 24,5% an der SPP-Gruppe beteiligt.

Erdgasverkäufe und sonstige Dienstleistungen, die der SPP-Gruppe in Rechnung gestellt wurden, beliefen sich 2010 auf €125 Mio. und 2009 auf €14 Mio.

Erdgaskäufe und sonstige Dienstleistungen, die die SPP-Gruppe erbracht hatte, beliefen sich 2010 auf €124 Mio. und 2009 auf €48 Mio.

24.3.2 Assoziierte Unternehmen

Elia System Operator (ESO)/Elia

Im Mai 2010 wurde Elia verkauft und generierte einen Kapitalgewinn von €238 Mio.

Vor diesem Verkauf war das 2001 gegründete Unternehmen zu 24,36% im Besitz von Electrabel.

Elia ist ein Netzbetreiber für das Hochspannungsnetz in Belgien Die Übertragungsgebühren unterliegen der Genehmigung durch die belgische Regulierungsbehörde für Strom und Gas (CREG).

Electrabel kaufte 2009 Stromübertragungsdienstleistungen von ESO/Elia für €131,0 Mio.

Der Konzern erbrachte 2009 Dienstleistungen für ESO/Elia in einer Gesamthöhe von €131 Mio.

Unternehmen im Kommunalverbund

Die gemischten Unternehmen im Kommunalverbund, mit denen Electrabel assoziiert ist, verwalten das Strom- und Gasverteilungsnetz in Belgien.

Electrabel Customer Solutions (ECS) kaufte 2010 von den Unternehmen im Kommunalverbund Rechte am Strom- und Gasverteilungsnetz in Höhe von €2.012 Mio. gegenüber €1.985 Mio. im Jahr 2009.

Forderungen aus Gas- und Stromlieferungen standen am 31. Dezember 2010 mit €12 Mio. zu Buche, am 31. Dezember 2009 waren es €28 Mio.

Per 31. Dezember 2010 hat Electrabel den Unternehmen im Kommunalverbund Barvorschüsse in Höhe von €123 Mio. gewährt (€135 Mio. per 31. Dezember 2009).

Contassur

Contassur ist eine Lebensversicherungsgesellschaft, die nach der Equity-Methode bilanziert wird. Sie ist zu 15% im Besitz von Electrabel.

Contassur bietet Versicherungsverträge an, hauptsächlich mit Pensionsfonds, die die Leistungsverpflichtungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses für die Beschäftigten des Konzerns und auch für die Beschäftigten anderer Unternehmen abdecken, die vorwiegend in den regulierten Bereichen des Strom- und Gassektors in Belgien tätig sind.

Diese Versicherungsverträge führen zu Erstattungsansprüchen und werden daher mit €142 Mio. per 31. Dezember 2010 und €143 Mio. am 31. Dezember 2009 unter "Sonstige Vermögenswerte" in der Bilanz erfasst.

25 VERGÜTUNG DES MANAGEMENTS

Zu den Führungskräften des Konzerns zählen das Executive Committee (geschäftsführender Vorstand) und das Board of Directors (Aufsichtsrat). Ihre Vergütung gliedert sich wie folgt:

in Millionen Euro	31. Dez. 2010	31. Dez. 2009
Kurzfristige Leistungen	33	32
Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses:	4	4
Anteilsbasierte Vergütung	17	11
Leistungen aus Anlass der Beendigung des Arbeitsverhältnisses	2	-
SUMME	56	47

26 GERICHTS- UND WETTBEWERBSRECHTLICHE VERFAHREN

Die im Folgenden dargestellten Gerichts- und Schiedsgerichtsverfahren sind als Schulden ausgewiesen oder werden zur Information angegeben. Der Konzern hat keine weiteren wesentlichen Eventualschulden identifiziert als die nachstehend aufgeführten Rechtsstreitigkeiten, die wahrscheinlich zu einem Mittelabfluss für den Konzern führen könnten.

Im Zuge seiner gewöhnlichen Geschäftstätigkeit ist der Konzern Partei in einer Reihe von Gerichts- und wettbewerbsrechtlichen Verfahren gegen Dritte oder Steuerbehörden in bestimmten Ländern. Für diese Verfahren werden Rückstellungen gebildet, wenn (i) am Ende der Berichtsperiode eine rechtliche, vertragliche oder faktische Verpflichtung gegenüber einem Dritten besteht; es (ii) wahrscheinlich ist, dass ein Abfluss von Mitteln, die wirtschaftliche Leistungen verkörpern, erforderlich wird, um die Verpflichtung ohne Gegenleistung abzugelten und (iii) eine zuverlässige Schätzung dieser Verpflichtung vorgenommen werden kann. Die im Hinblick auf diese Verfahren ausgewiesenen Rückstellungen beliefen sich am 31. Dezember 2010 auf €638 Mio. (per 31. Dezember 2009 auf €481 Mio.).

26.1 Gerichtsverfahren

26.1.1 Electrabel - ungarischer Staat

Electrabel strengte ein internationales Schiedsverfahren gegen den ungarischen Staat vor dem Internationalen Zentrum zur Beilegung von Investitionsstreitigkeiten (ICSID) wegen Bruchs von Verpflichtungen aus dem Vertrag über die Energiecharta an. Ursprünglich ging es in dem Rechtsstreit hauptsächlich um (i) Strompreise, die im Zusammenhang mit einer langfristigen Strombezugsvereinbarung (PPA) festgelegt worden waren, die zwischen dem Kraftwerkbetreiber Dunamenti (an dem Electrabel mit 74,82% beteiligt ist) und MVM (einem Unternehmen, das vom ungarischen Staat beherrscht wird) am 10. Oktober 1995 geschlossen wurde, und (ii) Zuteilungen von CO₂ -Emissionszertifikaten in Ungarn. Die Anhörung im Schiedsverfahren fand im Februar 2010 statt, der Schiedsspruch in der Frage der Verbindlichkeiten wird für demnächst erwartet.

Nach (i) dem Urteil der Europäischen Kommission vom 4. Juni 2008, wonach die zu der Zeit des Beitritts von Ungarn zur EU geltenden Langzeit-PPAs (einschließlich der Vereinbarung zwischen Dunamenti und MVM) als rechtswidrige staatliche Beihilfe anzusehen und mit dem EU-Vertrag nicht vereinbar seien und (ii) der daraus folgenden Entscheidung Ungarns, diese Verträge zu beenden, erweiterte Electrabel seinen Antrag, um eine Entschädigung für erlittenen Schaden aufgrund einer solchen Vertragsbeendigung zu erhalten. Im April 2010 genehmigte die Europäische Kommission die von den ungarischen Behörden entwickelte Methode zur Berechnung der Höhe der staatlichen Beihilfen und der verlorenen Investitionen. (Vgl. auch Erläuterung 26.2.4 "Wettbewerb und Konzentration/Langfristige Strombezugsvereinbarungen in Ungarn")

Die Europäische Kommission ersuchte das Schiedsgericht am 13. August 2008 zudem um Teilnahme als Amicus curiae, doch dieser Antrag wurde abgelehnt. Das Schiedsgericht hat seine Untersuchung bestimmter Punkte zeitweilig ausgesetzt, für die der ungarische Staat ihm die Zuständigkeit abspricht. Es hat Electrabel aber das Recht eingeräumt, einen zusätzlichen Anspruch auf Schadenersatz einzuklagen, der späterhin von Letzterer zurückgenommen wurde.

26.1.2 Slovak Gas Holding

Die Slovak Gas Holding ("SGH") wird zu gleichen Anteilen von GDF SUEZ und E.ON Ruhrgas AG gehalten und ist mit 49% an Slovenský Plynárenský Priemysel, a.s. ("SPP") beteiligt, wobei die verbleibenden 51% über den Nationalen Bodenfonds der Slowakischen Republik gehören.

Die SGH hat vorläufige Schritte für ein internationales Schiedsgerichtsverfahren gegen die Slowakische Republik wegen Bruchs von Verpflichtungen aus (i) dem Bilateralen Abkommen zwischen der Slowakischen Republik und der Tschechischen Republik einerseits und den Niederlanden andererseits und (ii) aus dem Vertrag über die Energiecharta eingeleitet.

Der Rechtsstreit bezieht sich auf den gesetzlichen und regulatorischen Rahmen, den die Slowakische Republik kürzlich geändert oder neu definiert hat, um die Möglichkeit der Forderung von SPP nach Preiserhöhungen zu kontrollieren, die die Gasverkaufskosten decken.

Die Diskussionen zwischen den Parteien dauern an.

26.1.3 Squeeze-out-Angebot für Electrabel-Aktien

Am 10. Juli 2007 strengten Deminor und zwei weitere Fonds ein Verfahren vor dem Brüsseler Appellationsgericht gegen SUEZ und Electrabel an, weil sie eine zusätzliche Gegenleistung infolge des Squeeze-out anstrebten, das SUEZ im Juni 2007 für die Electrabel-Aktien betrieb, die es noch nicht besaß. In seinem Urteil vom 1. Dezember 2008 stellte das Appellationsgericht fest, dass die Klage unbegründet sei.

Deminor und andere legten am 22. Mai 2009 beim Kassationsgericht Berufung gegen das Urteil ein. Diese Berufungsverfahren dauern noch an.

Die Herren Geenen und andere strengten ähnliche Prozesse vor dem Brüsseler Appellationsgericht an, die abgewiesen wurden, weil der Antrag rechtsunwirksam sei. Ein neuer Antrag wurde gestellt ohne Einbeziehung von Electrabel und der belgischen Kommission für Banken, Finanzen und Versicherung. Der Fall wurde am 21. Oktober 2008 angehört, das Urteil blieb vorbehalten. Eine neue Anhörung wurde für den 22. September 2009 angesetzt. In seinem Beschluss vom 24. Dezember 2009 wies das Gericht die Berufung von Geenen aus prozessrechtlichen Gründen ab.

Herr Geenen legte am 2. Juni 2010 beim Kassationsgericht Einspruch gegen das Urteil ein. Die Verfahren dauern noch an.

26.1.4 AES Energia Cartagena

GDF SUEZ ist Partei eines Schiedsverfahrens, das AES Energia Cartagena vor dem Internationalen Schiedsgericht ICC im September 2009 in Verbindung mit der Energievereinbarung vom 5. April 2002 angestrengt hat. Die Energievereinbarung regelt die Umwandlung von Gas, geliefert von GDF SUEZ, in Strom durch AES Energia Cartagena im kombinierten Zyklus im Kraftwerk in Cartagena, Spanien.

Das Verfahren bezieht sich auf die Frage, welche der Parteien frühere und künftige Kosten und Aufwendungen trägt, die im Zusammenhang mit dem Kraftwerk anfallen, und insbesondere die für CO₂ -Emissionszertifikate, Grundsteuern und Sozialleistungen.

Die Anhörungen finden in London statt. Die Schiedssprüche sollten bald verkündet werden, falls es nicht zu einer wechselseitig vereinbarten Aussetzung oder Unterbrechung kommt.

26.1.5 Argentinien

In Argentinien hat ein Notstands- und Devisenregelungs-Reformgesetz (Notstandsgesetz), das im Januar 2002 verfügt worden war, die Tarife aus den Konzessionsverträgen eingefroren und verhinderte so die Anwendung von Klauseln zur Indizierung der Tarife für den Fall eines Wertverlusts des argentinischen Pesos gegenüber dem US-Dollar.

2003 strengten SUEZ (heute GDF SUEZ) und seine gemeinschaftlichen Anteilseigner, Konzessionsnehmer für die Wasserversorgung n Buenos Aires und Santa Fe, ein Schiedsverfahren gegen den argentinischen Staat als Konzessionsgeber vor dem ICSID an. Zweck dieser Verfahren ist die Durchsetzung von Klauseln aus dem Konzessionsvertrag gemäß den Bilateralen französisch-argentinischen Investitionsschutzabkommen.

Ziel des ICSID-Schiedsverfahrens ist eine Kompensation für den Wertverlust von Investitionen, die mit Beginn der Konzession getätigt wurden, infolge von Maßnahmen, die der argentinische Staat nach der Verabschiedung des oben erwähnten Notstandsgesetzes ergriffen hat. 2006 erkannte das ICSID seine Zuständigkeit für zwei Streitfälle an. Die Anhörungen fanden bei beiden Verfahren 2007 statt. Parallel zu den ICSID-Verfahren waren die Konzessionsnehmer Aguas Argentinas und Aguas Provinciales de Santa Fe gezwungen, Prozesse zur Beendigung ihrer Konzessionsverträge vor den örtlichen Verwaltungsgerichten zu führen.

Doch durch die Schwächung der finanziellen Position der konzessionsinhabenden Unternehmen seit Erlass des Notstandsgesetzes kündigte Aguas Provinciales de Santa Fe auf seiner Aktionärsversammlung am 13. Januar 2006 an, dass es Konkurs anmelden würde.

Gleichzeitig meldete Aguas Argentinas einen "Concurso Preventivo" an (ähnlich dem französischen Konkursverfahren). Als Teil dieses Verfahrens wurde ein Vergleichsvorschlag, der die Novation der zulässigen Verbindlichkeiten von Aguas Argentinas vorsieht, von den Gläubigern genehmigt und vom Konkursgericht am 11. April 2008 bestätigt. Die Begleichung dieser Schulden ist im Gange. Der Vorschlag sieht bei Genehmigung eine Erstzahlung von 20% dieser Schulden (etwa USD 40 Mio.) und eine zweite Zahlung von 20% für den Fall vor, dass die Kompensation vom argentinischen Staat erlangt wird. Als beherrschende Anteilseigner beschlossen GDF SUEZ und Agbar, Aguas Argentinas dadurch finanziell zu unterstützen, dass sie diese Erstzahlung leisteten und zum Zeitpunkt der Bestätigung USD 6,1 Mio. bzw. USD 3,8 Mio. zahlten.

Hier sei darauf verwiesen, dass SUEZ und SUEZ Environnement vor der Fusion von SUEZ und Gaz de France und dem Börsengang von Suez Environnement Company eine Vereinbarung darüber geschlossen haben, dass die Rechte und Pflichten aus dem Anteilsbesitz von SUEZ an Aguas Argentinas und Aguas Provinciales de Santa Fe wirtschaftlich auf SUEZ Environnement übertragen werden.

In zwei Schiedssprüchen vom 30. Juli 2010 erkannte das ICSID die Haftung des argentinischen Staats für die Beendigung der Konzessionsverträge über die Wasserversorgung und -aufbereitung in Buenos Aires und Santa Fe an. Nach diesen beiden Urteilen setzt das Schiedsgericht in den kommenden Monaten die zuzubilligenden Beträge als Kompensation für die erlittenen Verluste fest.

26.1.6 United Water - Lake DeForest

Im März 2008 verklagten einige Bewohner des Gebiets um den Fluss Hackensack in Rockland County (NY) United Water (SUEZ Environnement-Gruppe) vor dem Obersten Gericht des Staates New York auf USD 66 Mio. Schadenersatz (später auf USD 130 Mio.) wegen einer Überschwemmung, verursacht durch Starkregen.

Diese Bewohner machen eine Vernachlässigung der Wartung des Lake-DeForest-Staudamms, der an den Lake-DeForest-Stausee angrenzt, durch United Water geltend, der nach dem Starkregen angeblich nicht mehr ordnungsgemäß funktionierte, indem er abfließendes Wasser daran hindert, in den Fluss Hackensack zu fließen, an dem er errichtet wurde, was letztlich zu einer Überflutung der Häuser der Einwohner führte. Da das von United Water betriebene Regenwasserentwässerungssystem oberhalb des Dammes überlief, haben die Einwohner, obwohl sie in einem von Überschwemmung bedrohten Gebiet leben, Schadenersatzansprüche für USD 65 Mio. und einen Schadenersatz mit Strafwirkung in gleicher Höhe wegen angeblicher Vernachlässigung der Wartung des Lake-DeForest-Staudamms und -staubeckens eingereicht.

United Water ist nicht der Auffassung, für die Überflutung oder die Wartung des Dammes und des Beckens verantwortlich zu sein, diese Anschuldigungen sollten daher zurückgewiesen werden. United Water beantragte im Juli 2009, diese Schadenersatzansprüche mit der Begründung zurückzuweisen, dass es nicht verpflichtet ist, den Damm als Schutz vor Überschwemmung zu betreiben. Dieser Antrag wurde am 27. August 2009 abgelehnt und die Zurückweisung am 1. Juni 2010 bestätigt. United Water hat gegen dieses Urteil Berufung eingelegt.

Der Anspruch auf Schadenersatz mit Strafwirkung wurde am 21. Dezember 2009 abgelehnt. Diese Ablehnung wurde am 11. Februar 2010 aufgrund der Berufung durch die Einwohner bestätigt. Die Kläger haben erneut Berufung eingelegt. Ein Urteil zu diesem Fall wird für Ende der ersten Hälfte 2011 erwartet.

26.1.7 Novergie

Novergie Centre Est (ein Unternehmen der SUEZ Environnement-Gruppe) betrieb eine Hausmüllverbrennungsanlage in Gilly-sur-Isère, nahe Albertville (in der Region Savoyen), die 1984 errichtet wurde und sich im Besitz der gemischtwirtschaftlichen Gesellschaft SIMIGEDA (einem halb-öffentlichen Abfallentsorgungsunternehmen im Kommunalverbund im Bezirk Albertville) befindet. 2001 wurden hohe Dioxinwerte in der Nähe der Müllverbrennungsanlage gefunden, und der Präfekt von Savoyen ordnete im Oktober 2001 die Schließung der Anlage an.

Aufgrund der Dioxinbelastung, die angeblich durch die Verbrennungsanlage verursacht wurde, kam es im März 2002 zu Strafanzeigen und Schadenersatzforderungen unter anderem gegen den Vorstandsvorsitzenden von SIMIGEDA, den Präfekten der Region Savoyen und Novergie Centre Est wegen Vergiftung, Gefährdung des Lebens anderer und nicht vorsätzlicher schwerer Körperverletzung. In der ersten Hälfte 2009 verteidigte das französische Kassationsgericht das Urteil der Untersuchungskammer des Berufungsgerichts Lyon, das die Klage abgewiesen hatte.

Novergie Centre Est wurde am 22. Dezember 2005 angeklagt, das Leben anderer gefährdet und Verwaltungsvorschriften verletzt zu haben.

Im Zuge dieses Verfahrens ordnete das Gericht Nachforschungen an, die ergaben, dass es keine Häufung von Krebserkrankungen der Bewohner der Umgebung gegeben hatte.

Am 26. Oktober 2007 wies der mit der Untersuchung des Falls beauftragte Richter die Anschuldigungen gegen natürliche Personen, das Leben anderer gefährdet zu haben, ab. Der Richter ordnete jedoch an, dass sich SIMIGEDA und Novergie Centre Est dem Strafgericht von Albertville zu stellen hätten, weil sie eine Verbrennungsanlage "ohne vorherige Genehmigung nach Ablauf der Erstgenehmigung aufgrund erheblicher Veränderungen der Betriebsbedingungen" betrieben hätten. Am 9. September 2009 verteidigte die Untersuchungskammer des Appellationsgericht Chambéry das Urteil, die Anschuldigungen gegen die Beschäftigten von Novergie, das Leben anderer gefährdet zu haben, zurückzuweisen.

Nachdem Novergie Centre Est feststellte, dass diejenigen, die ursprünglich für die fraglichen Delikte verantwortlich waren, bei der Verhandlung vor dem Strafgericht am 28. September 2010 nicht erscheinen würden, stellte es Anzeige gegen unbekannt wegen Missachtung des Gerichts und arglistiger Herbeiführung eines Konkurs.

Die Verhandlung vor dem Strafgericht fand am 29. November 2010 statt. Das Urteil ist nicht vor dem 23. Mai 2011 zu erwarten.

26.1.8 Societe des Eaux du Nord

Im Rahmen des fünfjährlichen Überprüfung des Konzessionsvertrags über die Trinkwasserversorgung gibt es seit 2008/2009 Verhandlungen zwischen dem Stadtkreis Lille (Lille Metropole Communauté Urbaine - LMCU) und der Societe des Eaux du Nord (SEN), einer Tochtergesellschaft von Lyonnaise des Eaux France. Bei diesen Verhandlungen ging es insbesondere um die Rückschlüsse, die aus einem 1996 und 1998 unterzeichneten Vertragszusatz hinsichtlich der Erneuerungsverpflichtungen der SEN zu ziehen seien.

Das sich LMCU und SEN über die Bestimmungen, die die Vertragsüberprüfung regeln, nicht einigen konnten, beschlossen sie Ende 2009 vertragsgemäß, die Schiedskommission anzurufen. Die Kommission unter Vorsitz von Michel Camdessus sprach Empfehlungen aus.

Ohne den Empfehlungen der Kommission zu folgen, stimmte der Stadtrat der LMCU einseitig der Unterschrift unter einem Vertragszusatz zu, der die Ausstellung einer Zahlungsaufforderung über €115 Mio. an die SEN vorsieht, was der sofortigen Rückzahlung des ungenutzten Anteils der ausstehenden Rückstellungen für Erneuerungskosten plus Zinsen, wie von LMCU geschätzt, entspricht.

Zwei Einsprüche, die die Nichtigerklärung des Beschlusses des Stadtrats der LMCU vom 25. Juni 2010 forderten, sowie der Beschlüsse, die zu seiner Umsetzung gefasst wurden, wurden am 6. September 2010 beim Verwaltungsgericht Lille von der SEN sowie von Lyonnaise des Eaux France in seiner Eigenschaft als Anteilseigner der SEN eingereicht.

26.1.9 Togo Electricité

Im Februar 2006 brachte sich der togolesische Staat entschädigungslos in den Besitz aller Vermögenswerte von Togo Électricité. Er strengte mehrere Prozesse an, von denen sich einer gegen Togo Électricité, einem Unternehmen von GDF SUEZ (Energy Services), dann gegen GDF SUEZ richtete, um für beide Unternehmen die Anordnung einer Kompensationszahlung zwischen FCFA 27 Mrd. und FCFA 33 Mrd. (zwischen €41 Mio. und €50 Mio.) wegen Vertragsbruchs durchzusetzen.

Im März 2006 strengte Togo Électricité ein Schiedsverfahren vor dem ICSID gegen den togolesischen Staat an, dem sich GDF SUEZ anschloss, nachdem mehrere Regierungsdekrete erlassen worden waren, die den Konzessionsvertrag beendeten, den Togo Électricité seit Dezember 2000 für das Erbringen der öffentlichen Stromversorgungsdienstleistungen Togos besaß.

Am 10. August 2010 verkündete das ICSID seinen Schiedsspruch und forderte die Republik Togo auf, an Togo Électricité €60 Mio. plus Zinsen zu einem Jahressatz von 6,589% ab 2006 zu zahlen. Der kongolesische Staat erhob Klage, um die Nichtigerklärung des Schiedsspruchs zu erreichen. Ein Ad-hoc-Komitee des ICSID wurde eingesetzt, um das Verlangen des togolesischen Staats zu prüfen. Seine Entscheidung wird für 2011 erwartet.

26.1.10 Fos Cavaou

Mit einer Anordnung vom 15. Dezember 2003 Einrichtungen betreffend, die dem Umweltschutz dienen (ICPE), hat der Präfekt des Departement Bouches du Rhone Gaz de France die Genehmigung zum Betreiben eines LNG-Terminals in Fos Cavaou erteilt. Am gleichen Tag wurde mit einer zweiten Anordnung des Präfekten die Baugenehmigung für das Terminal erteilt. Diese beiden Anordnungen wurden gerichtlich angefochten.

Zwei Klagen zur Nichtigerklärung der Baugenehmigung wurden beim Verwaltungsgericht Marseille eingereicht, eine von den Behörden in Fos-sur-Mer und die andere vom Syndicat d'agglomération nouvelle (SAN). Das Gericht hat diese Klagen am 18. Oktober 2007 abgewiesen. Die Stadtverwaltung von Fos-sur-Mer hat gegen dieses Urteil am 20. Dezember 2007 Berufung eingelegt, sich aber am 11. Januar 2010 aus dem Verfahren zurückgezogen.

Gegen die Anordnung zur Genehmigung des Betriebs des Terminals sind zwei Klagen mit dem Ziel der Nichtigerklärung vor dem Verwaltungsgericht Marseille anhängig, eine von der Association de Defense et de Protection du Littoral du Golfe de Fos-sur-Mer (ADPLGF) und die andere von einer Privatperson.

Das Verwaltungsgericht Marseille hob die Anordnung des Präfekten, die den Betrieb des Terminals Fos Cavaou genehmigte, mit seinem Urteil vom 29. Juni 2009 auf. Elengy, das die Rechte von GDF SUEZ in diesen Verfahren vertritt, und der Minister für Umweltschutz, Energie, Nachhaltige Entwicklung und Meere legten dagegen am 9. Juli 2009 bzw. am 28. September 2009 Berufung ein. Die Verfahren dauern noch an.

Am 6. Oktober 2009 erließ der Präfekt des Departements Bouches du Rhone eine Anordnung, in der er Elengy aufforderte, bis spätestens 30. Juni 2010 einen Antrag auf Betriebsgenehmigung für das Terminal zu stellen, um die Verwaltungsvorschriften einzuhalten. Mit dieser Anordnung konnten die Bauarbeiten fortgesetzt und das Terminal unter Einhaltung bestimmter Vorschriften teilweise in Betrieb genommen werden.

Am 19. Januar 2010 legte die ADPLGF beim Verwaltungsgericht Marseille Berufung ein, um die Nichtigerklärung dieser Anordnung des Präfekten zu erreichen. Am 4. Januar 2011 zog die ADPLGF ihre Klage vor diesem Gericht zurück.

Am 25. August 2010 erließ der Präfekt des Departements Bouches du Rhone eine neue Anordnung, die die Anordnung vom 6. Oktober 2010 abänderte und den uneingeschränkten vorläufigen Betrieb des Terminals gestattete, bis alle Verwaltungsformalitäten erledigt wären.

Gemäß der Anordnung vom 6. Oktober 2009 beantragte Elengy am 30. Juni 2010 beim Präfekten eine Betriebsgenehmigung.

26.1.11 Forderungen der belgischen Steuerbehörden

Die Steuerfahndung der belgischen Steuerbehörden fordert von SUEZ-Tractebel SA, einem Unternehmen von GDF SUEZ, €188 Mio. aus früheren Investitionen in Kasachstan. SUEZ-Tractebel SA hat gegen diese Forderung Einspruch eingelegt. Da die Entscheidung der belgischen Steuerbehörden nach 10 Jahren noch aussteht, wurde im Dezember 2009 Widerspruch beim Gericht erster Instanz in Brüssel eingelegt.

Die Steuerfahndung besteuerte in Luxemburg durch die Luxemburger Vermögensverwaltungen von Electrabel und SUEZ-Tractebel SA generierte Finanzerträge. Diese Finanzerträge, die bereits in Luxemburg besteuert worden waren, sind in Belgien gemäß dem zwischen Belgien und Luxemburg geschlossenen Abkommen zur Vermeidung von Doppelbesteuerung steuerbefreit. Die Steuerfahndung verneint diese Befreiung aufgrund eines behaupteten Missbrauchs von Rechten. Die in Belgien veranschlagte Steuer für den Zeitraum 2003 bis 2007 beläuft sich auf €245 Mio. Der Konzern hat die Entscheidung der Steuerfahndung vor dem Gericht erster Instanz in Brüssel angefochten. Eine erste Verhandlung, bei der es um ein Randproblem und nicht um die Hauptsache geht, wird für Ende 2011 erwartet.

26.1.12 Einwendung gegen eine Bestimmung des belgischen Steuergesetzes

Am 23. März 2009 legte Electrabel (GDF SUEZ-Konzern) Beschwerde beim belgischen Verfassungsgericht mit dem Ziel einer Nichtigerklärung der Bestimmungen des Programmgesetzes (Loi-programme).vom 22. Dezember 2008 ein, die eine Steuer in Höhe von €250 Mio. auf Kernkraftwerksgeneratoren auferlegen (einschließlich der von Electrabel gezahlten €222 Mio.). In seinem Urteil vom 30. März 2010 wies das Verfassungsgericht dieses Verlangen ab. Das Gesetz vom 23. Dezember 2009 verlangte die gleiche Steuer für 2009 und das Gesetz vom 29. Dezember 2010 die für 2010. In Erfüllung dieser Gesetzesvorschrift zahlte der Konzern €213 Mio. für 2009 und €212 Mio. für 2010. Gemäß einer Absichtserklärung, die am 22. Oktober 2009 zwischen dem belgischen Staat und dem Konzern unterzeichnet worden ist, sollte diese Steuer nicht verlängert, sondern durch einen Beitrag ersetzt werden, der sich nach Umfang und Dauer des Betriebs bestimmter Kraftwerke richtet.

26.1.13 Forderung der US-Steuerbehörden (IRS)

Einige Tochtergesellschaften von GDF SUEZ Energy North America unterzogen sich einer Steuerprüfung für die Jahre 2004 und 2005 durch die IRS. Nach einem Einspruch wurden die ursprünglich geforderten Beträge 2009 und 2010 reduziert. Die übrigen strittigen Beträge für diese Perioden entsprechen der Nettosteuer plus Zinsen von USD 10 Mio. Bei diesen Tochtergesellschaften fand kürzlich auch eine Steuerprüfung für die Jahre 2006 und 2007 durch die IRS statt. Nach dieser Prüfung entsprechen die festgesetzten und angefochtenen Beträge für diese Perioden der Nettosteuer plus Zinsen von USD 5 Mio.

26.1.14 Forderung der französischen Steuerbehörden

In ihrer Mitteilung einer beabsichtigten Änderung des Steuerbescheids vom 22. Dezember 2008 beanstandeten die französischen Steuerbehörden die steuerliche Behandlung des Verkaufs einer Steuerforderung durch SUEZ 2005 in Höhe von €995 Mio. Am 7. Juli 2009 informierten sie GDF SUEZ, dass sie auf ihrer Position bestünden. GDF SUEZ erwartet den Eingang des Steuerbescheids.

26.1.15 Forderung der brasilianischen Steuerbehörden

Am 30. Dezember 2010 erhielt Tractebel Energia einen Steuerbescheid über BRL 322 Mio. (€140 Mio.) für die Periode 2005 bis 2007. Die brasilianischen Steuerbehörden schließen im Wesentlichen Abzüge aus, die sich auf Steueranreize beziehen (Gegenleistung für immaterielle Vermögenswerte), insbesondere bei Vermögenswerten im Zusammenhang mit dem Projekt Jacui. Tractebel Energia wird den Steuerbescheid anfechten, da es der Auffassung ist, dass die Argumente der brasilianischen Steuerbehörden nicht gerechtfertigt sind.

26.2 Wettbewerb und Konzentration

"Accès France"-Verfahren

Am 22. Mai 2008 verkündete die Europäische Kommission ihren Beschluss, Klage gegen Gaz de France wegen des Verdachts auf Verletzung von EU-Vorschriften bei Missbrauch einer führenden Position und wegen restriktiver Geschäftspraktiken zu erheben. Die Klage bezieht sich auf eine Kombination der langfristigen Reservierung von Transportkapazität und eines Netzes von Importvereinbarungen sowie auf eine potenzielle Unterinvestition in die Transportkapazität und die Kapazität von Importinfrastruktur.

Am 22. Juni 2009 übersandte die Kommission an GDF SUEZ, GRTgaz und Elengy eine vorläufige Einschätzung, in der vorgetragen wird, dass GDF SUEZ seine beherrschende Position im Gassektor missbraucht haben könnte, um den Zugang zu Gasimportkapazität in Frankreich zu verhindern. Am 24. Juni 2009 boten GDF SUEZ, GRTgaz und Elengy Verpflichtungen als Reaktion auf die vorläufige Bewertung an, wobei sie gleichzeitig zum Ausdruck brachten, dass sie hinsichtlich der darin enthaltenen Schlussfolgerungen anderer Auffassung sind.

Diese Verpflichtungen wurden am 9. Juli 2009 einem Markttest unterzogen, in dessen Folge die Kommission GDF SUEZ, GRTgaz und Elengy darüber informierte, wie Dritte reagiert hatten, Am 21. Oktober 2009 legten GDF SUEZ, GRTgaz und Elengy geänderte Verpflichtungen mit dem Ziel vor, den Zugang zum und den Wettbewerb im französischen Erdgasmarkt zu erleichtern. Am 3. Dezember 2009 beschloss die Kommission, diese Verpflichtungen für rechtlich bindend zu erklären. Dieser Beschluss der Kommission beendete das im Mai 2008 eingeleitete Verfahren. GDF SUEZ, GRTgaz und Elengy haben damit begonnen, unter der Aufsicht eines von der Europäischen Kommission genehmigten Treuhänders (Societe Advolis) diese Zusicherungen zu erfüllen.

26.2.2 Megal

Am 11. Juni 2008 erhielt Gaz de France eine Mitteilung von Beschwerdepunkten der Europäischen Kommission, in der sie den Verdacht abgestimmter Verhaltensweisen mit E.ON äußert, die zu einer Einschränkung des Wettbewerbs in ihren jeweiligen Märkten und insbesondere bei Erdgaslieferungen führten, die über die Mittel-Europäische-Gasleitung transportiert werden. GDF SUEZ legte als Antwort darauf am 8. September 2008 Bemerkungen dazu vor, am 14. Oktober 2008 fand eine Anhörung statt. Am 8. Juli 2009 belegte die Kommission GDF SUEZ und E.ON mit einer Geldbuße in Höhe von jeweils €553 Mio. für eine Absprache darüber, auf ihren jeweiligen Märkten nicht miteinander zu konkurrieren. GDF SUEZ hat die Geldbuße bezahlt. Die Kommission war der Auffassung, dass die 2005 beendeten restriktiven Geschäftspraktiken 1975 begonnen hatten, als die Vereinbarungen über die Megal-Leitung unterzeichnet wurden und GDF SUEZ und E.ON abgesprochen hatten, über die Megal-Leitung transportiertes Gas nicht an Kunden ihrer jeweiligen Märkte zu liefern.

GDF SUEZ erhob am 18. September 2009 Nichtigkeitsklage vor dem Gericht der Union. Die Beschwerde ist anhängig. Das schriftliche Vorverfahren vor dem Gericht dauerte das ganze Jahr 2010 über an. Der nächste Schritt ist die mündliche Verfahrensphase, die damit beginnt, dass ein Termin für die Verhandlung und für vorbereitende Fragen, die das Gericht haben könnte, festgesetzt wird.

26.2.3 Compagnie Nationale du Rhone

Am 10. Juni 2009 entschied die Europäische Kommission, eine Geldbuße von €20 Mio. über Electrabel dafür zu verhängen, dass es (i) Ende 2003 ohne ihre vorherige Zustimmung die Beherrschung der Compagnie Nationale du Rhone (CNR) und sie (ii) vor Genehmigung durch die Europäische Kommission erworben hatte. Der Beschluss wurde im Nachgang zu einer Mitteilung von Beschwerdepunkten durch die Kommission am 17. Dezember 2008 verkündet, auf die Electrabel am 16. Februar 2009 seine Bemerkungen eingereicht hatte. Am 20. August 2009 erhob Electrabel Nichtigkeitsklage gegen die Entscheidung der Kommission vor dem Gericht der Union. Die Beschwerde ist anhängig. Das schriftliche Vorverfahren vor dem Gericht dauerte das ganze Jahr 2010 über an. Der nächste Schritt ist die mündliche Phase, die damit beginnt, dass ein Termin für die Verhandlung vor Gericht festgesetzt wird.

26.2.4 Langfristige Strombezugsvereinbarungen in Ungarn

Am 4. Juni 2008 verkündete die Europäische Kommission eine Entscheidung, nach der die langfristigen Strombezugsvereinbarungen zwischen Stromerzeugern und dem ungarischen Staat, die zur Zeit des ungarischen Beitritts zur Europäischen Union in Kraft waren, eine rechtswidrige staatliche Beihilfe seien, die mit dem Vertrag über die Arbeitsweise der Europäischen Union nicht vereinbar wären. Sie forderte den ungarischen Staat auf, diese Verträge zu überarbeiten, die entsprechenden staatlichen Beihilfen von den Stromerzeugern zurückzufordern und nötigenfalls die Vertragsparteien mittels eines Kompensationsmechanismus für verlorene Investitionen zu entschädigen. Der Konzern ist direkt involviert, da seine Tochtergesellschaft Dunamenti Vertragspartei einer langfristigen Strombezugsvereinbarung ist, die mit MVM, dem staatlichen ungarischen Stromerzeugungsunternehmen, am 10. Oktober 1995 geschlossen wurde. Infolge der Entscheidung der Kommission verabschiedete die ungarische Regierung ein Gesetz, das mit Wirkung vom 31. Dezember 2008 die Beendigung der Strombezugsvereinbarungen und die Rückforderung der entsprechenden staatlichen Beihilfe vorsieht. Dunamenti reichte am 28. April 2009 eine Klage auf Feststellung der Nichtigkeit des Beschlusses der Kommission beim Gericht der Union ein. Das Verfahren ist noch anhängig. Das schriftliche Vorverfahren vor dem Gericht dauerte das ganze Jahr 2010 über an. Die Parteien gaben ihre Erklärungen ab (die Europäische Kommission legte am 19. Oktober 2009 ihre Klageerwiderung vor, die GDF SUEZ am 4. Dezember 2009 beantwortete, worauf die Kommission am 16. Februar 2010 eine erneute Einwendung vortrug.) Der nächste Schritt ist die mündliche Verfahrensphase, die damit beginnt, dass ein Termin für die Verhandlung und für vorbereitende Fragen, die das Gericht haben könnte, festgesetzt wird.

Gleichzeitig gab es Gespräche zwischen dem ungarischen Staat und der Europäischen Kommission über die Höhe der zurückzufordernden staatlichen Beihilfen, die von der Kommission genehmigt werden müssen, und über den Kompensationsmechanismus für verlorene Investitionen. Am 27. April 2010 fasste die Europäische Kommission einen Beschluss, der es Dunamenti gestattete, den Betrag für die rechtswidrige staatliche Beihilfe und für verlorene Investitionen zu verrechnen, so dass letzteres keine Verpflichtung zur Rückzahlung der rechtswidrigen staatlichen Beihilfe mehr hat. 2015 wird Ungarn mit dem ursprünglichen Ende der langfristigen Strombezugsvereinbarung mit Dunamenti die Kosten für verlorene Investitionen erneut berechnen, was dazu führen könnte, dass Dunamenti die Beihilfe dann zurückerstatten müsste. (Vgl. auch Erläuterung 26.1.1 "Gerichtsverfahren/Electrabel - ungarischer Staat").

26.2.5 Untersuchung der Laufzeit von Stromlieferverträgen in Belgien

Im Juli 2007 eröffnete die Europäische Kommission eine Untersuchung von Stromlieferverträgen, die der Konzern mit Industriekunden in Belgien geschlossen hat. Die Untersuchung dauert an, Electrabel, ein Unternehmen von GDF SUEZ, kooperiert mit der Generaldirektion für Wettbewerb. Der letzte Fragebogen, der von der Europäischen Kommission eingegangen ist, ist vom 31. Juli 2009. Er wurde am 9. November 2009 zurückgesandt.

26.2.6 Ermittlungen im belgischen Stromgroßhandelsmarkt

Im September 2009 führte die belgische Wettbewerbsbehörde (Autorité Belge de la Concurrence) Durchsuchungen mehrerer Unternehmen durch, die im Stromgroßhandelsmarkt in Belgien tätig sind, auch bei Electrabel, einem Unternehmen von GDF SUEZ.

26.2.7 Abwicklung von gegenseitigen Beteiligungen bei der Compagnie Generale des Eaux und Lyonnaise des Eaux France

In seiner Entscheidung vom 11. Juli 2002 stellte die französische Kartellbehörde fest, dass eine gleiche Anzahl von Anteilen an Wasserversorgungsunternehmen im Besitz der Compagnie Generale des Eaux (einer Tochtergesellschaft von Veolia Environnement) und von Lyonnaise des Eaux France (einer Tochtergesellschaft von Suez Environnement Company) eine gemeinschaftliche beherrschende Stellung beider Konzerne schafft. Obwohl die französische Kartellbehörde über die beiden Unternehmen keine Sanktionen verhängte, forderte sie den französischen Wirtschaftsminister auf, sie zu verpflichten, die Vereinbarungen zu ändern oder zu beenden, mit denen sie ihre Ressourcen in gemeinsamen Tochtergesellschaften zusammengeführt hatten, um die Latte für den Wettbewerb höher zu legen. Als Teil der Untersuchung durch den Wirtschaftsminister wurden die beiden Unternehmen aufgefordert, ihre gegenseitigen Beteiligungen an diesen gemeinschaftlichen Tochtergesellschaften abzuwickeln. Lyonnaise des Eaux France und Veolia Eau-Compagnie Generale des Eaux kamen dieser Aufforderung nach und trafen diesbezüglich am 19. Dezember 2008 eine Vereinbarung. Am 30. Juli 2009 genehmigte die Kommission den Kauf des Anteils von Lyonnaise des Eaux an drei der gemeinschaftlichen Tochtergesellschaften durch Veolia Eau. Die Europäische Kommission genehmigte am 5. August 2009 den Kauf sechs weiterer gemeinschaftlicher Tochtergesellschaften durch Lyonnaise des Eaux. Eine Änderung der im Dezember 2008 getroffenen Vereinbarung wurde am 3. Februar 2010 unterzeichnet, sie sieht den Kauf des Anteils von Veolia Eau an zwei der drei gemeinschaftlichen Tochtergesellschaften durch Lyonnaise des Eaux vor, der ursprünglich von Veolia Eau erworben werden sollte. Ein weiterer Antrag auf Genehmigung der Bedingungen dieser Vertragsänderung wurde der Europäischen Kommission eingereicht. In einem Beschluss vom 18. März 2010 stimmte die Europäische Kommission der Transaktion zu. Seit 23. März 2010 sind diese gegenseitigen Beteiligungen abgewickelt.

26.2.8 Untersuchung im Wasserversorgungs- und -aufbereitungssektor in Frankreich

Im April 2010 führte die Europäische Kommission Kontrollen in den Räumen verschiedener französischer Unternehmen der Wasser- und Wasseraufbereitungsbranche im Hinblick auf deren mögliche Beteiligung an Verfahrensweisen durch, die nicht mit den Artikeln 101 und 102 des Vertrags über die Arbeitsweise der Europäischen Union vereinbar sind. Kontrollen gab es bei Suez Environnement Company und Lyonnaise des Eaux France.

Bei den Kontrollen der Büros von Lyonnaise des Eaux France wurde versehentlich eine Türdichtung beschädigt.

Gemäß Kapitel VI der Verordnung (EG) Nr. 1/2003 beschloss die Kommission am 21. Mai 2010, hinsichtlich dieses Vorfalls ein Verfahren gegen die Suez Environnement Company zu eröffnen. Im Rahmen dieses Verfahrens legte die Suez Environnement Company der Kommission Informationen zu diesem Vorfall vor. Am 20. Oktober 2010 übersandte die Kommission diesbezüglich eine Mitteilung der Beschwerdepunkte an die Suez Environnement Company und Lyonnaise des Eaux France. Suez Environnement Company und Lyonnaise des Eaux France erwiderten diese Mitteilung der Beschwerdepunkte am 8. Dezember 2010.

27 EREIGNISSE NACH DEM BILANZSTICHTAG

Erwerb von International Power Plc

Beschreibung des Unternehmenszusammenschlusses

Der Erwerb von International Power Plc ("International Power") durch GDF SUEZ, der am 10. August 2010 öffentlich angekündigt wurde, war am 3. Februar 2011 abgeschlossen.

Hier die wichtigsten Etappen des Unternehmenszusammenschlusses:

―	10. August 2010: Die Vorstände von GDF SUEZ und International Power erarbeiten eine Absichtserklärung mit den Bedingungen des beabsichtigten Unternehmenszusammenschlusses der Business Areas von International Power und GDF SUEZ Energy International1 (außerhalb Europas) gemeinsam mit bestimmten Vermögenswerten in Großbritannien und der Türkei (gemeinsam "GDF SUEZ Energy International");
―	Am 13. Oktober 2010 unterzeichnen GDF SUEZ, Electrabel und International Power die Fusionsvereinbarung und die anderen wichtigen Vereinbarungen. die das Verhältnis zwischen GDF SUEZ und der neuen International Power-Gruppe regeln;
―	am 16. Dezember 2010 stimmt die Hauptversammlung von International Power dem Zusammenschluss mit GDF SUEZ Energy International zu;
―	3. Februar 2011: GDF SUEZ schließt seinen Erwerb von International Power ab, da alle gestellten Bedingungen erfüllt wurden. Dazu gehörten die Zustimmung bestimmter Regulierungs- oder Wettbewerbsbehörden, Umstrukturierungen hinsichtlich der Unternehmensstruktur und des beizutragenden Umfangs an Vermögenswerten und Geschäftsbetrieben und die Zulassung zur Official List der UK Listing Authority (UKLA) und zum Handel der neuen International Power-Aktien am Hauptmarkt der London Stock Exchange.

Beim Erwerb von International Power bestand der Beitrag von GDF SUEZ im Übergang von GDF SUEZ Energy International zu International Power im Tausch gegen 3.554.347.956 neue Stammaktien von International Power, die am 3. Februar 2011 emittiert wurden.

Als Teil des Beitrags und gemäß der Fusionsvereinbarung führte GDF SUEZ Umstrukturierungen hinsichtlich der Unternehmensstruktur und des Umfangs beizutragender Vermögenswerte und Geschäftsbetriebe durch. GDF SUEZ leistete einen Eigenkapitalbeitrag von €5.277 Mio. und GBP 1.413 Mio. (€1.670 Mio.) an die Unternehmen von GDF SUEZ Energy International. Die Kapitalerhöhung um GBP 1.413 Mio. soll eine Sonderdividende von GBP 0,92 je Aktie finanzieren, die an die bestehenden Aktionäre von International Power gezahlt wird.

Im Ergebnis dieses Zusammenschlusses hält GDF SUEZ etwa 70% der Stimmrechte der International Power-Gruppe.

Der Zusammenschluss von International Power und GDF SUEZ Energy International schafft einen globalen Marktführer bei der unabhängigen Stromerzeugung. Das beschleunigt die industrielle Entwicklung von GDF SUEZ und stärkt seine internationale Präsenz in den USA und Großbritannien wie auch in den Wachstumsmärkten des Nahen Ostens und Asiens.

International Power ist mit Wirkung vom 3. Februar 2011 im konsolidierten Jahresabschluss des Konzerns vollkonsolidiert.

Am 25. Februar 2011 zahlte International Power eine Sonderdividende von GBP 0,92 je Aktie bzw. eine Summe von GBP 1.413 Mio. (€1.670 Mio.) an Aktionäre - ausgenommen Inhaber neuer Stammaktien -, die am 11. Februar 2011, dem Stichtag des Aktienerwerbs, im Aktienbuch des Unternehmens verzeichnet waren.

Als Teil zur Erlangung der Zustimmung der Europäischen Kommission wurde vereinbart, die Beteiligung von International Power am T-Power-Projekt in Belgien 2011 abzustoßen. Zweck des T-Power-Projekts ist der Bau und Betrieb einer Gasturbinenanlage im kombinierten Zyklus mit 420 MW.

Beizulegender Zeitwert der übertragenen Gegenleistung

Der beizulegende Zeitwert der übertragenen Gegenleistung für den Erwerb von 70% von International Power wurde ausgehend vom Preis der International Power-Aktien vom 3. Februar 2011, dem Termin des Unternehmenszusammenschlusses, berechnet. Der beizulegende Zeitwert beträgt €5.147 Mio. und entspricht 1.077 Mio. erworbenen Aktien von International Power (d. h. 70% der vor der Transaktion vorhandenen International Power-Aktien) multipliziert mit dem Aktienpreis vom 3. Februar von GBP 4,08 je Aktie (1 GBP = €1,17).

Zusammenfassung des Jahresabschlusses 2010 von International Power Plc

Angesichts des Termins des Inkrafttretens des Unternehmenszusammenschlusses und der Größe der International Power-Gruppe konnte die Erstbilanzierung des beizulegenden Zeitwerts der von International Power erworbenen Vermögenswerte und übernommenen Schulden nicht bis zu dem Zeitpunkt fertiggestellt werden, an dem der Jahresabschluss vorliegen muss. Demzufolge kann der Konzern nicht alle Informationen vorlegen, die nach IFRS 3 für Unternehmenszusammenschlüsse erforderlich sind, die nach der Berichtsperiode durchgeführt werden.

Die im Folgenden dargelegten Finanzdaten von International Power für 2010 wurden neu ausgewiesen, damit die Daten entsprechend der Politik der Rechnungslegung und Präsentation durch den Konzern dargestellt werden.

2010 verzeichnete International Power Umsatzerlöse und einen Konzernanteil am Jahresüberschuss von €4.442 Mio. bzw. €169 Mio.

Zusammenfassung der Bilanz von International Power per 31. Dezember 2010:

¹ Die Geschäftsbetriebe von Energy International umfassen Unternehmen der Geschäftssegmente "Business Area Energy North America", "Business Area Energy Latin America" und "Business Area Energy Middle East, Asia & Africa", die in Erläuterung 3 "Segmentberichterstattung" beschrieben sind.

in Millionen Euro
Langfristige Vermögenswerte
Immaterielle Vermögenswerte, netto	196
Goodwill	836
Sachanlagen, netto	9.077
Sonstige langfristige Vermögenswerte	3.956
Kurzfristige Vermögenswerte
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen	988
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	1.645
Sonstige kurzfristige Vermögenswerte	672
SUMME VERMÖGENSWERTE	17.369
Summe Eigenkapital	5.831
Langfristige Schulden
Langfristiges Eigenkapital	7.588
Sonstige langfristige Schulden	1.874
Kurzfristige Schulden
Kurzfristiges Fremdkapital	503
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten	815
Sonstige kurzfristige Verbindlichkeiten	759
SUMME EIGENKAPITAL UND SCHULDEN	17.369

28 LISTE DER WICHTIGSTEN UNTERNEHMEN DES KONZERNS PER 31. DEZEMBER 2010

Die folgende Tabelle dient allein der Information, sie enthält nur die wichtigsten voll und anteilig konsolidierten Unternehmen des GDF SUEZ-Konzerns.

Folgende Abkürzungen wurden verwendet, um die auf jeden Fall angewandte Konsolidierungsmethode anzugeben:

―	FC: Vollkonsolidierung (Tochtergesellschaften);
―	PC: Quotenkonsolidierung (Joint Venture):
―	EM: Equity-Methode (assoziierte Unternehmen);
―	NC: Nicht konsolidiert.

Mit einem Sternchen * gekennzeichnete Unternehmen sind Teil der juristischen Person GDF SUEZ SA,

		Anteil in %		Beherrschung in %		Konsolidierungsmethode
Name des Unternehmens	Unternehmenszentralen	Dez. 2010	Dez. 2009	Dez. 2010	Dez. 2009	Dez. 2010
Energy France (BEF)
COMPAGNIE NATIONALE DU RHONE (CNR)	2, rue Andre Bonin 69004 Lyon - France	49,9	49,9	49,9	49,9	FC
GDF SUEZ SA - ELECTRICITY DIVISION*	22, rue du Docteur Lancereaux 75008 Paris - France	100,0	100,0	100,0	100,0	FC
GDF SUEZ SA - SALES DIVISION*	22, rue du Docteur Lancereaux 75008 Paris - France	100,0	100,0	100,0	100,0	FC
SAVELYS	5, rue François 1er 75418 Paris - France	100,0	100,0	100,0	100,0	FC

	Konsolidierungsmethode
Name des Unternehmens	Dez. 2008
Energy France (BEF)
COMPAGNIE NATIONALE DU RHONE (CNR)	FC
GDF SUEZ SA - ELECTRICITY DIVISION*	FC
GDF SUEZ SA - SALES DIVISION*	FC
SAVELYS	FC

		Anteil in %		Beherrschung in %		Konsolidierungsmethode
Name des Unternehmens	Unternehmenszentralen	Dez. 2010	Dez. 2009	Dez. 2010	Dez. 2009	Dez. 2010
Energy Benelux & Germany (BEEI)
ELECTRABEL NEDERLAND NV	Dr. Stolteweg 92, 8025 AZ Zwolle - Netherlands	100,0	100,0	100,0	100,0	FC
ELECTRABEL NEDERLAND SALES BV	Dr. Stolteweg 92, 8025 AZ Zwolle - Netherlands	100,0	100,0	100,0	100,0	FC
ENERGIE SAARLORLUX AG	Richard Wagner Strasse 14-16, 66111 Saarbrücken - Deutschland	51,0	51,0	51,0	51,0	FC
ELECTRABEL	Boulevard du Regent, 8 - 1000 Brussels -Belgium	100,0	100,0	100,0	100,0	FC
ELECTRABEL CUSTOMER SOLUTIONS	Boulevard du Regent, 8 - 1000 Brussels -Belgium	95,8	95,8	95,8	95,8	FC
SYNATOM	Avenue Ariane 7 - 1200 Brussels - Belgium	100,0	100,0	100,0	100,0	FC

	Konsolidierungsmethode
Name des Unternehmens	Dez. 2008
Energy Benelux & Germany (BEEI)
ELECTRABEL NEDERLAND NV	FC
ELECTRABEL NEDERLAND SALES BV	FC
ENERGIE SAARLORLUX AG	FC
ELECTRABEL	FC
ELECTRABEL CUSTOMER SOLUTIONS	FC
SYNATOM	FC

		Anteil in %		Beherrschung in %		Konsolidierungsmethode
Name des Unternehmens	Unternehmenszentralen	Dez. 2010	Dez. 2009	Dez. 2010	Dez. 2009	Dez. 2010
Energy Europe (BEEI)
DUNAMENTI	Erömü ut 2, 2442 Szazhalombatta - Hungary	74,8	74,8	74,8	74,8	FC
GDF SUEZ ENERGIA POLSKA SA	Zawada 26, 28-230 Polaniec - Poland	100,0	100,0	100,0	100,0	FC
ROSIGNANO ENERGIA SPA	Via Piave no. 6 Rosignano Maritimo - Italy	99,5	99,5	99,5	99,5	FC
ACEA ELECTRABEL GROUPa	Piazzale Ostiense, 2, 00100 Rome - Italy	40,6	40,6	40,6	40,6	PC
TIRRENO POWER SPA	47, Via Barberini, 00187 Rome - Italy	35,0	35,0	35,0	35,0	PC
SC GDF SUEZ ENERGY ROMANIA SA	Bld Marasesti, 4-6, sector 4 - Bucharest -Romania	40,8	40,8	40,8	40,8	FC
EGAZ DEGAZ Zrt	Pulcz u. 44 - H 6724 - Szeged - Hungary	99,7	99,7	99,7	99,7	FC
SLOVENSKY PLYNARENSKY PRIEMYSEL (SPP)	Mlynské Nivy 44/a - 825 11 - Bratislava -Slovakia	24,5	24,5	24,5	24,5	PC
AES ENERGIA CARTAGENA S.R.L.	Ctra Nacional 343, P.K. 10 -El Fangal, Valle de Escombreras - 30350 Cartagena - Spain	26,0	26,0	26,0	26,0	FC
GDF SUEZ ENERGY UK LTD	1 City Walk - LS11 9DX - Leeds - United Kingdom	100,0	100,0	100,0	100,0	FC
GDF SUEZ ENERGIA ITALIA SPA	Via Orazio, 31I - 00193 Rome - Italy	100,0	100,0	100,0	100,0	FC
VENDITE - ITALCOGIM ENERGIE SPA	Via Spadolini, 7 - 20141 Milan - Italy	100,0	60,0	100,0	60,0	FC

	Konsolidierungsmethode
Name des Unternehmens	Dez. 2008
Energy Europe (BEEI)
DUNAMENTI	FC
GDF SUEZ ENERGIA POLSKA SA	FC
ROSIGNANO ENERGIA SPA	FC
ACEA ELECTRABEL GROUPa	PC
TIRRENO POWER SPA	PC
SC GDF SUEZ ENERGY ROMANIA SA	FC
EGAZ DEGAZ Zrt	FC
SLOVENSKY PLYNARENSKY PRIEMYSEL (SPP)	PC
AES ENERGIA CARTAGENA S.R.L.	FC
GDF SUEZ ENERGY UK LTD	FC
GDF SUEZ ENERGIA ITALIA SPA	FC
VENDITE - ITALCOGIM ENERGIE SPA	FC

^(a) Anteilsbesitz an der ACEA/Electrabel Holding-Gesellschaft

		Anteil in %		Beherrschung in %		Konsolidierungsmethode
Name des Unternehmens	Unternehmenszentralen	Dez. 2010	Dez. 2009	Dez. 2010	Dez. 2009	Dez. 2010
Energy North America (BEEI)
GDF SUEZ ENERGY GENERATION NORTH AMERICA GROUP	1990 Post Oak Boulevard, Suite 1900 Houston, TX 77056-4499 - United States	100,0	100,0	100,0	100,0	FC
SUEZ LNG NORTH AMERICA GROUP	One Liberty Square, Boston, MA 02109 -United States	100,0	100,0	100,0	100,0	FC
GDF SUEZ ENERGY MARKETING NORTH AMERICA GROUP	1990 Post Oak Boulevard, Suite 1900 Houston, TX 77056-4499 - United States	100,0	100,0	100,0	100,0	FC
GDF SUEZ ENERGY RESOURCES NORTH AMERICA	1990 Post Oak Boulevard, Suite 1900 Houston, TX 77056-4499 - United States	100,0	100,0	100,0	100,0	FC

	Konsolidierungsmethode
Name des Unternehmens	Dez. 2008
Energy North America (BEEI)
GDF SUEZ ENERGY GENERATION NORTH AMERICA GROUP	FC
SUEZ LNG NORTH AMERICA GROUP	FC
GDF SUEZ ENERGY MARKETING NORTH AMERICA GROUP	FC
GDF SUEZ ENERGY RESOURCES NORTH AMERICA	FC

In Chile sind die Vermögenswerte zur Strom- und Gasweiterleitung aus dem Besitz von GDF SUEZ und Codelco zu ihrer Tochtergesellschaft Edelnor umgruppiert worden. Seit 29. Januar 2010 sind Edelnor und ihre Tochtergesellschaften im Konzernabschluss vollkonsolidiert.

In Brasilien hält der Konzern GDF SUEZ 50,1% der Stimmrechte bei Energia Sustentavel Do Brasil (EBSR), einem Unternehmen, das gegründet wurde, um das Jirau-Projekt zu entwickeln. In Anbetracht der bestehenden vertraglichen Absprachen unterliegt eine Vielzahl strategischer Managemententscheidungen einer Stimmenmehrheit von 75%. EBSR erfüllt somit die Voraussetzungen eines gemeinschaftlich beherrschten Unternehmens. Demzufolge und obwohl es über 50% der Stimmrechte hält, ist Energia Sustentavel do Brasil durch den Konzern quotenkonsolidiert worden.

		Anteil in %		Beherrschung in %		Konsolidierungsmethode
Name des Unternehmens	Unternehmenszentraler	Dez. 2010	Dez. 2009	Dez. 2010	Dez. 2009	Dez. 2010
Energy Latin America (BEEI)
E-CL SA	Jr. César López Rojas # 201 Urb. Maranga San Miguel - Chile	52,4	27,4	52,4	27,4	FC
TRACTEBEL ENERGIA (früher GERASUL)	Rua Antonio Dib Mussi, 366 Centro, 88015-110 Florianopolis, Santa Catarina - Brazil	68,7	68,7	68,7	68,7	FC
ENERSUR	Av. República de Panama 3490, San Isidro, Lima 27 - Peru	61,7	61,7	61,7	61,7	FC
ENERGIA SUSTENTAVEL DO BRASIL SA	Avenida Almirante Barroso, n° 52, sala 2802, CEP 20031-000 Rio de Janeiro - Brazil	50,1	50,1	50,1	50,1	PC

Name des Unternehmens	Konsolidierungsmethode Dez. 2008
Energy Latin America (BEEI)
E-CL SA	PC
TRACTEBEL ENERGIA (früher GERASUL)	FC
ENERSUR	FC
ENERGIA SUSTENTAVEL DO BRASIL SA	PC

		Anteil in %		Beherrschung in %		Konsolidierungsmethode
Name des Unternehmens	Unternehmenszentralen	Dez. 2010	Dez. 2009	Dez. 2010	Dez. 2009	Dez. 2010
Energy Middle East, Asia & Africa (BEEI)
GLOW ENERGY PUBLIC CO. LTD.	195 Empire Tower, 38th Floor - Park Wing, South Sathorn Road, Yannawa, Sathorn, Bangkok 10120 - Thailand	69,1	69,1	69,1	69,1	FC
BAYMINA ENERJI AS	Ankara - Dogal Gaz Santrali, Ankara Eskisehir Yolu 40.Km, Maliöy Mevkii, 06900 Polatki/ Ankara - Turkey	95,0	95,0	95,0	95,0	FC
SENOKO POWER LIMITED	111 Somerset Road - #05-06, Tripleone Somerset Building - 238164 Singapore	30,0	30,0	30,0	30,0	PC

	Konsolidierungsmethode
Name des Unternehmens	Dez. 2008
Energy Middle East, Asia & Africa (BEEI)
GLOW ENERGY PUBLIC CO. LTD.	FC
BAYMINA ENERJI AS	FC
SENOKO POWER LIMITED	PC

		Anteil in %		Beherrschung in %		Konsolidierungsmethode
Name des Unternehmens	Unternehmenszentralen	Dez. 2010	Dez. 2009	Dez. 2010	Dez. 2009	Dez. 2010
Global Gas & LNG (B3G)
E.F. OIL AND GAS LIMITED	33 Cavendish Square - W1G OPW - London -United Kingdom	22,5	22,5	22,5	22,5	PC
GDF SUEZ E& P UK LTD (GDF BRITAIN)	60, Gray Inn Road - WC1X 8LU - London -United Kingdom	100,0	100,0	100,0	100,0	FC
GDF SUEZ E& P NORGE AS	Forusbeen 78 - Postboks 242 - 4066 Stavanger - Norway	100,0	100,0	100,0	100,0	FC
GDF E& P NEDERLAND BV	Einsteinlaan 10 - 2719 EP Zoetermeer -Netherlands	100,0	100,0	100,0	100,0	FC
GDF SUEZ E& P DEUTSCHLAND GBMH	Waldstrasse 39 - 49808 Linden - Germany	100,0	100,0	100,0	100,0	FC
GDF SUEZ SA - B3G	1, place Samuel de Champlain - 92930 Paris La Defense - France	100,0	100,0	100,0	100,0	FC
GDF INTERNATIONAL TRADING	1, place Samuel de Champlain - 92930 Paris La Defense - France	100,0	100,0	100,0	100,0	FC
GAZ DE FRANCE ENERGY DEUTSCHLAND GMBH	Friedrichstrasse 60 - 10117 Berlin - Germany	100,0	100,0	100,0	100,0	FC
GDF SUEZ GAS SUPPLY & SALES NEDERLAND BV	Einsteinlaan 10 - 2719 EP Zoetermeer -Netherlands	100,0	100,0	100,0	100,0	FC
GASELYS	1, place Samuel de Champlain - 92930 Paris La Defense - France	100,0	51,0	100,0	51,0	FC

	Konsolidierungsmethode
Name des Unternehmens	Dez. 2008
Global Gas & LNG (B3G)
E.F. OIL AND GAS LIMITED	PC
GDF SUEZ E& P UK LTD (GDF BRITAIN)	FC
GDF SUEZ E& P NORGE AS	FC
GDF E& P NEDERLAND BV	FC
GDF SUEZ E& P DEUTSCHLAND GBMH	FC
GDF SUEZ SA - B3G	FC
GDF INTERNATIONAL TRADING	FC
GAZ DE FRANCE ENERGY DEUTSCHLAND GMBH	FC
GDF SUEZ GAS SUPPLY & SALES NEDERLAND BV	FC
GASELYS	FC

Im Kontext von Änderungen des rechtlichen Umfelds und gemäß dem französischen Gas-Gesetz, das festlegt, dass Lieferanten oder die mit ihnen verbundenen Unternehmen nicht mehr als 24,99% des Stammkapitals oder von Stimmrechtsaktien an einem Unternehmen zum Betreiben einer Transportinfrastruktureinrichtung halten dürfen, schlossen GDF SUEZ und Publigaz im März 2010 eine Vereinbarung über den Verkauf der gesamten Beteiligung des Konzerns an Fluxys (38,5%).

Der Geschäftsvorfall ging am 5. Mai 2010 vor sich (vgl. Erläuterung 2.1.5).

		Anteil in %		Beherrschung in %		Konsolidierungsmethode
Name des Unternehmens	Unternehmenszentralen	Dez. 2010	Dez. 2009	Dez. 2010	Dez. 2009	Dez. 2010
Infrastructures
FLUXYS GROUP	Avenue des Arts, 31 - 1040 Brussels -Belgium	0	38,5	0,0	38,5	NC
STORENGY	23 rue Philibert Delorme - 75017 Paris -France	100,0	100,0	100,0	100,0	FC
ELENGY	23 rue Philibert Delorme - 75017 Paris -France	100,0	100,0	100,0	100,0	FC
GRDF	6, rue Condorcet - 75009 Paris - France	100,0	100,0	100,0	100,0	FC
GRTGAZ	2, rue Curnonsky - 75017 Paris - France	100,0	100,0	100,0	100,0	FC

Name des Unternehmens	Konsolidierungsmethode Dez. 2008
Infrastructures
FLUXYS GROUP	EM
STORENGY	FC
ELENGY	FC
GRDF	FC
GRTGAZ	FC

		Anteil in %		Beherrschung in %		Konsolidierungsmethode
Name des Unternehmens	Unternehmenszentralen	Dez. 2010	Dez. 2009	Dez. 2010	Dez. 2009	Dez. 2010
Energy Services (BES)
COFELY	1, place des Degrés - 92059 Paris - La Defense Cedex - France	100,0	100,0	100,0	100,0	FC
AXIMA FRANCE	46, Boulevard de la Prairie du Duc - 44000 Nantes - France	100,0	100,0	100,0	100,0	FC
COFELY AG	Thurgauerstrasse 56 - Postfach - 8050 Zurich - Switzerland	100,0	100,0	100,0	100,0	FC
CPCU	185, Rue de Bercy - 75012 Paris - France	64,4	64,4	64,4	64,4	FC
FABRICOM SA	254, Rue de Gatti de Gamond - 1180 Brussels - Belgium	100,0	100,0	100,0	100,0	FC
ENDEL	1, place des Degrés 92059 - Paris La Defense Cedex - France	100,0	100,0	100,0	100,0	FC
COFELY NEDERLAND NV	Kosterijland 50 - 3981 AJ Bunnik -Netherlands	100,0	100,0	100,0	100,0	FC
INEO	1, place des Degrés 92059 - Paris La Defense Cedex - France	100,0	100,0	100,0	100,0	FC

Name des Unternehmens	Konsolidierungsmethode Dez. 2008
Energy Services (BES)
COFELY	FC
AXIMA FRANCE	FC
COFELY AG	FC
CPCU	FC
FABRICOM SA	FC
ENDEL	FC
COFELY NEDERLAND NV	FC
INEO	FC

GDF SUEZ hält 35% der SUEZ Environnement Company und übt über eine Aktionärsvereinbarung die alleinige Beherrschung aus. Demzufolge ist die SUEZ Environnement Company vollkonsolidiert.

Am 8. Juni 2010 übernahm SUEZ Environnement die Beherrschung des Wasser- und Umweltbereichs von Aguas de Barcelona (Agbar). Agbar ist seit 1. Juni 2010 vollkonsolidiert.

		Anteil in %		Beherrschung in %		Konsolidierungsmethode
Name des Unternehmens	Unternehmenszentralen	Dez. 2010	Dez. 2009	Dez. 2010	Dez. 2009	Dez. 2010
Suez Environnement
SUEZ ENVIRONNEMENT	Tour CB21 - 16 place de l'Iris - 92040 Paris La Defense Cedex - France	35,6	35,4	35,6	35,4	FC
LYONNAISE DES EAUX FRANCE GROUP	Tour CB21 - 16 place de l'Iris - 92040 Paris La Defense Cedex - France	35,6	35,4	100,0	100,0	FC
DEGREMONT GROUP	183, avenue du 18 Juin 1940 - 92500 Rueil Malmaison - France	35,6	35,4	100,0	100,0	FC
HISUSA	Torre Agbar, Avenida Diagonal 211, 08018 Barcelona - Spain	23,9	18,1	67,1	51,0	FC
AGBAR GROUP	Torre Agbar, Avenida Diagonal 211, 08018 Barcelona - Spain	26,7	16,3	99,0	51,0	FC
SITA HOLDINGS UK LTD GROUP	Grenfell Road, Maidenhead, Berkshire SL6 1ES - United Kingdom	35,6	35,4	100,0	100,0	FC
SITA DEUTSCHLAND GMBH GROUP	Industriestrasse 161 D-50999, Cologne -Germany	35,6	35,4	100,0	100,0	FC
SITA NEDERLAND BV GROUP	Mr. E.N. van Kleffensstraat 6, Postbis 7009, NL - 6801 HA Amhem - Netherlands	35,6	35,4	100,0	100,0	FC
SITA FRANCE GROUP	Tour CB21 - 16 place de l'Iris -92040 Paris La Defense Cedex - France	35,6	35,4	99,9	99,9	FC
LYDEC	20, boulevard Rachidi, Casablanca - Morocco	18,1	18,1	51,0	51,0	FC
UNITED WATER GROUP	200 Old Hook Road, Harrington Park New Jersey - United States	35,6	35,4	100,0	100,0	FC

	Konsolidierungsmethode
Name des Unternehmens	Dez. 2008
Suez Environnement
SUEZ ENVIRONNEMENT	FC
LYONNAISE DES EAUX FRANCE GROUP	FC
DEGREMONT GROUP	FC
HISUSA	PC
AGBAR GROUP	PC
SITA HOLDINGS UK LTD GROUP	FC
SITA DEUTSCHLAND GMBH GROUP	FC
SITA NEDERLAND BV GROUP	FC
SITA FRANCE GROUP	FC
LYDEC	FC
UNITED WATER GROUP	FC

		Anteil in %		Beherrschung in %		Konsolidierungsmethode
Name des Unternehmens	Unternehmenszentralen	Dez. 2010	Dez. 2009	Dez. 2010	Dez. 2009	Dez. 2010
Sonstige
GDF SUEZ SA	1, place Samuel de Champlain - 92930 Paris La Defense - France	100,0	100,0	100,0	100,0	FC
GDF SUEZ BELGIUM	Place du Trone, 1 - 1000 - Brussels - Belgium	100,0	100,0	100,0	100,0	FC
GIE - GDF SUEZ ALLIANCE	1, place Samuel de Champlain - 92930 Paris La Defense - France	100,0	100,0	100,0	100,0	FC
GDF SUEZ FINANCE SA	1, place Samuel de Champlain - 92930 Paris La Defense - France	100,0	100,0	100,0	100,0	FC
GDF SUEZ CC	Place du Trone, 1 - 1000 - Brussels - Belgium	100,0	100,0	100,0	100,0	FC
GENFINA	Place du Trone, 1 - 1000 - Brussels - Belgium	100,0	100,0	100,0	100,0	FC

Name des Unternehmens	Konsolidierungsmethode Dez. 2008
Sonstige
GDF SUEZ SA	FC
GDF SUEZ BELGIUM	FC
GIE - GDF SUEZ ALLIANCE	FC
GDF SUEZ FINANCE SA	FC
GDF SUEZ CC	FC
GENFINA	FC

29 HONORARE FÜR WIRTSCHAFTSPRÜFER UND DIE MITGLIEDER IHRER NETZE

Am 31. Dezember 2010 waren Deloitte, Ernst & Young und Mazars. die Abschlussprüfer des Konzerns. Gemäß dem französischen Dekret Nr. 2008-1487 werden die den Abschlussprüfern und den Mitgliedern ihrer Netzwerke gezahlten Honorare in der folgenden Tabelle offengelegt.

29.1 Vom Konzern 2010 gezahlte Honorare an die Abschlussprüfer und die Mitglieder ihrer Netzwerke

	Ernst & Young		Deloitte		Mazars et Guerard
in Millionen Euro	Betrag	%	Betrag	%	Betrag	%
Prüfung
Abschlussprüfung, Prüfungsdienstleistungen und Prüfung des Konzernabschlusses und des Jahresabschlusses der Muttergesellschaft
• GDF SUEZ SA	3,0	14,5%	5,1	24,3%	1,6	20,8%
• Voll- und quotenkonsolidierte Tochtergesellschaften	14,3	69,8%	13,6	65,1%	5,3	67,5%
Sonstige prüfungsbezogene Verfahren und Dienstleistungen1
• GDF SUEZ SA	0,4	2,0%	0,0	0,0%	0,2	2,1%
• Voll- und quotenkonsolidierte Tochtergesellschaften	2,1	10,3%	1,5	7,0%	0,7	9,1%
ZWISCHENSUMME	19,8	96,6%	20,1	96,4%	7,8	99,4%
Sonstige Dienstleistungen
• Steuern	0,6	3,1%	0,5	2,6%	0,0	0,4%
• Sonstige Dienstleistungen	0,1	0,3%	0,2	1,0%	0,0	0,2%
ZWISCHENSUMME	0,7	3,4%	0,7	3,6%	0,0	0,6%
SUMME2	20,5	100%	20,9	100%	7,8	100%

⁽¹⁾ Die Beträge für Pflichtprüfungsaufträge beim Erwerb von International Power beliefen sich auf €3,7 Mio. für Deloitte.
⁽²⁾ Von den Beträgen für die quotenkonsolidierten Unternehmen, bei denen es hauptsächlich um Pflichtprüfungsaufträge geht, waren €0,18 Mio. für Deloitte, €0,38 Mio. für Ernst & Young und €0,07 Mio. für Mazars bestimmt.

Prüfungshonorare für andere Firmen als die Wirtschaftsprüfungsgesellschaften des Konzerns beliefen sich auf €3,6 Mio.

29.2 Vom Konzern 2009 gezahlte Honorare an die Abschlussprüfer und die Mitglieder ihrer Netzwerke

	Ernst & Young		Deloitte		Mazars et Guerard
in Millionen Euro	Betrag	%	Betrag	%	Betrag	%
Prüfung
Abschlussprüfung, Prüfungsdienstleistungen und Prüfung des Konzernabschlusses und des Jahresabschlusses der Muttergesellschaft
• GDF SUEZ SA	2,3	12,3%	1,6	8,8%	1,8	24,5%
• Voll- und quotenkonsolidierte Tochtergesellschaften	13,8	74,4%	13,7	75,0%	4,9	68,1%
Sonstige prüfungsbezogene Verfahren und Dienstleistungen
• GDF SUEZ SA	0,4	2,0%	0,5	2,8%	0,1	1,4%
• Voll- und quotenkonsolidierte Tochtergesellschaften	1,2	6,6%	2,0	10,8%	0,3	4,4%
ZWISCHENSUMME	17,7	95,3%	17,8	97,4%	7,0	98,3%
Sonstige Dienstleistungen
• Steuern	0,8	4,2%	0,4	2,4%	0,1	1,1%
• Sonstige Dienstleistungen	0,1	0,5%	0,0	0,2%	0,0	0,6%
ZWISCHENSUMME	0,9	4,7%	0,5	2,6%	0,1	1,7%
SUMME1	18,6	100%	18,2	100%	7,2	100%

⁽¹⁾ Von den Beträgen für die quotenkonsolidierten Unternehmen, bei denen es hauptsächlich um Pflichtprüfungsaufträge geht, waren €1,7 Mio. für Deloitte, €0,6 Mio. für Ernst & Young und €0,2 Mio. für Mazars et Guerard bestimmt.

Prüfungshonorare für andere Firmen als die Wirtschaftsprüfungsgesellschaften des Konzerns beliefen sich auf €3,7 Mio.

Unsere Werte

Anspruch

Engagement

Mut

Zusammenhalt

Aktiengesellschaft mit einem Stammkapital von 2 249 175 953 Euro

Zentrale: 1 et 2, place Samuel de Champlain - Faubourg de l'Arche

92930 Paris La Defense cedex - France

Tel.: +33 (0)1 57 04 00 00

Handelsregister Paris 542 107 651 RCS PARIS

UID: FR 13 542 107 651

gdfsuez.com

11.3 BESTÄTIGUNGSVERMERK DER ABSCHLUSSPRÜFER AM 31. DEZEMBER 2010

Das ist eine freie Übersetzung des Berichts der Abschlussprüfer über den in französischer Sprache erstellten Konzernabschluss ins Deutsche, die allein zu dem Zweck angefertigt wurde, Deutsch sprechenden Nutzern das Verständnis zu erleichtern.

Der Bericht der Abschlussprüfer enthält Informationen, die nach französischem Recht speziell für solche Berichte gefordert werden, ob in modifizierter Form oder nicht. Die nachstehende Information wird nach dem Prüfungsurteil über den Konzernabschluss gegeben und beinhaltet erläuternde Abschnitte hinsichtlich der Bewertungen bestimmter signifikanter Angelegenheiten der Rechnungslegung und Prüfung durch die Wirtschaftsprüfer. Diese Bewertungen wurden zu dem Zweck vorgenommen, ein Prüfungsurteil über den Konzernabschluss insgesamt abzugeben und nicht, um die Ordnungsmäßigkeit einzelner Saldopositionen oder von Informationen außerhalb des Konzernabschlusses zu bescheinigen.

Dieser Bericht ist im Zusammenhang mit dem französischen Recht zu lesen und gemäß diesem Recht auszulegen sowie nach den in Frankreich geltenden beruflichen Prüfstandards.

An die Aktionäre

In Erfüllung des uns von Ihrer Jahreshauptversammlung übertragenen Auftrags berichten wir Ihnen hiermit über das am 31. Dezember 2010 beendete Jahr über:

―	die Prüfung des beigefügten Konzernabschlusses von GDF SUEZ;
―	die Begründung unserer Bewertungen;
―	die speziell vom französischen Recht verlangte Überprüfung.

Dieser Konzernabschluss ist vom Aufsichtsrat genehmigt worden. Unsere Aufgabe ist es, zu diesem Abschluss ein Prüfungsurteil abzugeben, das auf unserer Prüfung beruht.

I. PRÜFUNGSURTEIL ZUM KONZERNABSCHLUSS

Wir haben unsere Prüfung nach den in Frankreich geltenden Berufsstandards durchgeführt; diese Standards verlangen, dass wir die Prüfung so planen und durchführen, dass wir hinreichende Sicherheit darüber erlangen, ob der Konzernabschluss frei von wesentlichen falschen Angaben ist. Eine Abschlussprüfung beinhaltet die Durchführung von Prüfungshandlungen unter Anwendung von Stichprobentechniken oder sonstigen Auswahlmethoden zur Erlangung von Prüfungsnachweisen für die im Konzernabschluss enthaltenen Wertansätze und sonstigen Angaben. Eine Abschlussprüfung umfasst auch die Beurteilung der Angemessenheit der angewandten Rechnungslegungsmethoden, der Plausibilität der vorgenommenen Schätzungen sowie die Beurteilung der Gesamtdarstellung des Konzernabschlusses. Wir sind der Auffassung, dass die von uns erlangten Prüfungsnachweise ausreichend und angemessen sind, um als Grundlage für unser Prüfungsurteil zu dienen.

Nach unserer Beurteilung vermittelt der Konzernabschluss in Übereinstimmung mit den IFRS, wie sie von der Europäischen Union übernommen wurden, ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild der Vermögens- und Finanzlage und der Bilanz des Konzerns zum 31. Dezember 2010 und der Ertragslage für das dann beendete Jahr.

Ohne unser Prüfungsurteil einzuschränken, machen wir Sie auf die Erläuterungen 1.1.1 und 1.1.2 zum Konzernabschluss aufmerksam, in denen die Änderungen der Rechnungslegungsmethoden beschrieben sind, die aus der Anwendung neuer Standards und Interpretationen ab 1. Januar 2010 resultieren, insbesondere die überarbeiteten Standards IFRS 3 "Unternehmenszusammenschlüsse" und IAS 27 "Konzernabschlüsse und Einzelabschlüsse", deren wichtigste Änderungen in Erläuterung 1.4 dargestellt sind.

II. BERECHTIGUNG VON BEWERTUNGEN

Gemäß den Forderungen aus Artikel L. 823-9 des französischen Handelsgesetzbuches (Code de commerce) hinsichtlich der Berechtigung unserer Bewertungen möchten wir Ihnen das Folgende zur Kenntnis geben:

Schätzungen

Wie in Erläuterung 1.3 zum Konzernabschluss angegeben, wird von dem Konzern GDF SUEZ verlangt, Schätzungen und Annahmen vorzunehmen, um seinen Konzernabschluss zu erstellen. Diese signifikanten Schätzungen beziehen sich auf die Bewertung des beizulegenden Zeitwerts von erworbenen Vermögenswerten und übernommenen Schulden in Verbindung mit dem Unternehmenszusammenschluss und die Bewertung des Goodwill, der Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerte, Rückstellungen, derivative Finanzinstrumente, nicht abgerechnete Erlöse (wie beim "Gas auf dem Gaszähler") und die Bewertung von steuerlichen Verlustvorträgen, die als latenter Steueranspruch erfasst werden: Erläuterung 1.3 zum Konzernabschluss legt auch dar, dass die künftigen Ergebnisse besagter Geschäftsvorfälle von diesen Schätzungen abweichen können, je nach unterschiedlichen Annahmen oder Situationen.

―	Hinsichtlich der Bewertung des beizulegenden Zeitwerts von bei einem Unternehmenszusammenschluss erworbenen Vermögenswerten und übernommenen Schulden bestehen die von uns einzuhaltenden Vorschriften darin, die Angemessenheit und Eignung der Methoden und Annahmen zu bewerten, mit denen die zugewiesenen Beträge bemessen wurden, und zu prüfen, ob Erläuterung 2 zum Konzernabschluss die entsprechenden Angaben bietet.
―	Beim Goodwill, den Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten haben wir die Methoden untersucht, die für die Werthaltigkeitstests, die Daten und Annahmen angewandt wurden, sowie das Verfahren zur Billigung dieser Schätzungen durch das Management. Wir haben die Berechnungen des Konzerns überprüft und uns vergewissert, dass die Erläuterungen 5 und 9 zum Konzernabschluss die entsprechenden Angaben enthalten.
―	Bei den Rückstellungen, insbesondere Rückstellungen für Wiederaufarbeitung und Lagerung von nuklearen Brennelementen, Außerbetriebsetzung von Kernkraftwerken und Gas-Infrastruktureinrichtungen, Rückstellungen für Gerichtsprozesse und Rückstellungen für Ruhestandsleistungen und sonstige Arbeitnehmerleistungen haben wir die Grundlagen festgestellt, auf denen diese Rückstellungen gebildet wurden, vor allem auch die für die Zeitplanung für das Ende des Gasgeschäfts hinsichtlich der Gasinfrastruktureinrichtungen in Frankreich, und überprüft, ob die Erläuterungen 5, 17, 18 und 26 zum Konzernabschluss die entsprechenden Angaben enthalten.
―	Für die Bewertung von derivativen Finanzinstrumenten, die nicht an Finanzmärkten notiert sind, benutzt der Konzern interne Computer-Modelle, die für Marktgeschehen repräsentativ sind. Unsere Aufgabe bestand in der Prüfung des Systems zur Überwachung dieser Modelle und Bewertung der verwendeten Daten und Annahmen. Wir haben auch überprüft, dass die Erläuterungen 14 und 15 zum Konzernabschluss die entsprechenden Angaben enthalten.
―	In Frankreich werden geliefertes, noch nicht abgerechnetes Erdgas ("Gas auf dem Gaszähler") und Strom mit einer Methode berechnet, die die durchschnittlichen Energieverkaufspreise und die historischen Verbrauchsdaten einbezieht. Unsere Aufgabe bestand in der Prüfung der Methoden und Annahmen zur Berechnung dieser Schätzungen und der Feststellung, dass die Erläuterung 1.3 zum Konzernabschluss die entsprechenden Angaben enthält.
―	Bei den steuerlichen Verlustvorträgen, die als latenter Steueranspruch erfasst wurden, bestand unsere Aufgabe darin zu prüfen, dass die Kriterien für die Erfassung erfüllt waren, und die Annahmen zu bewerten, die den Prognosen steuerlicher Gewinne und dem entsprechenden Verbrauch steuerlicher Verlustvorträge zugrunde liegen. Wir haben auch überprüft, dass die Erläuterung 7 zum Konzernabschluss die entsprechenden Angaben enthält.

Rechnungslegungspolitik und -methoden

Wir haben die von dem Konzern GDF SUEZ angewandte rechnungslegerische Behandlung insbesondere auf Folgendes geprüft:

―	die praktische Anwendungen der Bestimmungen von IAS 39 auf die Art von Verträgen, die als Teil "gewöhnlicher Geschäftstätigkeit" anzusehen sind, von Bereichen, die nicht den speziellen Bestimmungen der IFRS unterliegen, wie sie von der Europäischen Union übernommen wurden.,
―	die rechnungslegerische Behandlung von Konzessionsverträgen,
―	die Klassifizierung von Vereinbarungen, die ein Leasing-Verhältnis enthalten,
―	den Ausweis von Erwerben nicht-beherrschender Beteiligungen vor dem 1. Januar 2010.

Wir überprüften, dass Erläuterung 1 zum Konzernabschluss die entsprechenden diesbezüglichen Angaben enthält.

Diese Bewertungen nahmen wir als Teil unserer Prüfung der Gesamtdarstellung des Konzernabschlusses vor, sie trugen daher zu dem Urteil bei, das wir uns gebildet und im ersten Teil des Berichts zum Ausdruck gebracht haben.

III. SPEZIELLE PRÜFUNGEN

Wie gesetzlich gefordert haben wir auch nach den in Frankreich geltenden Berufsstandards die Informationen geprüft, die im Lagebericht des Konzerns gegeben werden.

Wir haben keine Einwände in Bezug auf die Übereinstimmung mit den tatsächlichen Verhältnissen und der Konsistenz mit dem Konzernabschluss.

Neuilly-sur-Seine und Paris-La Défense, 7. März 2011

Die Wirtschaftsprüfer

DELOITTE & ASSOCIES

Jean-Paul Picard

Pascal Pincemin

ERNST & YOUNG et Autres

Christian Mouillon

Charles-Emmanuel Chosson

MAZARS

Philippe Castagnac

Thierry Blanchetier