Publication

GDF SUEZ Energie Deutschland AG

(vormals: GDF SUEZ Energie Deutschland GmbH)

Berlin

Befreiender Konzernabschluss zum 31.12.2012 gemäß § 291 HGB

GDF SUEZ S.A., 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. Im Zweifelsfall gelten die Aussagen im "Document de Référence 2012" der GDF SUEZ-Gruppe (http://www.gdfsuez.com/groupe/publications/).

Konzernabschluss 2012

BY PEOPE FOR PEOPLE

Lagebericht

In einem schwierigen wirtschaftlichen und regulatorischen Umfeld, insbesondere in den etablierten Märkten, berichtete die GDF SUEZ-Gruppe für 2012 solide Ergebnisse.

Auf Basis der Berichterstattung stiegen die Umsatzerlöse um 7,0% auf 97,0 Mrd. € im Vergleich zu 2011 (Wachstum auf organischer Basis von 5,8%). Dieses Wachstum war einem gestiegenen Absatz von Gas und Elektrizität in Frankreich zu danken, weil die Witterungsverhältnisse günstiger als 2011 waren, und einem Nachziehen bei den Tarifen, besseren Absätzen in der Unternehmenssparte Global Gas &LNG sowohl bei der Exploration und Förderung als auch bei den LNG-Geschäften sowie der kontinuierlichen Expansion der Gruppe in Übersee, vor allem in Lateinamerika und Asien.

Auf Basis der Berichterstattung belief sich das EBITDA auf 17,0 Mrd. €, das ist ein Anstieg um 3,0% (3,6% auf organischer Basis). Motor für das berichtete EBITDA-Wachstum waren die Rückkehr zu normalen klimatischen Bedingungen im Jahr 2012, die Wirkung der Tariferhöhung 2011 in Frankreich, die Auswirkung der neuen Anlagen, die quer durch alle Geschäftsbereiche der Gruppe in Betrieb genommen wurden, und die Wirkung des Performance-Plans der Gruppe sowie der größere Beitrag aus Explorations- und Fördertätigkeit und LNG. Diese Wachstumsfaktoren gleichen die Verringerung des EBITDA aufgrund der verkauften Unternehmen gemäß dem "Portfolio-Optimierungs"-Programm der Gruppe aus, die nachteiligen Wirkungen der Veränderungen bei den Gas-/Strom-Spreads auf die Nutzung der mit Gas betriebenen Kraftwerke der Gruppe, den Ausfall der Kernkraftwerke Doel 3 und Tihange 2 in Belgien sowie die anhaltende Auswirkung der schwierigen wirtschaftlichen und regulatorischen Bedingungen in den etablierten Märkten der Gruppe.

Das kurzfristige Betriebsergebnis (COI) stieg um 6,0% (Wachstum auf organischer Basis 8,8%) auf 9,5 Mrd. €. Diese Verbesserung erklärt sich aus dem Anstieg des EBITDA in Verbindung mit stabiler planmäßiger Abschreibung, Amortisation und Rückstellungsbelastungen.

Der Anteil der Gruppe am Nettogewinn wurde durch Wertminderungen vor allem bei den europäischen Vermögenswerten gedrückt und belief sich auf 1,6 Mrd. €, ein Rückgang im Vergleich zu der Zahl vom 31. Dezember 2011, die durch die Ergebnisse von Veräußerungen und Neubewertungen, einschließlich derer der Unternehmen im Kommunalverbund in Belgien, und die Anteile an GDF SUEZ LNG Liquefaction und EFOG angehoben worden ist.

Der Konzernanteil am periodischen Jahresüberschuss betrug 3,8 Mrd. €, ein Anstieg um 10,9% gegenüber 2011. Diese Verbesserung erklärt sich aus dem Anstieg des kurzfristigen Betriebsergebnisses, das teilweise durch eine höhere steuerliche Belastung als im Vorjahr aufgehoben wurde. Die periodischen Finanzerträge, die periodischen Erträge aus assoziierten Unternehmen und Erträge aus den nicht beherrschenden Beteiligungen blieben im Vergleich zur Vorjahr stabil.

Der Mittelzufluss aus Geschäftstätigkeit vor Ertragssteuern und Working-Capital-Bedarf in Höhe von 16,6 Mrd. € lag etwas über dem vom 31. Dezember 2011 und steht damit im Einklang mit dem EBITDA-Wachstum.

Die Nettoverschuldung, die sich Ende Dezember 2012 auf 43,9 Mrd. € belief, beinhaltet die Ergebnisse des Buy-outs der Minderheitsbeteiligungen an International Power (IPR). Teilweise wurde das durch das Optimierungsprogramm für Vermögenswerte aufgefangen, das zu teilweisen oder vollständigen Veräußerungen führte, wie der des Windparks Maestrale in Italien und von kanadischen Windkraftwerken. Berücksichtigt man den Mittelzufluss Anfang 2013 durch die Veräußerung von SPP, belief sich die angepasste Nettoverschuldung auf 42,8 Mrd. €.

I.1. TRENDS BEI UMSATZERLÖSEN UND ERGEBNISSEN

in Millionen Euro	31. Dez. 2012	31. Dez. 2011	Veränderung in % (auf Basis der Berichterstattung)
Umsatzerlöse	97.038	90.673	+7,0%
EBITDA	17.026	16.525	+3,0%
Wertberichtigung, Abschreibung und Rückstellungen	(7.113)	(7.115)
Nettoauszahlungen aus Konzessionsverträgen	(275)	(294)
Anteilsbasierte Vergütung	(118)	(138)
KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS	9.520	8.978	+6,0%

Die konsolidierten Umsatzerlöse per 31. Dezember 2012 beliefen sich auf 97,0 Mrd. €, gegenüber 2011 ein Anstieg um 7,0%. Auf organischer Basis (ohne die Auswirkung von Änderungen des Konsolidierungskreises und der Umrechnungssätze) stiegen die Umsatzerlöse um 5,8%.

Änderungen des Konsolidierungskreises wirkten sich mit 154 Mio. € negativ aus.

―

Zugänge zum Konsolidierungskreis steigerten die Umsatzerlöse um 786 Mio. €. Sie resultierten hauptsächlich aus dem Beitrag der Vermögenswerte von International Power im Januar, die Anfang Februar 2011 erworben worden sind, der größeren Beteiligung der Gruppe am Njord Field in Norwegen, der Auswirkung eines vollen Geschäftsjahrs nach dem Kauf von Erdgasspeichern in Deutschland durch Infrastrukturen sowie aus mehreren kleineren Erwerben sowohl durch die Unternehmenssparte Energiedienstleistungen als auch durch SUEZ Environnement.

―

Die Veräußerungen beliefen sich auf -940 Mio. € und betrafen hauptsächlich EFOG (Exploration und Förderung), Eurawasser und Bristol Water bei SUEZ Environnement, das Unternehmen G6 Rete Gas in Italien aus der Unternehmenssparte Energie Europa sowie Änderungen der Konsolidierungsmethode für Senoko in Singapur und Al Hidd in Bahrain (Unternehmenssparte Energie International) nach einer Änderung des Beherrschungsverhältnisses.

Die Wechselkurse wirkten sich mit 1.208 Mio. € auf die Umsatzerlöse der Gruppe aus, hauptsächlich aufgrund der Wechselkursschwankungen beim US-Dollar und dem Pfund Sterling.

Die Ertragsperformance auf organischer Basis sah quer durch die Unternehmenssparten der Gruppe jeweils anders aus: Die Unternehmenssparten Global Gas & LNG, Infrastrukturen und Energie Europa verzeichneten ein steil angestiegenes Wachstum, bei der Unternehmenssparte Energiedienstleistungen und bei SUEZ Environnement gab es eine leichte Zunahme und in der Unternehmenssparte Energie International einen leichten Rückgang.

Das EBITDA stieg um 3,0% auf 17,0 Mrd. € und auf organischer Basis um 3,6%.

TRENDS FUR DAS EBITDA In Millionen Euro

Änderungen des Konsolidierungskreises wirkten sich mit 305 Mio. € negativ aus.

―	Zugänge zum Konsolidierungskreis fügten dem EBITDA 261 Mio. € hinzu, sie betrafen hauptsächlich die oben beschriebenen Ereignisse.
―	Abgänge aus dem Konsolidierungskreis machten -566 Mio. € aus und betrafen in erster Linie die oben dargelegten Transaktionen.

Die Auswirkungen von Wechselkursänderungen betrugen 229 Mio. €.

Auf organischer Basis betrug das EBITDA-Wachstum 577 Mio. € (+3,6%) und erklärt sich wie folgt:

―	das EBITDA für Energie International, das 4.327 Mio. € betrug, ging auf organischer Basis um -0,8% zurück. Der positive Beitrag der Werke, die in Betrieb gegangen sind, vor allem in Brasilien und Thailand, und das Wachstum der aufstrebenden Märkte waren nicht in der Lage, das Ende der außergewöhnlichen Handelsbedingungen in Chile und die sich wegen der besonders abträglichen Marktbedingungen verknappenden Margen in Nordamerika und Europa aufzufangen. Gegenwärtig passt die Unternehmenssparte ihre Industriekapazität an diese Märkte an, dazu gehören zum Beispiel geplante Kraftwerksstilllegungen in Großbritannien;
―	Das EBITDA von Energie Europa, das 4.180 Mio. € betrug, wies ein Wachstum von 3,5% auf organischer Basis aus, dank einer Rückkehr zu normalen Witterungsverhältnissen, besseren Gasversorgungsbedingungen und einer Tariferhöhung 2011 in Frankreich; dem standen teilweise der Wettbewerbsdruck, der Ausfall der belgischen Kernkraftwerke Doel 3 und Tihange 2, fallende Preise auf dem Strommarkt und erhöhte Gebühren für den Zugang zu den Stromnetzen in Belgien gegenüber;
―	Global Gas & LNG berichtete ein starkes Wachstum seines EBITDA auf organischer Basis, das 2.377 Mio. € betrug, mithin einen Anstieg um 27,8%. Befeuert wurde es durch die Explorations- und Fördergeschäfte (günstige Mengen- und Preiseffekte) und durch eine substanzielle Zunahme des Umleitungsgeschäfts von LNG-Fracht, insbesondere nach Asien;
―	das EBITDA bei Infrastrukturen, das 3.049 Mio. € betrug, blieb auf organischer Basis stabil, vor allem dank der Rückkehr zu durchschnittlichen klimatischen Bedingungen, obwohl es Strafpunkte durch den Verkauf von weniger Speicherkapazität in Frankreich und erhöhte Betriebskosten einstecken musste, die beim Tarif für den Zugang zur Verteilungsinfrastruktur zu berücksichtigen sind, die im Juli 2012 in Kraft traten;
―	das EBITDA für Energiedienstleistungen mit 1.018 Mio. € stieg etwas an (+1,7%), ein Beleg für ihre Fähigkeit, mit den schwierigen Wirtschaftsbedingungen in den meisten ihrer europäischen Märkte fertig zu werden.
―	SUEZ Environnement, das ein EBITDA von 2.426 Mio. € bekannt gab, erlebte bei seinem Wachstum auf organischer Basis einen Rückgang um -3,3%, weil die Geschäftstätigkeit rückläufig war, was sich erheblich auf umgeschlagene Volumen und den Marktpreis von Sekundärrohstoffen bei den Entsorgungsdienstleistungen auswirkte, die in Europa erbracht werden. Doch die enorme Anpassungsfähigkeit der Geschäftstätigkeit der Wasserwirtschaft Europa, das Wachstum des International-Segments und der Beitrag des Performance-Plans halfen, diesen Trend zu dämpfen.

Auf Basis der Berichterstattung stieg das kurzfristige Betriebsergebnis im Vergleich zum 31. Dezember 2011 um 6,0% auf 9,5 Mrd. €. Die planmäßige Nettoabschreibung, Amortisation und Rückstellungskosten blieben praktisch unverändert. Der Auswirkung der im Laufe der vergangenen zwölf Monate in Betrieb genommenen Anlagen stand die Auswirkung von Veräußerungen und rechnungslegerischen Berichtigungen bei Einmaleffekten im Zusammenhang mit dem Erwerb von International Power-Vermögenswerten 2011 gegenüber. Ohne die Änderungen des Konsolidierungskreises und der Wechselkurse betrug die organische Wachstumsrate dieser Kennziffer 8,8%, die sich im Wesentlichen aus dem EBITDA-Anstieg erklärte.

I.2. GESCHÄFTSENTWICKLUNG

I.2.1 ENERGIE INTERNATIONAL

	31. Dez. 2012
in Millionen Euro	Summe*	Lateinamerika	Nordamerika	Vereinigtes Königreich und übriges Europa	Mittlerer Osten, Türkei und Afrika	Asien
Umsatzerlöse	16.044	3.827	4.412	3.382	1.217	2.045
EBITDA	4.327	1.690	1.092	625	247	401
Planmäßige Abschreibung, Amortisation und Rückstellungen	(1.391)	(462)	(444)	(216)	(30)	(123)
Anteilsbasierte Vergütung	(6)
KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS	2.931	1.228	649	409	217	278

	31. Dez. 2012	31. Dez. 2011
in Millionen Euro	Australien	Summe^*	Lateinamerika	Nordamerika	Vereinigtes Königreich und übriges Europa	Naher Osten, Türkei und Afrika
Umsatzerlöse	1.160	15.754	3.694	4.830	3.410	1.175
EBITDA	387	4.225	1.736	1.015	600	304
Planmäßige Abschreibung, Amortisation und Rückstellungen	(112)	(1.470)	(404)	(445)	(310)	(59)
Anteilsbasierte Vergütung		(1)
KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS	275	2.754	1.332	570	290	245

	31. Dez. 2011
in Millionen Euro	Asien	Australien	% Veränderung (auf Basis der Berichterstattung)
Umsatzerlöse	1.764	877	+1,8%
EBITDA	332	347	+2,4%
Planmäßige Abschreibung, Amortisation und Rückstellungen		(156)
Anteilsbasierte Vergütung
KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS	238	191	+6,4%

^* Die Unternehmenssparte Energie international fungiert auch als "Hauptsitz" die Kosten dafür sind in der obigen Tabelle nicht enthalten.

Die Umsatzerlöse der Niederlassung Energie International erreichten 2012 16.044 Mio. €, ein Plus von 1,8% auf Basis der Berichterstattung (auf organischer Basis ein Rückgang um -3,0%); die Hauptgründe dafür sind:

―	eine Auswirkung von Änderungen des Konsolidierungskreises mit einem Minus von -67 Mio. €, vor allem im Ergebnis des im Januar 2012 erscheinenden Beitrags der International Power-Vermögenswerte, die Anfang Februar 2011 erworben wurden; dem stand eine Änderung der Konsolidierungsmethode für Senoko in Singapur infolge einer Veränderung des Beherrschungsverhältnisses und für Al Hidd in Bahrain infolge einer Teilveräußerung im Mai gegenüber;
―	eine Weiterentwicklung von +3,3% auf organischer Basis in Lateinamerika, vor allem dank höherer Umsatzerlöse in Brasilien nach der Inbetriebnahme neuer Kraftwerke;
―	ein starkes Wachstum von 28,0% auf organischer Basis in Asien, das aus einer Kombination von Inbetriebnahmen neuer Kraftwerke in Thailand (Gheco One im August 2012 und Glow Stufe 5 gegen Ende 2011) und einer positiven Performance des Wasserkraftwerks Glow Energy in Laos resultiert;
―	eine geringere Performance in Nordamerika, vor allem aufgrund gesunkener Erdgaspreise, die die Strompreise drückten und die Erlöse aus dem Gasverkauf minderten.

In der Periode stieg das EBITDA auf Basis der Berichterstattung um 2,4% auf 4.327 Mio. €, einschließlich einer positiven Auswirkung von Änderungen des Konsolidierungskreises von 136 Mio. € und günstiger Wechselkurse. Auf organischer Basis verlor das EBITDA -0,8% nach einer Reihe günstiger Einmaleffekte 2011 und einem schwierigen Umfeld in den etablierten Märkten, so dass dadurch das in den aufstrebenden Märkten erzielte Wachstum aufgezehrt wurde.

Auf Basis der Berichterstattung erreichte das kurzfristige Betriebsergebnis 2.931 Mio. €, auf organischer Basis ein Plus von 5,9%, vor allem aufgrund rechnungslegungsbezogener Berichtigungen bei Einmaleffekten im Zusammenhang mit dem Erwerb von International Power 2011.

Lateinamerika

Die Umsatzerlöse für die Region Lateinamerika beliefen sich 2012 auf insgesamt 3.827 Mio. €, gegenüber 2011 ist das auf Basis der Berichterstattung ein Plus von 132 Mio. € oder auf organischer Basis von 121 Mio. € (plus 3,3%). Diese Entwicklung ist teilweise das Ergebnis höherer Umsatzerlöse in Brasilien dank der fortschreitenden Inbetriebnahme von Einheiten des Estreito-Wasserkraftwerks (436 MW) in Verbindung mit einem Anstieg der durchschnittlichen Verkaufspreise, hauptsächlich aufgrund von mechanischen inflationsbedingten Preiserhöhungen in Verkaufsverträgen. In Chile wurde ein positiver Beitrag aus der Inbetriebnahme der Kraftwerke CTA und CTH Mitte 2011 mit einer Kapazität von 264 MW durch die geringeren Umsatzerlöse aus LNG mehr als aufgezehrt, die mit dem allmählichen Ende der hohen Margen aus den ersten Gaslieferverträgen einhergingen. Mit den neuen PPAs (Power Purchase Agreement - Strombezugsvereinbarung) und günstigen Preisverhältnissen gestaltete sich die Entwicklung in Peru positiv.

Die Stromverkäufe stiegen um 3,7 TWh auf 52,8 TWh, während vor allem in Chile die Gasverkäufe um 2,3 GWh auf 14,7 TWh zurückgingen.

Das EBITDA betrug 1.690 Mio. €, auf organischer Basis entspricht es dem von 2011 und veranschaulicht im Wesentlichen:

―	die schrittweise Inbetriebnahme der Einheiten des Estreito-Wasserkraftwerks und den Anstieg der Durchschnittspreise in Brasilien; dem stand gegenüber:
―	das Ende der Sonderbedingungen aus bestimmten Verträgen in Chile 2011 und
―	die positive Auswirkung von Ausgleichszahlungen, die in der vorigen Periode für Verzögerungen bei der Inbetriebnahme von Kohlekraftwerken in Chile (CTA / CTH) und Panama (Bahia Las Minas) ausgewiesen wurden.

Das kurzfristige Betriebsergebnis betrug 1.228 Mio. €, ein Minus von 58 Mio. € bzw. -4,5% auf organischer Basis. Dieser Rückgang spiegelt die Entwicklung des EBITDA und einen gestiegenen Aufwand für Amortisationen nach der Inbetriebnahme des Estreito-Wasserkraftwerks (Brasilien) und der Kraftwerke CTA und CTH (Chile) wider.

Nordamerika

Die Umsatzerlöse der Region Nordamerika erreichten 4.412 Mio. €, das sind auf organischer Basis -812 Mio. € (bzw. -15,7%) weniger, im Wesentlichen wegen des erheblichen Einbruchs der Erdgaspreise an der NYMEX, die die Strompreise drückten und die Erträge aus den Gasverkäufen minderten.

Die Stromverkäufe in der nordamerikanischen Region 2012 sanken um 0,4 TWh auf 78,8 TWh, während die Erdgasverkäufe ohne gruppeninterne Geschäfte um 12,8 TWh auf 50,6 TWh sanken.¹

Das EBITDA erreichte 1.092 Mio. € und ist auf organischer Basis kaum verändert. Die starke Performance des Gasgeschäfts außerhalb der USA (ein Plus von 37 Mio. €) profitierte von Ausgleichszahlungen nach der Beendigung eines Vertrags in Mexiko, das und die leicht gestiegene Leistung bei der Erzeugung waren ausreichend um aufzufangen:

―	die geringeren Preise bei den LNG-Verkäufen (-21 Mio. € bzw. -10,2% auf organischer Basis);
―	die gesunkene Performance des Energieverkaufsgeschäfts an Endkunden (-39 Mio. €) mit etwas geringeren Volumen (-2,6%) zu niedrigeren Margen.

Das kurzfristige Betriebsergebnis erreichte 649 Mio. €, ein Plus von 47 Mio. € bzw. 7,7% auf organischer Basis, im Wesentlichen bedingt durch das Enden der Amortisation einer ausgelaufenen Strombezugsvereinbarung und die verringerte planmäßige Abschreibung der Kraftwerke Choctaw und Hot Spring nach ihrer Einstufung als zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte. Das Kraftwerk Choctaw wurde im Februar verkauft und Hot Spring im September.

¹ Anzumerken ist, dass die Erdgasverkäufe mit gruppeninternen Verkäufen 73,7 TWh betrugen, auf organischer Basis ist das ein Rückgang von 11,2 TWh.

Vereinigtes Königreich und übriges Europa²

Der Umsatzerlöse für die Region Vereinigtes Königreich - Europa beliefen sich 2012 auf 3.382 Mio. €. Das ist ein Rückgang von -409 Mio. € bzw. -11,4% auf organischer Basis.

Die Stromverkäufe über die Periode betrugen 35,4 TWh (plus 0,5 TWh) mit geringeren Volumen bei den Strom erzeugenden Vermögenswerten auf dem Festland, denen größere Volumen im Endkundengeschäft (plus 1,8 TWh) gegenüberstanden. Die Gasverkäufe betrugen 23,0 TWh, ein Minus von 0,5 TWh infolge der geringeren Volumen im Vereinigten Königreich.

Im Vereinigten Königreich litt der Stromerzeugungssektor unter den niedrigeren Strompreisen. Das Vereinigte Königreich profitierte aber auch von höheren Endverbraucherpreisen und gestiegenen Volumen im Endkundengeschäft.

Das EBITDA belief sich auf 625 Mio. €, es sank um -7,7% bzw. -48 Mio. € auf organischer Basis. Die Vermögenswerte zur Stromerzeugung im Vereinigten Königreich waren mit Marktbedingungen konfrontiert, die eine Herausforderung darstellten, wenngleich diese teilweise durch den beachtlichen Beitrag aus Nebenleistungen bei First Hydro aufgefangen wurden. Angesichts dieser schwierigen Umstände legte die Gruppe Ende 2012 die Kraftwerke Shotton (210 MW) und Derwent (210 MW) still.

In Kontinentaleuropa kamen der Windkraftkapazität günstige Witterungsbedingungen zugute, vor allem in Italien, während die Wasserkraftwerke in Spanien im ersten Halbjahr unter fehlendem Regen litten.

Das kurzfristige Betriebsergebnis betrug 409 Mio. €, eine Zunahme von 83 Mio. € bzw. 27,8% auf organischer Basis. Dem Rückgang des EBITDA standen rechnungslegungsbezogene Berichtigungen von Einmaleffekten im Zusammenhang mit dem Erwerb von International Power 2011 gegenüber.

Naher Osten, Türkei und Afrika

Die Umsatzerlöse für die Region Naher Osten, Türkei und Afrika erreichten 1.217 Mio. €, auf organischer Basis legten sie um 6,6% bzw. 75 Mio. € zu. Dieser Zuwachs ist auf einen Anstieg der Stromverkäufe in der Türkei zurückzuführen, wenngleich es keinen Effekt durch Margen oder höhere Umsatzerlöse aus Betriebs- und Instandhaltungstätigkeit gab.

Das EBITDA kam bei 247 Mio. € an, das ist ein Minus von -21 Mio. € bzw. auf organischer Basis von -8,1%. Der Rückgang ist hauptsächlich einem geringeren Beitrag der Erschließungsmaßnahmen geschuldet.

Das kurzfristige Betriebsergebnis belief sich auf 217 Mio. €, legte also 3,6% bzw. 7 Mio. € auf organischer Basis zu, wobei dem niedrigeren EBITDA die Verringerung der planmäßigen Abschreibungskosten für die Kraftwerke Al Hidd (Bahrain) und Sohar (Oman) nach ihrer Einstufung als zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte gegenüberstand. Die Beteiligung am Kraftwerk Al Hidd wird jetzt infolge der Teilveräußerung im Mai nach der Equity-Methode bilanziert.

² Zu GDF SUEZ Energie UK-übriges Europa gehören Vermögenswerte, die früher Teil der Region Vereinigtes Königreich und übriges Europa von international Power waren, dazu gehören aber nicht die übrigen Strom erzeugenden Vermögenswerte oder Aktivitäten von GDF SUEZ sonst in Europa.

Asien

In der Region Asien ist das Wachstum nach wie vor stark, auf organischer Basis stiegen die Umsatzerlöse um 28,0% auf 2.045 Mio. €. Die Stromverkäufe stiegen um 1,5 TWh auf 23,3 TWh.

Dieses Wachstum geht unter anderem auf die nachhaltige Geschäftstätigkeit in Thailand zurück, wo Glow mit Stufe 5 einen vollen Jahresbeitrag leistete (342 MW, Inbetriebnahme Oktober 2011), Gheco One (660 MW) im August 2012 in Betrieb ging und sich die Volumen im Gasverteilungsgeschäft bei PTT NGD erholten. Nach einem Jahr ausgesprochener Dürre 2011 war das Wasserkraftwerk in Laos 2012 sehr gefragt. Die Zunahme spiegelt auch die bessere Performance von Senoko in Singapur in der ersten Jahreshälfte wider. Ab 1. Juli 2012 ist Senoko at Equity konsolidiert worden.

Das EBITDA belief sich auf 401 Mio. €, es wuchs um 23,7% bzw. 74 Mio. € auf organischer Basis. Dieses Wachstum ist dem erstmaligen Beitrag von Gheco One und der Optimierung der Tätigkeit von Glow SPP zuzuschreiben, was die Performance der Wärmekraftwerke verbesserte. Untermauert wurde dieser Zuwachs durch eine positive Performance der Betriebs- und Instandhaltungstätigkeit in Pakistan und Indonesien.

Das kurzfristige Betriebsergebnis erreichte 278 Mio. €, plus 46 Mio. € bzw. auf organischer Basis 20,5%, es spiegelt die Entwicklung des EBITDA und den Beginn der Amortisation der kürzlich in Betrieb genommenen Anlage (Gheco One) wider.

Australien

Die Umsatzerlöse in Australien erreichten 1.160 Mio. €, ein Plus von 11,2% auf organischer Basis. Dieser Zuwachs geht hauptsächlich auf die gestiegenen Großhandelspreise für Strom in Victoria und Südaustralien zurück, weil am 1. Juli 2012 das Programm zur Verringerung von Treibhausgasen eingeführt wurde.

Die Stromverkäufe blieben bei 24,1 TWh, während die Erdgasverkäufe um 0,1 TWh auf 2,4 TWh stiegen.

Das EBITDA erreichte 387 Mio. €, verglichen mit 2011 ging es auf organischer Basis mit -28 Mio. € (-7,4%) abwärts, vor allem wegen des milden Wetters, des geringeren Energieverbrauchs und positiver Einmaleffekte, die in der ersten Hälfte 2011 ausgewiesen wurden (Auszahlung einer Versicherung).

Das kurzfristige Betriebsergebnis belief sich auf 275 Mio. €, auf organischer Basis stieg es um 20,4% bzw. 42 Mio. €. Dieser Zuwachs erklärt sich hauptsächlich aus rechnungslegungsbezogenen Berichtigungen von Einmaleffekten im Zusammenhang mit dem Erwerb von International Power 2011.

I.2.2 ENERGIE EUROPA

	31. Dez. 2012			31. Dez. 2011
in Millionen Euro	Summe^*	Zentralwesteuropa	Übriges Europa	Summe	Zentralwesteuropa	Übriges Europa
Umsatzerlöse	44.418	35.804	8.614	41.269	33.444	7.824
EBITDA	4.180	3.427	880	4.078	3.126	1.066
Planmäßige Abschreibung, Amortisation und Rückstellungen	(1.670)	(1.200)	(467)	(1.690)	(1.229)	(459)
Anteilsbasierte Vergütung	(16)	(13)	-	(18)	(14)	-
KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS	2.494	2.214	413	2.370	1.883	606

in Millionen Euro	Veränderung in % (auf Basis der Berichterstattung)
Umsatzerlöse	+7,6%
EBITDA	+2,5%
Planmäßige Abschreibung, Amortisation und Rückstellungen
Anteilsbasierte Vergütung
KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS	+5,2%

^* davon Kosten der Firmensitzfunktion der Unternehmenssparte

Die Umsatzerlöse der neuen Unternehmenssparte Energie Europa schließen alle Geschäfte ein, die früher von der Unternehmenssparte Energie Frankreich betrieben wurden, die Europageschäfte der Unternehmenssparte Energie Europa und International (mit Ausnahme der neuen Unternehmenssparte Energie International) und die Versorgung und den Absatz für Großkunden der Unternehmenssparte Global Gas & LNG.

Von der Unternehmenssparte verkaufte Mengen

in TWh	31. Dez. 2012	31. Dez. 2011	Veränderung in % (auf Basis der Berichterstattung)
Gasverkäufe	658	638	+3,1%
Stromverkäufe	193	198	-2,2%

Der Beitrag der Unternehmenssparte Energie Europa zu den Umsatzerlösen der Gruppe belief sich auf 44.418 Mio. €, eine Zunahme von 7,6%. Die Gasverkäufe betrugen 658 TWh, einschließlich 141 TWh an Großkunden. Bei den Stromverkäufen waren es 193 TWh. Ende Dezember lieferte die Unternehmenssparte Gas an über 16 Millionen Endkunden und Strom an über 5 Millionen Endkunden.

Das EBITDA der Unternehmenssparte stieg um 2,5% auf 4.180 Mio. €. Das Jahr 2012 war von der Rückkehr zu normalen Witterungsverhältnissen gekennzeichnet, es profitierte von einer Verbesserung der Gaslieferbedingungen für die Gruppe und von einem Aufholen bei den Tarifen im vierten Quartal 2011, und das trotz erhöhten regulatorischen und Wettbewerbsdrucks, sinkender Preise auf dem Strommarkt, des Ausfalls der Kernkraftwerke Doel 3 und Tihange 2 und der Auswirkung einer ungünstigen Veränderung des Konsolidierungskreises in Italien (Veräußerung von G6 Rete Gas in der zweiten Hälfte 2011).

Der Trend beim kurzfristigen Betriebsergebnis war etwas günstiger als der beim EBITDA, verursacht durch geringere Kosten für planmäßige Abschreibung, Amortisation und Rückstellungen.

Zentralwesteuropa (CWE)

Der Beitrag von CWE zu den Umsatzerlösen der Gruppe beläuft sich auf 35.804 Mio. €, eine Steigerung von 7,1%, da die starke Performance in Frankreich, Deutschland und den Niederlanden den geringeren Absatz in Belgien mehr als ausglich.

Das EBITDA von CWE stieg um 9,6% (auf Basis der Berichterstattung), hauptsächlich aufgrund der Rückkehr zu normalen Witterungsverhältnissen, dem Aufholen bei den Tarifen gegenüber 2011 in Frankreich, verbesserten Gaslieferbedingungen und einer Zunahme von LNG-Verschiffungen nach Asien³ . Dem standen teilweise eine Erhöhung der Tarife für den Zugang zu Stromnetzen in Belgien, ein allgemeiner Einbruch der Strommarktpreise in Europa und der Ausfall von zwei Kernkraftwerken in Belgien gegenüber.

Das kurzfristige Betriebsergebnis zog mit dem gleichen günstigen Trend wie beim EBITDA nach.

³ Geschäftstätigkeit, für die die Margen zwischen den Unternehmenssparten Energie Europa und Global Gas & LNG aufgeteilt werden.

CWE Frankreich

in Millionen Euro	31. Dez. 2012	31. Dez. 2011	Veränderung in % (auf Basis der Berichterstattung)
UMSATZERLÖSE	17.183	14.922	+15,2%
EBITDA	1.175	543	+116,3%
Planmäßige Abschreibung, Amortisation und Rückstellungen	(470)	(413)
Anteilsbasierte Vergütung	(5)	(5)
KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS	700	125	+461,4%

^(*) Proforma-Angaben, die speziell den Verkauf an Gasgroßkunden in Frankreich beinhalten, die bei der Darstellung der Ergebnisse für 2011 in der Unternehmenssparte Global Gas und LNG ausgewiesen wurden.

In Frankreich verkaufte Mengen

in TWh	31. Dez. 2012	31. Dez. 2011	Veränderung in % (auf Basis der Berichterstattung)
Gasverkäufe^(**)	288	280	+2,9%
Stromverkäufe	50	41	+22,3%

Klimatisch bedingte Anpassung für Frankreich

in TWh	31. Dez. 2012	31. Dez. 2011	Gesamtveränderung in TWh
Mengen der klimatisch bedingten Anpassung (negative Zahl = warme Witterung, positive Zahl = kaltes Wetter)	(0,9)	(30,4)	+29,5

Ende Dezember 2012 betrug der Beitrag von CWE Frankreich zu den Umsatzerlösen der Gruppe 17.183 Mio. €. Diese Zahl lag 2.261 Mio. € über der für 2011 berichteten.

Der Erdgasabsatz stieg um 8 TWh, da der Unterschied zwischen den Witterungsverhältnissen in beiden Perioden etwaige Verluste bei Kunden mehr als nur aufgefangen hat. GDF SUEZ hielt weiterhin etwa 86% des Privatkundenmarkts und etwa 58% des Unternehmenskundenmarkts.

Der Stromabsatz stieg um 9,2 TWh dank gestiegener Verkäufe an Direktkunden und Verkäufe auf dem Markt infolge einer erhöhten Stromerzeugung. Die Stromerzeugung belief sich auf 31,5 TWh (2011: 30,2 TWh), und das dank der Inbetriebnahme von Windparks und mehr Wasserkraft als 2011 (die erste Hälfte 2011 war besonders trocken); dem stand teilweise ein Einbruch bei der Produktion in Gaskraftwerken gegenüber (ungünstige Marktbedingungen).

Das EBITDA erhöhte sich um 632 Mio. € hauptsächlich wegen der Witterungsverhältnisse, die 2012 günstiger als 2011 waren (positive Auswirkung auf den Absatz von Gas und Wasserkraft), geringerer Mindereinnahmen aus Tarifen für 2012 als es 2011 der Fall war und der Auswirkung der angezogenen Preise im vierten Quartal 2011, die mit fast 210 Mio. € im Jahresabschluss 2012 zu Buche schlugen. Diesen begünstigenden Faktoren stand teilweise ein Einbruch der Preise auf dem Strommarkt gegenüber.

Das kurzfristige Betriebsergebnis verbesserte sich um 575 Mio. € dank des gestiegenen EBITDA, abzüglich der gestiegenen Kosten für planmäßige Abschreibung und Amortisation (Inbetriebnahme neuer Windparks) und der Auswirkung von Auflösungen von Rückstellungen im Jahr 2011.

CWE Benelux & Deutschland

in Millionen Euro	31. Dez. 2012	31. Dez. 2011	Veränderung in % (auf Basis der Berichterstattung)
UMSATZERLÖSE	14.210	15.319	-7,2%
EBITDA	1.883	2.165	-13,0%
Planmäßige Abschreibung, Amortisation und Rückstellungen	(665)	(735)
Anteilsbasierte Vergütung	(6)	(9)
KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS	1.212	1.421	-14,6%

Die Umsatzerlöse aus Benelux & Deutschland beliefen sich auf 14.210 Mio. €, eine Abnahme von -7,2% gegenüber 2011. Die verkauften Strommengen betrugen 103 TWh, ein Minus von -14% durch geringeren Absatz in Belgien. Die Stromerzeugung machte 66 TWh aus, ein Rückgang von etwa -13 TWh, vor allem wegen des Ausfalls zweier Kernkraftwerke und der gesunkenen Produktion in den Niederlanden infolge ungünstiger Gewinnspannen für die Gaskraftwerke.

―	Die Stromverkäufe in Belgien und Luxemburg fielen, die Mengen sanken um -17% auf 84,7 TWh, sie sind hauptsächlich einem Rückgang des Absatzes auf dem Markt und dem Verlust von Unternehmenskunden geschuldet.
―	Die Stromverkäufe in den Niederlanden blieben mit 9,2 TWh stabil.
―	Die Stromverkäufe in Deutschland stiegen um 3% auf 9,4 TWh als Auswirkung von mehr Anlagenkapazität.

Die verkauften Gasmengen sanken um 14 TWh (-10%) wegen des Verlustes von Kunden vor allem im Unternehmens- und Key-Account-Segment in Belgien und des verringerten Absatzes auf dem Markt, sie wurden teilweise durch kälteres Wetter aufgefangen.

Das EBITDA für Benelux und Deutschland ging um 13% zurück, weil die Kernkraftwerke Doel 3 und Tihange 2 24 bzw. 14 Wochen lang ausfielen, weil die Preise für den Zugang zu Stromnetzen erhöht wurden und weil der Absatz in Belgien rückläufig war, was eine bessere Rentabilität in Deutschland teilweise wettmachte.

Das kurzfristige Betriebsergebnis folgte dem gleichen Trend wie beim EBITDA.

Übriges Europa

in Millionen Euro	31. Dez. 2012	31. Dez. 2011	Veränderung in % (auf Basis der Berichterstattung)
UMSATZERLÖSE	8.614	7.824	+10,1%
EBITDA	880	1.066	-17,4%
Planmäßige Abschreibung, Amortisation und Rückstellungen	(467)	(460)
Anteilsbasierte Vergütung	-	-
KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS	413	606	-31,8%

Die Region Übriges Europa erlebte um 10,1% gestiegene Umsatzerlöse, deren Motor ein starkes Unternehmenskundengeschäft in Italien war.

Das EBITDA für das übrige Europa sank um 17,4%, denn es wurde durch eine ungünstige Änderung des Konsolidierungskreises in Italien (Veräußerung von G6 Rete Gas in der zweiten Hälfte 2011) und durch eine schlechtere Performance in der Slowakei und Ungarn, hauptsächlich aufgrund eines ungünstigen regulatorischen Umfelds, beeinflusst.

Das kurzfristige Betriebsergebnis folgte einem ähnlichen Trend wie das EBITDA, wobei die planmäßigen Abschreibungen, Amortisationen und Rückstellungen stabil blieben.

I.2.3 GLOBAL GAS & LNG

in Millionen Euro	31. Dez. 2012	31. Dez. 2011	Veränderung in % (auf Basis der Berichterstattung)
Umsatzerlöse	4.759	3.135	+51,8%
Gesamtumsatzerlöse (inkl. gruppeninterner Geschäfte)	7.945	6.824	+16,4%
EBITDA	2.377	2.074	+14,6%
Planmäßige Abschreibung, Amortisation und Rückstellungen	(1.255)	(1.154)
Anteilsbasierte Vergütung	(3)	(3)
KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS	1.119	917	+22,1%

Die Unternehmenssparte Global Gas & LNG umfasst nun die Explorations- & Förderaktivitäten und den LNG-Absatz. Die Gaslieferungen und die Verkäufe an die Key Accounts sind an Energie Europa übergegangen.

Der Beitrag zu den Umsatzerlösen der Gruppe machte 4.759 Mio. € aus, ein Bruttozuwachs um 1.624 Mio. €, ein Plus von 51,8% im Vergleich zu 2011, von denen 1.651 Mio. € ein Wachstum auf organischer Basis bedeuten⁴ (+54,3%).

Der Beitrag zu den Umsatzerlösen der Gruppe wurde durch die erhöhten Explorations- & Förderaktivitäten wie auch von der Kraft der Aktivitäten im LNG-Geschäft nach oben gehoben; dazu gehörten:

⁴ Die Auswirkung der Veräußerung von EFOG im Dezember 2011 wurde teilweise durch den Erwerb einer Beteiligung von 20% an Njord im Juli 2011 aufgefangen, die Veräußerung von GDF SUEZ LNG Liquefaction im Dezember 2011 beeinflusste die Umsatzerlöse nicht.

―	ein gestiegener Beitrag der Kohlenwasserstoffproduktion im Geschäftsfeld Exploration und Förderung, gestärkt durch die Förderung im Gjøa-Feld in Norwegen und durch die Auswirkung höherer Rohstoffpreise. Der Beitrag der Kohlenwasserstoffproduktion zum Konzernergebnis stieg Ende Dezember 2012 um 6,0 Mboe⁵ auf 43,6 Mbo gegenüber 37,6 Mbo Ende Dezember 2011.
―	ein Anstieg des externen LNG-Absatzes um 19 TWh, mit Mengen von 60 TWh Ende Dezember 2012, die insgesamt 66 Schiffsladungen bedeuten, von denen 39 nach Asien gingen, gegenüber Mengen von 41 TWh Ende Dezember 2011, das sind insgesamt 45 Schiffsladungen, von denen 25 nach Asien gingen.

Das EBITDA der Unternehmenssparte Global Gas & LNG belief sich per 31. Dezember 2012 auf 2.377 Mio. € gegenüber 2.074 Mio. € Ende Dezember 2011, ein Bruttozuwachs von 303 Mio. € (+14,6%), von denen 508 Mio. € ein Wachstum auf organischer Basis darstellen⁴ (+27,8%). Dieses Wachstum wurde durch die Explorations- & Förderaktivitäten angekurbelt, dank des günstigen Trends bei den Rohstoffpreisen, die über die Periode zu verzeichnen waren, und der gestiegenen Förderung im Gjøa-Feld in Norwegen sowie durch eine bessere LNG-Arbitrage-Performance hauptsächlich in Asien.

Ende Dezember 2012 belief sich das kurzfristige Betriebsergebnis auf 1.119 Mio. €, ein Bruttozuwachs von 202 Mio. € (+22,1%).

⁵ Ein Rückgang der Gesamtproduktion von 2,9 Mboe, der zu 54,9 Mboe Ende Dezember 2012 führte, verglichen mit 57,8 Mboe Ende Dezember 2011 (geringerer interner Absatz vor allem wegen der Veräußerung von EFOG).

I.2.4 INFRASTRUKTUREN

in Millionen Euro	31. Dez. 2012	31. Dez. 2011	Veränderung in % (auf Basis der Berichterstattung)
Umsatzerlöse	2.031	1.491	+36,2%
Gesamtumsatzerlöse (inkl. gruppeninterner Geschäftsvorfälle)	6.216	5.703	+9,0%
EBITDA	3.049	2.991	+1,9%
Planmäßige Abschreibung, Amortisation und Rückstellungen	(1.239)	(1.189)
Anteilsbasierte Vergütung	(5)	(10)
KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS	1.805	1.793	+0,7%

Die Gesamtumsatzerlöse der Unternehmenssparte Infrastrukturen, einschließlich Dienstleistungen innerhalb der Gruppe, erreichten 6.216 Mio. €, eine Zunahme von 9,0% gegenüber 2011. Das war hauptsächlich der Auswirkung einer Steigerung von Gaskauf- und -verkaufsgeschäften zu verdanken, mit denen die technische und physikalische Leistungsfähigkeit der Speicherstätten in einem Umfeld aufrecht erhalten werden sollte, das durch geringere Speicherkapazitätsverkäufe in Frankreich und durch kältere Witterungsverhältnisse (im Vergleich zu dem wärmeren Wetter 2011) gekennzeichnet war.

Die Entwicklungen der Umsatzerlöse spiegeln auch wider:

―	eine Steigerung bei den von GrDF durchgeleiteten Mengen, die auf ein Wetter zurückzuführen ist, das 2012 kälter als 2011 war (+33,5 TWh);
―	die jährliche Überprüfung des Preises für den Zugang zur Verteilungsinfrastruktur (1,85% Senkung am 1. Juli 2011 und Erhöhung um 8,0% am 1. Juli 2012);
―	die jährliche Überprüfung des Preises für den Zugang zur Fernleitungsinfrastruktur am 1. April 2011 (Erhöhung um 2,9%) und am 1. April 2012 (Erhöhung um 6%);
―	den Erwerb von Gasspeicherstätten in Deutschland durch Storengy am 31. August 2011. Beim Verkauf von Speicherkapazität wurde GDF SUEZ europäischer Marktführer.

Der Beitrag der Unternehmenssparte zu den Umsatzerlösen der Gruppe belief sich auf 2.031 Mio. €, ein Plus von 36,2% gegenüber Dezember 2011. Dieser aufgrund der Witterungsverhältnisse und des regulatorischen Umfelds gestiegene Beitrag spiegelt auch wider:

―	den Erwerb von Gasspeicherstätten in Deutschland durch Storengy am 31. August 2011;
―	mehr Transport-, Speicher- und Terminal-Dienstleistungen für Dritte als Folge eines zunehmend deregulierten Marktes;
―	das Anlaufen der Gaskauf- und -verkaufsgeschäfte, um die technische Speicherleistung zu erhalten.

Das EBITDA der Unternehmenssparte Infrastrukturen belief sich über die Periode auf 3.049 Mio. €, ein Plus von 1,9% gegenüber Dezember 2011, weil die durchschnittlichen klimatischen Bedingungen wiederkehrten, obwohl es Abzüge für den Verkauf von weniger Speicherkapazität in Frankreich und erhöhte Betriebskosten gab, bei denen der Preis für den Zugang zur Verteilungsinfrastruktur eine Rolle spielte, der im Juli 2012 in Kraft trat.

Das kurzfristige Betriebsergebnis betrug 1.805 Mio. € für die Periode, das ist eine Steigerung von 0,7% im Vergleich zu Dezember 2011.

I.2.5 ENERGIEDIENSTLEISTUNGEN

in Millionen Euro	31. Dez. 2012	31. Dez. 2011	Veränderung in % (auf Basis der Berichterstattung)
Umsatzerlöse	14.693	14.206	+3,4%
EBITDA	1.018	1.005	+1,2%
Planmäßige Abschreibung, Amortisation und Rückstellungen	(317)	(308)
Nettoauszahlungen aus Konzessionsverträgen	(30)	(28)
Anteilsbasierte Vergütung	(11)	(14)
KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS	660	655	+0,7%

Die Umsatzerlöse der Unternehmenssparte Energiedienstleistungen stiegen um 3,4% auf 14.693 Mio. € per 31. Dezember 2012, das ist eine Zunahme von 487 Mio. € auf Basis der Berichterstattung.

Das Wachstum auf organischer Basis betrug 2,7% und erklärt sich aus:

―	dem Wachstum der Netzaktivitäten in Frankreich (+9,7%), das hauptsächlich der positiven Auswirkung von Tariferhöhungen und der Rückkehr des kälteren Wetters im ersten und letzten Quartal zu verdanken ist;
―	dem Wachstum beim Anlagenbau in Frankreich (+2,4%) und in Benelux (+4,7%) und in geringerem Umfang bei den Dienstleistungen in Frankreich (+1,0%);
―	der Stabilität der Geschäftseinheit International (+0,9%) mit gegensätzlichen Ergebnissen über alle geografischen Gebiete (Wachstum der Geschäftstätigkeit in Nordeuropa und bei International außerhalb Europas, Rückgang in Südeuropa);
―	einer Abnahme des ingenieurtechnischen Geschäfts (-0,7%), dem es dennoch gelang, die Auswirkung der Abwärtsbewegung bei den Investitionen im Energiesektor in Europa durch eine Expansion seiner internationalen Geschäfte außerhalb Europas teilweise aufzufangen.

Das EBITDA stieg um +1,2% auf 1.018 Mio. € im Jahr 2012, das ist eine Steigerung von 12 Mio. €. Das Wachstum auf organischer Basis betrug 17 Mio. € (+1,7%), und das trotz folgender nachteiliger Auswirkungen:

―	der Einmaleffekt aus der Ausgleichszahlung von 17 Mio. €, der sich in der ersten Jahreshälfte 2011 positiv auf das EBITDA der italienischen Aktivitäten im Bereich der Kraft-Wärme-Kopplung auswirkte;
―	das Ende der Verträge über die mit Gas betriebene Kraft-Wärme-Kopplung in Frankreich und die Preisschere bei den Netzzugangspreisen für Kraft-Wärme-Kopplung und Heizung in Frankreich;
―	geringere Margen, vor allem im ingenieurtechnischen Bereich.

Diesen Punkten standen gegenüber:

―	die Rückkehr von kälteren Witterungsverhältnissen;
―	Maßnahmen zur Kostenreduzierung, vor allem bei den Overheads;
―	die positive Auswirkung der Inbetriebnahme der SWIFT Drilling-Bohrinsel im Mai 2011, die im Auftrag von Shell betrieben wird, die starke Performance des Öl- und Gasgeschäfts in Großbritannien und die Flexibilität der Installations- und Dienstleistungsaktivitäten in Belgien und, in geringerem Umfang, in Frankreich.

Das kurzfristige Betriebsergebnis betrug 660 Mio. € gegenüber 655 Mio. € für 2011. Sein Trend folgte der Entwicklung des EBITDA, wobei es durch zusätzliche Rückstellungen aufgrund eines ungünstigen makroökonomischen Umfelds in Europa beeinflusst war.

I.2.6 SUEZ ENVIRONNEMENT

in Millionen Euro	31. Dez. 2012	31. Dez. 2011	Veränderung in % (auf berichteter Basis)
Umsatzerlöse	15.093	14.819	+1,8%
EBITDA	2.426	2.513	-3,5%
Planmäßige Abschreibung, Amortisation und Rückstellungen	(1.036)	(1.179)
Nettoauszahlungen aus Konzessionsverträgen	(245)	(265)
Anteilsbasierte Vergütung	(24)	(29)
KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS	1.121	1.039	+7,9%

2012 beliefen sich die Umsatzerlöse auf 15.093 Mio. €, das ist eine Steigerung von 1,8% gegenüber 2011, wobei das Wachstum auf organischer Basis 0,3% betrug. Das Segment Wasserwirtschaft Europa, in dem die Umsatzerlöse um 3,3% höher waren, profitierte von positiven Preiseffekten, der Ausweitung des Dienstleistungsangebots (Frankreich und Spanien) und dem Mengenzuwachs in Chile, die einen leichten Verbrauchsrückgang in Spanien und eine deutliche Abwärtsbewegung bei den Dienstleistungen in diesem Land auffingen. Das Segment Abfallwirtschaft Europa blieb stabil (+0,1 %), und das bei der Auswirkung angepasster Preise für die Abfallaufbereitung in Frankreich, den Umsatzerlösen, die durch den Bau von Rückgewinnungsanlagen (Frankreich und Großbritannien) generiert wurden, und einer Erhöhung der Steuern (Frankreich und Großbritannien) zu einer Zeit, in der die verarbeiteten Mengen (ein Minus von 2,5%) und der Preis für Sekundärrohstoffe vor einem besonders ungünstigen wirtschaftlichen Hintergrund sanken. Das Segment International profitierte von positiven Geschäftsvolumen in den meisten Regionen und Geschäftsfeldern, vor allem im Asien-Pazifik-Raum (Wasser- und Abfallwirtschaft in China und Abfallwirtschaft in Australien), dennoch zeigte sich ein Rückgang von 2,3%, weil der Bau des Kraftwerks in Melbourne abgeschlossen war, das am 17. Dezember letzten Jahres erfolgreich in Betrieb genommen worden war.

Das EBITDA belief sich auf 2.426 Mio. €, auf organischer Basis 3,3% weniger als 2011, weil es einen erheblichen Rückgang im Bereich Abfallwirtschaft Europa gab (-10,9%), der das ganze vergangene Jahr über durch die verarbeiteten Mengen, den Geschäftsmix und den Preis für Sekundärrohstoffe gedrückt wurde. Der Bereich Wasserwirtschaft Europa (+0,6%) profitierte von der Einführung von Preiserhöhungen in den drei Hauptländern und von größeren Margen bei den neuen Angeboten, die gegenwärtig vermarktet werden, so dass der Rückgang bei den Bauarbeiten in Spanien aufgefangen werden konnte. Das Segment International expandierte um 3,3%, weil es in mehreren nordamerikanischen Staaten zu Preiserhöhungen kam, und günstige Volumen in der Abfallwirtschaft (Australien, China und Polen) und in der Wasserwirtschaft (China und Nordafrika) erreicht wurden. Der COMPASS-Performanceplan mit den Sondermaßnahmen zur Anpassung an das wirtschaftliche Umfeld in der Abfallwirtschaft trug Gewinne von 150 Mio. € gegenüber 2011 bei.

Das kurzfristiges Betriebsergebnis stieg um 7,9% im Vergleich zu 2011 und betrug 1.121 Mio. €, das bedeutet ein Wachstum auf organischer Basis von 10,7%. Diese erheblich verbesserten Ergebnisse spiegeln das Ende der Baustelle in Melbourne wider, wo für die meisten der erwarteten Kostenüberschreitungen 2011 die Rückstellungen vorgenommen worden waren, und sie stiegen in der ersten Hälfte 2012 leicht an. Die Trends in den anderen geografischen Regionen und Geschäftsfeldern entsprachen denen, die für das EBITDA verzeichnet worden waren.

Genaue Angaben zur gewöhnlichen Geschäftstätigkeit für 2012 werden im Lagebericht von SUEZ Environnement gemacht.

I.2.7 ANDERE

in Millionen Euro	31. Dez. 2012	31. Dez. 2011	Veränderung in % (auf berichteter Basis)
Umsatzerlöse
EBITDA	(351)	(360)	+2,6%
Planmäßige Abschreibung, Amortisation und Rückstellungen	(205)	(127)
Anteilsbasierte Vergütung	(54)	(63)
KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS	(610)	(550)	-10,9%

Per 31. Dezember 2012 verbesserte sich das EBITDA (-351 Mio. €) im Vergleich zum Vorjahr etwas, vor allem dank der Anstrengungen auf der Konzernmanagementebene, eine bessere Performance zu erreichen.

Dennoch verschlechterte sich das kurzfristige Betriebsergebnis im Vergleich zum 31. Dezember 2011, hauptsächlich wegen der vermehrten Rückstellungen.

I.3. ANDERE POSTEN DER GEWINN- UND VERLUSTRECHNUNG

in Millionen Euro	31. Dez. 2012	31. Dez. 2011	Veränderung in % (auf Basis der Berichterstattung)
Kurzfristiges Betriebsergebnis	9.520	8.978	+6,0%
Marktbewertung von Warenverträgen, ohne Trading-Instrumente	109	(105)
Wertminderungsaufwand	(2.474)	(532)
Kosten für Restrukturierungsmaßnahmen	(342)	(189)
Änderungen des Konsolidierungskreises	155	1.514
Andere Einmaleffekte	165	18
Ertrag aus betrieblichen Tätigkeiten	7.133	9.684	-26,3%
Nettofinanzaufwand	(2.756)	(2.606)
Aufwand für Ertragsteuern	(2.054)	(2.119)
Anteil am Jahresüberschuss von assoziierten Unternehmen	433	462
JAHRESÜBERSCHUSS	2.755	5.420	-49,2%
Anteil der Gruppe am Nettogewinn	1.550	4.003	-61,3%
Nichtbeherrschende Beteiligungen	1.205	1.418

Das Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit belief sich auf 7.133 Mio. €, gegenüber 2011 ist das ein Rückgang um 26,3%, hauptsächlich wegen der erheblichen Wertminderungen, die 2012 ausgewiesen wurden, und der positiven Einmaleffekte im Zusammenhang mit Unternehmenszusammenschlüssen 2011 (Ergebnisse von Veräußerungen oder Neubewertungen).

Änderungen des beizulegenden Zeitwerts von Commodity-Instrumenten hatten eine Positivwirkung von 109 Mio. € auf das Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit (denn sie spiegelten die Auswirkung von Geschäften wider, die nicht die Voraussetzungen für ein Hedge-Accounting erfüllten) gegenüber einer negativen Wirkung in Höhe von 105 Mio. € per 31. Dezember 2011. Die Auswirkung auf die Periode ergab sich hauptsächlich aus dem positiven Effekt des Unwinding von Positionen mit einem negativen Marktwert per 31. Dezember 2011, der teilweise durch einen negativen Preiseffekt in Verbindung mit Änderungen von Preisen bei Warentermingeschäften über die Periode aufgezehrt wurde.

Die Wertminderung belief sich auf 2.474 Mio. € und teilte sich im Wesentlichen zwischen Energie Europa (1.523 Mio. €) und Energie International (409 Mio. €) auf. Zusätzlich zu der Wertminderung des Goodwill (294 Mio. €, von denen sich 176 Mio. € auf den Goodwill der Beteiligung an SPP beziehen, das gegenwärtig verkauft wird) bezogen sich Wertminderungen hauptsächlich auf europäische Vermögenswerte, die unter den sich verschlechternden Wirtschaftsbedingungen leiden, darunter sind 513 Mio. € für ein Wärmekraftwerk in den Niederlanden, 294 Mio. € für Vermögenswerte zur Wärmeerzeugung in Italien, 152 Mio. € für verschiedene Kraftwerke in Großbritannien, 90 Mio. € für ein Kohlekraftwerk in Deutschland für den Austausch defekter Teile und 42 Mio. € für Vermögenswerte der Stromerzeugung in Griechenland infolge des gegenwärtigen wirtschaftlichen Umfelds des Landes und technischer Probleme bei einem Kombikraftwerk.

Außerdem verbuchte die Gruppe eine Wertminderung von 144 Mio. € ihrer Beteiligung an dem Gasversorger GASAG und eine Wertminderung von 84 Mio. € ihrer gelisteten Acea-Wertpapiere.

Weiterhin war das Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit auch beeinflusst durch:

―	Kosten für Restrukturierungsmaßnahmen von 342 Mio. €, eingeschlossen die Kosten der Anpassung von Energie Europa an das wirtschaftliche Klima (136 Mio. €), die hauptsächlich in den Kosten für die Abschaltung von Stromerzeugungsanlagen in Belgien, den Niederlanden und Ungarn sowie in den Kosten für den endgültigen Rückzug aus Photovoltech bestanden. Bei SUEZ Environnement (78 Mio. €) enthielt dieser Posten hauptsächlich die Kosten für Restrukturierungsprogramme, die Agbar für seine spanischen Geschäfte und Degrémont (vor allem in Frankreich) beschlossen hatten, sowie die Kosten für Anpassungsprogramme an die verlangsamte Geschäftstätigkeit im Segment Abfallwirtschaft Europa. Die Kosten für Restrukturierungsmaßnahmen umfassten auch die Kosten für die Anpassung an das klimatische Umfeld bei Energiedienstleistungen (53 Mio. €).
―	"Änderungen des Konsolidierungskreises" (Gewinne und Verluste bei der Veräußerung konsolidierter Eigenkapitalanteile oder bei Neubewertungen zuvor gehaltener Anteile nach IFRS 3), die sich auf 155 Mio. € beliefen und hauptsächlich den Kapitalgewinnen aus den Veräußerungen von 60% der Aktivitäten im Bereich Erneuerbare Energien in Kanada (136 Mio. €) und der Anteile an Sibelga, einem Unternehmen im Kommunalverbund in Brüssel, (105 Mio. €) entsprachen; dem stand teilweise die Auswirkung von Geschäftsvorfällen im Zusammenhang mit der Veräußerung von Breeze II (-35 Mio. €) gegenüber;
―	"Andere Einmaleffekte", die per 31. Dezember 2012 +165 Mio. € ausmachten und hauptsächlich dem Ertrag aus der Herabsetzung einer Strafe (+233 Mio. €) im Zusammenhang mit dem "MEGAL"-Verfahren nach dem Urteil des Gerichts der Union am 29. Juni 2012 entsprachen.

Am 31. Dezember 2012 betrug der Nettofinanzaufwand -2.756 Mio. € gegenüber -2.606 Mio. € am 31. Dezember 2011. Diese Veränderung resultierte vor allem aus einem Volumeneffekt bei der Nettoschuld (Anstieg der durchschnittlichen Nettoschuld), dem standen niedrigere Zinsen und Einmaleffekte gegenüber, die sich hauptsächlich auf eine Umschuldung bezogen.

Der wiederkehrende Effektivsteuersatz änderte sich nicht (32,9% für 2012, 33,2% in 2011).

Die Erträge von assoziierten Unternehmen sanken verglichen mit dem 31. Dezember 2011 um 29 Mio. €. Diese Veränderung erklärte sich vor allem aus Wertminderungen, die 2012 von assoziierten Unternehmen verbucht wurden, und aus Geschäftsvorfällen in Verbindung mit wallonischen und flämischen Unternehmen im Kommunalverbund im Jahr 2011.

Die Nettoerträge aus nicht beherrschenden Anteilen betrugen 1.205 Mio. €, das ist ein Rückgang gegenüber 2011 infolge des Buy-outs von International Power und der Verringerung des Jahresüberschusses von SUEZ Environnement.

I.4. ÄNDERUNGEN DER NETTOVERSCHULDUNG

Die Nettoschulden, einschließlich der Zahlungsmittel, die Anfang 2013 nach der Veräußerung von SPP vereinnahmt wurden, beliefen sich Ende Dezember 2012 auf 42,8 Mrd. €, sie waren im Vergleich zur Höhe der Nettoverschuldung Ende Dezember 2011 um 5,2 Mrd. € gestiegen (37,6 Mrd. €). Diese Veränderung war hauptsächlich auf den Erwerb von nicht beherrschenden Anteilen an International Power plc (8,8 Mrd. €) zurückzuführen.

Diese Veränderungen bei der Nettoverschuldung sahen wie folgt aus:

In Millionen Euro

Die Kennzahl angepasste Nettoschuld zu EBITDA betrug per 31. Dezember 2012 2,51. Die Kennzahl wurde wie folgt berechnet:

in Millionen Euro	Dez. 31,2012	31. Dez. 2011
Nettoschuld	43.914	37.601
Einzahlung nach Veräußerung von SPP^*	(1.127)	-
Angepasste Nettoschuld	42.787	37.601
EBITDA	17.026	16.525
Angepasste Kennzahl Nettoschuld/EBITDA	2,51	2,28

^* Zahlungseingang am 23. Januar 2013

I.4.1 MITTELZUFLUSS AUS GESCHÄFTSTÄTIGKEIT VOR ERTRAGSSTEUERN UND WORKING-CAPITAL-BEDARF

Der Mittelzufluss aus betrieblicher Tätigkeit vor Ertragssteuern und Working-Capital-Bedarf betrug per 31. Dezember 2012 16.612 Mio. €, gegenüber 2011 ist das ein Zuwachs von 495 Mio. €. Die Veränderung (+3,0%) entsprach der Veränderung beim EBITDA, weil die Positivwirkung der Auflösung von Rückstellungen für langfristige Leistungsverpflichtungen (Zahlung von 260 Mio. € als einmalige Prämien) die Positivwirkung der MEGAL-Vereinbarung auf den Mittelzufluss aus betrieblicher Tätigkeit vor Ertragssteuern und Working-Capital-Bedarf aufhob.

I.4.2 ÄNDERUNG DES WORKING-CAPITAL-BEDARFS

Die Veränderung des Working-Capital-Bedarfs (WCR) stellte einen Mittelabfluss von 995 Mio. € dar, der hauptsächlich der Entwicklung des Margenausgleichs (449 Mio. €) und Commoditiy-Instrumenten (363 Mio. €) geschuldet ist.

I.4.3 NETTOINVESTITIONEN

Ohne die Auswirkung des Aufkaufs der Minderheitsbeteiligungen an International Power plc (8,8 Mrd. €) beliefen sich die Investitionen 2012 auf 10.009 Mio. € und umfassten:

―	832 Mio. € für Finanzinvestitionen, eingeschlossen der Erwerb nicht beherrschender Beteiligungen an AES und der Kauf zusätzlicher Wertpapiere des Unternehmens, das im Besitz des Jirau-Projekts ist. Ein erheblicher Anteil der anderen Finanzinvestitionen bezog sich auf Kredite an assoziierte oder nicht konsolidierte Gesellschaften;
―	Erschließungsinvestitionen in Höhe von 5.889 Mio. €. Den größten Teil dieses Betrags hat die Unternehmenssparte Energie International investiert, um Kraftwerke in Brasilien (Jirau) und in Peru (Chilca und Quitarasca) sowie Windparks in Kanada zu errichten, und die Unternehmenssparte Energie Europa, um zwei Kohlekraftwerke in Wilhelmshaven und Maasvlakte und Windparks in Polen zu bauen;
―	und Instandhaltungsinvestitionen von 3.288 Mio. €.

Veräußerungen beliefen sich auf 1.335 Mio. € und betrafen im Wesentlichen den Verkauf von 60% der kanadischen Windkraft-Vermögenswerte für 351 Mio. €, den Verkauf der Geschäftsanteile von Electrabel an Sibelga zu einem Preis von 211 Mio. €, den Verkauf von Eurawasser durch SUEZ Environnement für 95 Mio. € und den Verkauf von 40% der Hidd Power Company für 87 Mio. € sowie die Veräußerungen der Kraftwerke Hot Spring und Choctaw für 196 Mio. € bzw. 74 Mio. € (der Restbetrag des Verkaufspreises wurde im Januar 2013 bezahlt).

Nach Unternehmenssparten gliedern sich die Investitionen wie folgt:

In Millionen Euro

1.4.4 AKTIENRUCKKAUF, DIVIDENDEN UND KAPITALERHÖHUNG

Die Gesamtdividenden, die GDF SUEZ SA seinen Aktionären auszahlte, beliefen sich auf 3.360 Mio. €. Dieser Betrag entspricht der Restzahlung der Dividenden von 2011, d.h. 0,67 € je Aktie, für insgesamt 1.474 Mio. € und der Zwischendividende, d.h. 0,83 € je Aktie, für insgesamt 1.887 Mio. €. 767 Mio. € wurden bar ausbezahlt und 2.594 Mio. € durch Begebung neuer Aktien (um die Aktionäre zu vergüten, die eine Auszahlung in Aktien gewählt haben).

Die Saldierung der Kapitalerhöhungen, d.h. 73 Mio. €, geht auf die Ausübung von Aktienoptionen zurück.

Die von verschiedenen Tochtergesellschaften gezahlten Dividenden an nicht beherrschende Anteilsbesitzer beliefen sich auf 1.352 Mio. €.

Für 359 Mio. € kaufte die Gruppe auch eigene Aktien zurück.

1.4.5 NETTOVERSCHULDUNG PER 31. DEZEMBER 2012

Nimmt man die fortgeführten Anschaffungskosten heraus, schließt aber die Devisenauswirkung von Derivaten ein, waren per 31. Dezember 2012 65% der Nettoverschuldung in Euro, 16% in US-Dollar und 6% in brasilianischen Real denominiert.

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

Die durchschnittliche Fälligkeit der Nettoverschuldung liegt bei 9,8 Jahren.

Per 31. Dezember 2012 besaß die Gruppe nicht in Anspruch genommene bestätigte Kreditlinien (die zur Deckung von Commercial-Paper-Programmen verwendet werden können) von 15,6 Mrd. €.

I.5. Andere POSTEN DER BILANZ

Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte machten 99,6 Mrd. € aus, verglichen mit dem 31. Dezember 2011 ist das ein Rückgang um 3,7 Mrd. €. Diese Veränderung resultierte hauptsächlich aus der planmäßigen Abschreibung, Amortisation und Wertminderung (- 8,9 Mrd. €), Veräußerungen (-0,5 Mrd. €), Änderungen des Konsolidierungskreises (-1,3 Mrd. €) und Übertragungen zu Vermögenswerten, die als zur Veräußerung gehalten eingestuft sind (-2,5 Mrd. €), denen teilweise Investitionen (+9,1 Mrd. €) gegenüberstanden.

Der Goodwill sank um 1,3 Mrd. € auf 30,0 Mrd. €, vor allem infolge von Änderungen des Konsolidierungskreises (-0,6 Mrd. €), der Übertragung von SPP zu den zur Veräußerung gehaltenen Vermögenswerten (-0,3 Mrd. €) und des Abschlusses der Zuordnung von Goodwill für den Erwerb von Speicherstätten in Deutschland im August 2011.

Die veräußerungsfähigen Wertpapiere blieben bei 3,4 Mrd. € stabil.

Die Investitionen in assoziierte Unternehmen betrugen 3,0 Mrd. €, das ist eine Zunahme von 0,3 Mrd. €, die hauptsächlich auf Energie International (Asien) zurückgeht.

Das Gesamteigenkapital lag bei 71,2 Mrd. €, ein Rückgang von 9,1 Mrd. € gegenüber dem 31. Dezember 2011 (80,3 Mrd. €), der im Wesentlichen den Erwerb nicht beherrschender Beteiligungen an International Power (-8,1 Mrd. €), den Jahresüberschuss (+2,8 Mrd. €), die Barauszahlung von Dividenden (-2,1 Mrd. €), Posten des anderen Ergebnisses (Umrechnungsdifferenzen und andere in Höhe von -1,1 Mrd. €) und die Käufe eigener Anteile (-0,4 Mrd. €) widerspiegelte.

Die Rückstellungen erhöhten sich um 1,5 Mrd. € auf 17,7 Mrd. € und ergaben sich im Wesentlichen aus der Auswirkung versicherungsmathematischer Gewinne und Verluste und dem Unwinding der Anpassungen des Diskontierungssatzes an die Rückstellungen.

I.6. PROFORMA-JAHRESABSCHLUSS MIT DER SUEZ ENVIRONNEMENT COMPANY-GRUPPE ALS ASSOZIIERTEM UNTERNEHMEN

Die Gruppe gab am 5. Dezember 2012 im Einvernehmen mit den anderen Mitgliedern ihre Absicht bekannt, die Aktionärsvereinbarung in der SUEZ Environnement Company nicht zu verlängern, die im Juli 2013 ausläuft.

Gemäß dieser Ankündigung und in Anbetracht der jeweiligen Kündigungen, die von den betroffenen Parteien eingegangen sind, bestätigte der Verwaltungsrat am 22. Januar 2013, dass die Aktionärsvereinbarung für SUEZ Environnement nicht erneuert wird und daher für alle betroffenen Parteien am 22. Juli 2013 endet.

Eine Konsequenz aus der Beendigung der Aktionärsvereinbarung ist, dass GDF SUEZ die Beherrschung der SUEZ Environnement Company verliert, die ab diesem Zeitpunkt im Konzernabschluss von GDF SUEZ nach der Equity-Methode bilanziert wird.

Zur Information hat die Gruppe einen Proforma-Jahresabschluss mit der Suez Environnement Company-Gruppe als assoziiertem Unternehmen per 1. Januar 2012 erstellt.

GEWINN- UND VERLUSTRECHNUNG

in Millionen Euro	31. Dez. 2012	Ohne den Beitrag der SUEZ Environnement-Gruppe und Darstellung als assoziiertes Unternehmen	Gruppenintern und andere	Proforma GDF SUEZ: SUEZ Environnement als Investition in assoziierte Unternehmen
Umsatzerlöse	97.038	(15.093)	15	81.960
Käufe	(52.177)	3.481	(9)	(48.704)
Personalkosten	(13.234)	3.767	-	(9.467)
Planmäßige Abschreibung, Amortisation und Rückstellungen	(7.113)	1.036	-	(6.077)
Andere betriebliche Aufwendungen	(17.188)	5.925	(24)	(11.288)
Andere betriebliche Erträge	2.194	(238)	18	1.974
KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS	9.520	(1.121)	-	8.399
Marktbewertung von Warenverträgen, ohne Trading-Instrumente	109	(4)		105
Wertminderungsaufwand	(2.474)	87	-	(2.387)
Kosten für Restrukturierungsmaßnahmen	(342)	78	-	(263)
Änderungen des Konsolidierungskreises	155	(45)	-	110
Andere Einmaleffekte	165	(4)	-	161
ERGEBNIS DER GEWÖHNLICHEN GESCHÄFTSTÄTIGKEIT	7.133	(1.009)	-	6.124
Finanzaufwand	(3.652)	544	(7)	(3.116)
Finanzertrag	896	(119)	7	784
NETTOFINANZAUFWAND	(2.756)	424	-	(2.332)
Aufwand für Ertragsteuern	(2.054)	180	(12)	(1.885)
Anteil am Jahresüberschuss von assoziierten Unternehmen	433	45	4	482
JAHRESÜBERSCHUSS	2.755	(359)	(7)	2.389
Anteil der Gruppe am Nettogewinn	1.550	-	-	1.550
Nicht beherrschende Beteiligungen	1.205	(359)	(7)	839
EBITDA	17.026	(2.426)	-	14.600

BILANZ

VERMÖGENSWERTE

in Millionen Euro	31. Dez. 2012	Ohne den Beitrag der Vermögenswerte der SUEZ Environnement-Gruppe und Darstellung als assoziiertes Unternehmen	Gruppenintern und andere	Proforma GDF SUEZ: SUEZ Environnement als Investition in assoziierte Unternehmen
Langfristige Vermögenswerte
Immaterielle Vermögenswerte, zu Buchwerten	13.020	(4.056)	-	8.965
Goodwill	30.035	(3.257)	-	26.778
Sachanlagen, zu Buchwerten	86.597	(8.867)	-	77.730
Zur Veräußerung gehaltene Wertpapiere	3.398	(393)	-	3.005
Kredite und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten	3.541	(703)	128	2.966
Derivate	3.108	(257)	-	2.851
Investitionen in assoziierte Unternehmen	2.961	962	10	3.933
Andere langfristige Vermögenswerte	962	(80)	-	881
Latente Steueransprüche	1.537	(761)	(24)	752
SUMME LANGFRISTIGE VERMÖGENSWERTE	145.159	(17.413)	113	127.860
Kurzfristige Vermögenswerte
Kredite und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten	1.630	(215)	-	1.416
Derivate	4.280	(5)	-	4.274
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und andere Forderungen, zu Buchwerten	25.034	(3.763)	34	21.305
Vorräte	5.423	(291)	-	5.131
Andere kurzfristige Vermögenswerte	9.012	(1.111)	(6)	7.896
Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte	432	(24)	_-	408
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	11.383	(2.233)	-	9.149
Vermögenswerte, die als zur Veräußerung gehalten eingestuft sind	3.145	-	-	3.145
SUMME LANGFRISTIGE VERMÖGENSWERTE	60.339	(7.643)	29	52.725
SUMME DER VERMÖGENSWERTE	205.498	(25.055)	142	180.585

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

VERBINDLICHKEITEN

in Millionen Euro	31. Dez. 2012	Ohne den Beitrag der SUEZ Environnement-Gruppe zu den Verbindlichkeiten und Darstellung als assoziiertes Unternehmen	Gruppenintern und andere	Proforma GDF SUEZ: SUEZ Environnement als Investition in assoziierte Unternehmen
Aktienkapital	59.745	-	-	59.745
Nicht beherrschende Beteiligungen	11.462	(5.389)	(17)	6.056
SUMME EIGENKAPITAL	71.207	(5.389)	(17)	65.801
Langfristige Verbindlichkeiten
Rückstellungen	15.626	(1.406)	-	14.221
Langfristige Ausleihungen	45.247	(8.392)	-	36.855
Derivate	2.751	(91)	-	2.660
Andere finanzielle Verbindlichkeiten	343	(3)	-	340
Andere langfristige Verbindlichkeiten	2.063	(640)	(5)	1.418
Latente Steuerschulden	11.959	(578)	-	11.381
SUMME LANGFRISTIGE VERBINDLICHKEITEN	77.989	(11.109)	(5)	66.875
Kurzfristige Verbindlichkeiten
Rückstellungen	2.071	(560)	-	1.511
Kurzfristiges Fremdkapital	11.962	(1.488)	143	10.617
Derivate	4.092	(9)	-	4.083
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten	19.481	(2.834)	31	16.679
Andere kurzfristige Verbindlichkeiten	16.820	(3.666)	(10)	13.144
Schulden, die direkt mit zur Veräußerung gehaltenen Vermögenswerten verbunden sind	1.875	-	-	1.875
SUMME KURZFRISTIGE VERBINDLICHKEITEN	56.302	(8.557)	164	47.909
SUMME EIGENKAPITAL UND VERBINDLICHKEITEN	205.498	(25.055)	142	180.585

KAPITALFLUSSRECHNUNG

in Millionen Euro	31. Dez. 2012	Ohne den Beitrag der SUEZ Environnement-Gruppe und Darstellung als assoziiertes Unternehmen	Gruppenintern und andere	Proforma GDF SUEZ: SUEZ Environnement als Investition in assoziierte Unternehmen
JAHRESÜBERSCHUSS	2.755	(359)	(7)	2.389
'- Anteil am Konzernjahresüberschuss, der auf assoziierte Unternehmen entfällt	(433)	(45)	(4)	(482)
+ Von assoziierten Unternehmen erhaltene Dividenden	315	79	-	394
Nettorückstellungen, planmäßige Abschreibungen und Amortisationen und Wertminderungskosten	9.246	(1.121)		8.125
- Auswirkung von Änderungen des Konsolidierungskreises, andere Einmaleffekte	(87)	50		(37)
'- Marktbewertung betriebsbedingter Finanzinstrumente	(109)	4	-	(105)
'- Andere Posten, die sich nicht auf Zahlungsmittel auswirken	114	(24)	-	90
- Aufwendungen für Ertragsteuern	2.054	(180)	12	1.885
'- Nettofinanzaufwendungen	2.756	(424)	-	2.332
Mittelzufluss aus Geschäftstätigkeit vor Ertragssteuern und Working-Capital-Bedarf	16.612	(2.022)		14.590
+ Gezahlte Steuern	(2.010)	113	-	(1.898)
Änderung bei Working-Capital-Bedarf	(995)	(328)	(2)	(1.325)
CASHFLOW AUS GEWÖHNLICHEN GESCHÄFTSTÄTIGKEIT	13.607	(2.238)	(2)	11.367
Erwerbe von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten	(9.177)	1.222		(7.955)
Erwerbe der Beherrschung über Tochterunternehmen, abzüglich erworbener Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	(103)	5		(98)
Erwerbe von Investitionen in assoziierte Unternehmen und Joint Ventures	(306)	65	-	(241)
Erwerbe von zur Veräußerung verfügbaren Wertpapieren	(142)	21	-	(121)
Erwerbe von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten	185	(35)	-	151
Verlust der Beherrschung über Tochterunternehmen, abzüglich verkaufter Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	537	(74)		462
Veräußerungen von Investitionen assoziierter Unternehmen und Joint Ventures	300	(3)	-	297
Veräußerungen von zur Veräußerung verfügbaren Wertpapieren	93	(32)	-	61
Erhaltene Zinsen auf langfristige finanzielle Vermögenswerte	54	(1)	7	60
Erhaltene Dividenden auf langfristige finanzielle Vermögenswerte	129	(19)	-	110
Änderung bei Krediten und Forderungen, ausgereicht von der Gruppe und anderen	(21)	145	8	132
CASHFLOW FÜR INVESTITIONSTÄTIGKEIT	(8.451)	1.295	14	(7.142)
Gezahlte Dividenden	(2.117)	483	-	(1.634)
Rückzahlung von Fremdkapital und Schulden	(7.558)	1.485	-	(6.073)
Änderung bei finanziellen Vermögenswerten, die als erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet sind	2.473	9	-	2.482
Gezahlte Zinsen	(1.915)	417	(7)	(1.504)
Auf Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente erhaltene Zinsen	185	(45)	-	139
Cashflow aus Derivaten, die die Voraussetzungen einer Absicherung von Nettoinvestitionen erfüllen, und Auszahlungen aus Derivaten	(721)	68		(653)
Erhöhung von Fremdkapital und Schulden	11.587	(1.146)	(6)	10.435
Kapitalerhöhung/-senkung	229	-	-	229
Käufe und/oder Verkäufe eigener Anteile	(358)	-	-	(358)
Änderungen der Höhe der Beteiligung an beherrschten Unternehmen	(10.125)	(21)	-	(10.147)
CASHFLOW FÜR FINANZIERUNGSTÄTIGKEIT	(8.322)	1.250	(13)	(7.085)
Auswirkung von Änderungen bei Wechselkursen und anderen	(126)	(2.541)	-	(2.667)
SUMME DES CASHFLOW FÜR DIE PERIODE	(3.293)	(2.234)	-	(5.526)
ANFANGSBESTAND BEI ZAHLUNGSMITTELN UND ZAHLUNGSMITTELÄQUIVALENTEN	14.675	-	-	14.675
SCHLUSSBESTAND BEI ZAHLUNGSMITTELN UND ZAHLUNGSMITTELÄQUIVALENTEN	11.383	(2.234)	-	9.149

I.7. 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 2012 auf 27.915 Mio. €, das ist ein Plus von 15,7% gegenüber 2011, vor allem dank günstigerer Witterungsverhältnisse als im Vorjahr. Das Unternehmen gab ein Nettobetriebsergebnis von -267 Mio. € gegenüber -1.075 Mio. € für 2011 bekannt. Die Erhöhung ist hauptsächlich der Auswirkung der Witterungsverhältnisse auf die Mengen und den Mindereinnahmen bei den Gaspreisen zu verdanken, die 2012 verbucht wurden.

Das Unternehmen berichtete einen Nettofinanzertrag von 749 Mio. € gegenüber 3.161 Mio. € im Vorjahr. Darin enthalten sind in der Hauptsache Dividenden, die von Tochtergesellschaften eingenommen wurden, für 1.734 Mio. € im Vergleich zu 4.087 Mio. € erhaltener Dividenden in 2012 (die erhebliche Sonderzahlungen enthielten) und die Fremdkapitalkosten von -844 Mio. €. Am 31. Dezember 2012 belief sich die Nettoverschuldung (einschließlich unkündbarer und stimmrechtsloser Wertpapiere) auf 28.019 Mio. €. Am gleichen Stichtag betrugen Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente 9.118 Mio. €.

Das Unternehmen gab einen einmaligen Nettoverlust von 134 Mio. € bekannt, abgeschwächt durch das geminderte Bußgeld aus dem MEGAL-Verfahren (+233 Mio. €), kompensiert durch Abschreibungen von Anteilen und Krediten von -344 Mio. €.

Die Steuerkonsolidierung führte zu einem Nettogewinn von 381 Mio. € (353 Mio. € für 2011), der in der "Ertragssteuer" steht.

Das Nettoergebnis erreichte 890 Mio. €.

Das Eigenkapital belief sich Ende 2012 auf 46.976 Mio. €, verglichen mit 46.838 Mio. € Ende 2011, hier machten sich die ausgezahlten Dividenden bemerkbar, die teilweise vom Periodenergebnis aufgefangen wurden.

Information über Zahlungsfristen für Lieferanten

Das Gesetz zur Modernisierung der Wirtschaft ("LME" Nr. 2008776 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 über die letzten beiden Berichtsperioden, die von der GDF SUEZ SA an ihre Lieferanten zu zahlen sind:

	31. Dez. 2012			31. Dez. 2011
in Millionen Euro	Extern	Gruppe	Summe	Extern	Gruppe	Summe
Überfällig	2	43	45	1	53	54
30 Tage	476	27	503	520	98	618
45 Tage	17	8	25	20	13	34
Mehr als 45 Tage	3	-	3	3	27	30
SUMME	498	78	576	544	192	736

I.8. AUSBLICK

Bestätigung der strategischen Prioritäten bei der Entwicklung der Gruppe

GDF SUEZ bestätigt die strategischen Prioritäten bei der Entwicklung der Gruppe und setzt den Schwerpunkt bei folgenden Zielen:

―	mit Hilfe der Stromerzeugung und des LNG-Geschäfts ihre internationale Ausrichtung beschleunigen
―	ihre Positionen in den etablierten Märkten optimieren und dabei auf den Wettbewerbsvorteil der Gruppe beim Thema Energieeffizienz und ihre Expertise bei erneuerbaren Energien setzen und
―	die Geschäfte stärken, die einen periodisch wiederkehrenden Ertrag erzielen

Bestätigung der finanziellen Ziele für 2013 und 2014

Die Gruppe unterstreicht ihre finanziellen Ziele⁶ für 2013 und geht dabei von folgenden Annahmen aus:

―	die positive Wirkung des "Conseil d'Etat"-Beschlusses über Erdgaspreise in Frankreich vom 30. Januar 2013
―	die Wiederinbetriebnahme der belgischen Kraftwerke Doel 3 und Tihange 2 im 2. Quartal 2013 und
―	dann geltende Rohstoffpreise wie im Januar 2013

Von diesen Annahmen ausgehend, erwartet die Gruppe:

―	einen Konzernanteil am periodischen Jahresüberschuss⁷ zwischen 3,1 und 3,5 Mrd. € unter der Voraussetzung durchschnittlicher Witterungsverhältnisse und stabiler Regulierungsbedingungen. Dieses Ziel basiert auf einem geschätzten EBITDA zwischen 13 und 14 Mrd. € nach der Proforma-Konsolidierung von SUEZ Environnement nach der Equity-Methode
―	Bruttokapitalkosten zwischen 7 und 8 Mrd. € und
―	eine Verhältniszahl der Nettoschuld/EBITDA kleiner oder gleich 2,5x und ein "A"-Rating

Für 2014 wird ein Konzernanteil am periodischen Jahresüberschuss in der gleichen Größenordnung wie 2013 erwartet.

Umsetzung des ehrgeizigen Aktionsplans Perform 2015

Als Reaktion auf das sich verschlechternde Umfeld in Europa startete GDF SUEZ den ehrgeizigen Aktionsplan Perform 2015 mit folgenden Zielsetzungen:

―	ein Bruttoergebnisbeitrag von 3,5 Mrd. € 2015 mit einer Auswirkung von +0,2 Mrd. € auf den Konzernanteil am periodischen Jahresüberschuss für jedes Jahr ab 2013
―	ein zusätzlicher Bruttobeitrag von 1 Mrd. € 2015 über Capex- und Working-Capital-Optimierung
―	ein Abbau der Nettoschuld bis auf etwa 30 Mrd. € bis Ende 2014 und
―	ein Programm zur Optimierung der Vermögenswerte mit einer Auswirkung von 11 Mrd. € auf die Nettoschuld, das sich über den Zeitraum 2013-2014 erstreckt und sich im Wesentlichen auf etablierte Märkte konzentriert

Verfolgung sozialer und umweltbezogener Zielsetzungen

GDF SUEZ liegt auch bei der Erreichung seiner zusätzlichen finanziellen Ziele bis Ende 2015 gut im Rennen, denn das Weiterbildungsziel ist mit 69% der Mitarbeiter, die sich 2012 weitergebildet haben, bereits erreicht:

―	erneuerbare Energie: eine Zunahme der installierten Kapazität um 50% gegenüber 2009
―	Gesundheitsschutz und Arbeitssicherheit: Erreichen einer Unfallhäufigkeitsrate von unter 6
―	Biodiversität: Umsetzen eines Aktionsplans für jeden sensiblen Standort in der Europäischen Union
―	Diversität: 25% Frauenanteil in Führungspositionen
―	jährliche Weiterbildung von mindestens zwei Dritteln der Beschäftigten der Gruppe
―	Teilhabe der Mitarbeiter: 3% des Konzernkapitals wird von Beschäftigten der Gruppe gehalten

⁶ Diese Ziele beruhen auf der Annahme durchschnittlicher Witterungsverhältnisse, der erneuten Inbetriebnahme von Doel 3 und Tihange 2 im 2. Quartal 2013, keinen wesentlichen Änderungen des regulatorischen oder makroökonomischen Umfelds, einer Proforma-Konsolidierung von SUEZ Environnement nach der Equity-Methode ab 01.01.2013, Annahmen von Rohstoffpreisen gemäß den Marktbedingungen wie Ende Januar 2013 für den nicht abgesicherten Anteil der Produktion und durchschnittlichen Wechselkursen für 2013 wie folgt: €/$1,27, €/BRL 2,42. Diese Ziele beinhalten die positive Wirkung des "Conseil d'Etat"-Beschlusses über Gaspreise vom 30. Januar 2013.
⁷ Ohne Kosten für Restrukturierungsmaßnahmen, MtM, Wertminderungen, Veräußerung, andere Einmaleffekte und die Atomenergie-Abgabe in Belgien.

Zudem strukturiert die Gruppe im Zusammenhang mit dem Aktionsplan Perform 2015 ihre Organisation um und erzeugt so eine Dynamik, die zur Fortführung eines ehrgeizigen Job-Programms mit 18.000 Festanstellungen über die kommenden drei Jahre in Frankreich führen wird. Mit über 100.000 Beschäftigten ist GDF SUEZ einer der größten Arbeitgeber Frankreichs.

Konzernabschluss

Gewinn- und Verlustrechnung

in Millionen Euro	Anhang	31. Dez. 2012	31. Dez. 2011
Umsatzerlöse	4	97.038	90.673
Käufe		(52.177)	(46.695)
Personalkosten	4	(13.234)	(12.775)
Planmäßige Abschreibung, Amortisation und Rückstellungen	4	(7.113)	(7.115)
Andere betriebliche Aufwendungen		(17.188)	(17.226)
Andere betriebliche Erträge		2.194	2.116
KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS		9.520	8.978
Marktbewertung von Warenverträgen, ohne Trading-Instrumente		109	(105)
Wertminderungsaufwand		(2.474)	(532)
Kosten für Restrukturierungsmaßnahmen		(342)	(189)
Änderungen des Konsolidierungskreises		155	1.514
Andere Einmaleffekte		165	18
ERGEBNIS DER GEWÖHNLICHEN GESCHÄFTSTÄTIGKEIT	5	7.133	9.684
Finanzaufwand		(3.652)	(3.383)
Finanzertrag		896	778
NETTOFINANZAUFWAND	6	(2.756)	(2.606)
Aufwand für Ertragsteuern	7	(2.054)	(2.119)
Anteil am Jahresüberschuss von assoziierten Unternehmen	13	433	462
JAHRESÜBERSCHUSS		2.755	5.420
Anteil der Gruppe am Nettogewinn		1.550	4.003
Nicht beherrschende Beteiligungen		1.205	1.418
UNVERWÄSSERTES ERGEBNIS JE AKTIE (EURO)^(*)	9	0,68	1,79
VERWÄSSERTES ERGEBNIS JE AKTIE (EURO)^(*)	9	0,67	1,77

^(*) Die Ergebnisse je Aktie per 31. Dezember 2011 wurden angepasst, um die Auswirkung der anteilsbasierten Dividende, die im Mai 2012 gezahlt wurde, und der anteilsbasierten Zwischendividende, die im Oktober 2012 gezahlt wurde, zu berücksichtigen. Die Ergebnisse je Aktie, die in der Gesamtdarstellung des Konzernabschlusses per 31. Dezember 2011 veröffentlicht wurden, beliefen sich auf 1,80 € bzw. 1,78 € für die unverwässerten Ergebnisse je Aktie bzw. die verwässerten Ergebnisse je Aktie.

Bilanz

VERMÖGENSWERTE

in Millionen Euro	Anhang	31. Dez. 2012	31. Dez. 2011
Langfristige Vermögenswerte
Immaterielle Vermögenswerte, zu Buchwerten	11	13.020	13.226
Goodwill	10	30.035	31.362
Sachanlagen, zu Buchwerten	12	86.597	90.120
Zur Veräußerung gehaltene Wertpapiere	15	3.398	3.299
Kredite und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten	15	3.541	3.813
Derivate	15	3.108	2.911
Investitionen in assoziierte Unternehmen	13	2.961	2.619
Andere langfristige Vermögenswerte		962	1.173
Latente Steueransprüche	7	1.537	1.379
SUMME LANGFRISTIGE VERMÖGENSWERTE		145.159	149.902
Kurzfristige Vermögenswerte
Kredite und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten	15	1.630	1.311
Derivate	15	4.280	5.312
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und andere Forderungen, zu Buchwerten	15	25.034	23.135
Vorräte		5.423	5.435
Andere kurzfristige Vermögenswerte		9.012	9.455
Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte	15	432	2.885
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	15	11.383	14.675
Vermögenswerte, die als zur Veräußerung gehalten eingestuft sind	2	3.145	1.298
SUMME KURZFRISTIGE VERMÖGENSWERTE		60.339	63.508
SUMME DER VERMÖGENSWERTE		205.498	213.410

N.B.: Die Beträge in den Tabellen sind in Millionen Euro angegeben. In manchen Fällen kann das Runden zu einer unwesentlichen Differenz in den Summen führen.

VERBINDLICHKEITEN

in Millionen Euro	Anhang	31. Dez. 2012	31. Dez. 2011
Aktienkapital		59.745	62.930
Nicht beherrschende Beteiligungen		11.462	17.340
SUMME EIGENKAPITAL	17	71.207	80.270
Langfristige Verbindlichkeiten
Rückstellungen	18	15.626	14.431
Langfristiges Fremdkapital	15	45.247	43.375
Derivate	15	2.751	3.310
Andere finanzielle Verbindlichkeiten	15	343	684
Andere langfristige Verbindlichkeiten		2.063	2.202
Latente Steuerschulden	7	11.959	13.038
SUMME LANGFRISTIGE VERBINDLICHKEITEN		77.989	77.040
Kurzfristige Verbindlichkeiten
Rückstellungen	18	2.071	1.751
Kurzfristiges Fremdkapital	15	11.962	13.213
Derivate	15	4.092	5.185
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten	15	19.481	18.387
Andere kurzfristige Verbindlichkeiten		16.820	16.738
Verbindlichkeiten, die direkt mit zur Veräußerung gehaltenen Vermögenswerten verbunden sind	2	1.875	827
SUMME KURZFRISTIGE VERBINDLICHKEITEN		56.302	56.100
SUMME EIGENKAPITAL UND VERBINDLICHKEITEN		205.498	213.410

N.B.: Die Beträge in den Tabellen sind in Millionen Euro angegeben. In manchen Fällen kann das Runden zu einer unwesentlichen Differenz in den Summen führen.

EIGENKAPITALVERÄNDERUNGSRECHNUNG

in Millionen Euro	Anzahl Aktien	Stammkapital	Kapitalrücklage	Konsolidierte Rücklagen	Änderungen des beizulegenden Zeitwerts und sonstige	Umrechnungs- anpassungen
EIGENKAPITAL PER 31. DEZEMBER 2010	2.250.295.757	2.250	29.683	29.524	800	522
Jahresüberschuss				4.003
Posten des sonstigen Ergebnisses				(386)	(590)	99
SUMME GESAMTERGEBNIS				3.617	(590)	99
Emissionen von Mitarbeiteraktien und anteilsbasierte Vergütung	2.340.451	2	33	122
Bar ausgezahlte Dividenden				(3.328)
Käufe/Veräußerungen eigener Aktien				(97)
Unternehmenszusammenschlüsse (International Power)				302	28	(175)
Geschäfte zwischen Eigentümern (GRTgaz-Geschäft)				167
Geschäfte zwischen Eigentümern (Verkauf von 30% von Exploration & Förderung an CIC)				938	1	1
Andere Geschäfte zwischen Eigentümern				(11)
Stammkapitalerhöhungen, durch nicht beherrschende Beteiligungen gezeichnet
SUEZ Environnement: Aktiendividenden, Änderung bei den eigenen Anteilen (SUEZ Environnement Company)				(2)
Andere Änderungen				(25)
EIGENKAPITAL PER 31. DEZEMBER 2011	2.252.636.208	2.253	29.716	31.205	240	447

in Millionen Euro	Eigene Anteile	Aktienkapital	Nicht beherrschende Beteiligungen	Summe
EIGENKAPITAL PER 31. DEZEMBER 2010	(665)	62.114	8.513	70.627
Jahresüberschuss		4.003	1.418	5.420
Posten des sonstigen Ergebnisses		(877)	(282)	(1.158)
SUMME GESAMTERGEBNIS		3.126	1.136	4.262
Emissionen von Mitarbeiteraktien und anteilsbasierte Vergütung		157	12	169
Bar ausgezahlte Dividenden		(3.328)	(1.033)	(4.361)
Käufe/Veräußerungen eigener Aktien	(264)	(362)		(362)
Unternehmenszusammenschlüsse (International Power)		155	6.303	6.458
Geschäfte zwischen Eigentümern (GRTgaz-Geschäft)		167	923	1.090
Geschäfte zwischen Eigentümern (Verkauf von 30% von Exploration & Förderung an CIC)		940	1.341	2.281
Andere Geschäfte zwischen Eigentümern		(11)	(25)	(36)
Stammkapitalerhöhungen, durch nicht beherrschende Beteiligungen gezeichnet			217	217
SUEZ Environnement: Aktiendividenden, Änderung bei den eigenen Anteilen (SUEZ Environnement Company)		(2)	(33)	(35)
Andere Änderungen		(25)	(14)	(39)
EIGENKAPITAL PER 31. DEZEMBER 2011	(930)	62.931	17.340	80.270

in Millionen Euro	Anzahl Aktien	Stammkapital	Kapitalrücklage	Konsolidierte Rücklagen	Änderungen des beizulegenden Zeitwerts und sonstige	Umrechnungs- anpassungen
EIGENKAPITAL PER 31. DEZEMBER 2011	2.252.636.208	2.253	29.716	31.205	240	447
Jahresüberschuss				1.550
Posten des sonstigen Ergebnisses				(387)	(325)	(452)
SUMME GESAMTERGEBNIS				1.163	(325)	(452)
Emissionen von Mitarbeiteraktien und anteilsbasierte Vergütung	4.604.700	5	68	102
Dividendenauszahlung in Aktien	155.583.181	156	2.438	(2.593)
Bar ausgezahlte Dividenden				(767)
Käufe/Veräußerungen eigener Aktien				(83)
Geschäfte zwischen Eigentümern (International Power-Geschäft - vgl. Anhang 2.1)				(2.304)	(157)	240
Umwandlung von Wandelanleihen von International Power (vgl. Anhang 2.1)				(288)
Andere Geschäfte zwischen Eigentümern				(102)
Stammkapitalerhöhungen, durch nicht beherrschende Beteiligungen gezeichnet
Andere Änderungen			(15)	6
EIGENKAPITAL PER 31. DEZEMBER 2012	2.412.824.089	2.413	32.207	26.337	(242)	235

in Millionen Euro	Eigene Aktien	Aktienkapital	Nicht beherrschende Beteiligungen	Summe
EIGENKAPITAL PER 31. DEZEMBER 2011	(930)	62.931	17.340	80.270
Jahresüberschuss		1.550	1.205	2.755
Posten des sonstigen Ergebnisses		(1.164)	62	(1.102)
SUMME GESAMTERGEBNIS		386	1.267	1.654
Emissionen von Mitarbeiteraktien und anteilsbasierte Vergütung		175	8	183
Dividendenauszahlung in Aktien
Bar ausgezahlte Dividenden		(767)	(1.352)	(2.119)
Käufe/Veräußerungen eigener Aktien	(276)	(359)		(359)
Geschäfte zwischen Eigentümern (International Power-Geschäft - vgl. Anhang 2.1)		(2.221)	(5.841)	(8.062)
Umwandlung von Wandelanleihen von International Power (vgl. Anhang 2.1)		(288)		(288)
Andere Geschäfte zwischen Eigentümern		(102)	(175)	(277)
Stammkapitalerhöhungen, durch nicht beherrschende Beteiligungen gezeichnet			156	156
Andere Änderungen		(10)	59	49
EIGENKAPITAL PER 31. DEZEMBER 2012	(1.206)	59.745	11.462	71.207

GESAMTERGEBNISRECHNUNG

in Millionen Euro	Anhang	31. Dez. 2012	31. Dez. 2012 Konzernanteil	31. Dez. 2012 Anteil, der nicht beherrschenden Beteiligungen zuzuordnen ist	31. Dez. 2011	31. Dez. 2011 Konzernanteil
JAHRESÜBERSCHUSS		2.755	1.550	1.205	5.420	4.003
Zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte	15	309	273	36	(495)	(448)
Absicherungen von Nettoinvestitionen		(76)	(66)	(10)	(70)	(58)
Absicherungen des Cashflow (ohne Commodity-Instrumente)	16	(304)	(326)	22	(214)	(139)
Cashflow-Absicherungen für Erzeugnisse	16	(445)	(469)	25	317	327
Latente Steuern auf die obigen Posten	7	276	272	4	(68)	(87)
Anteil assoziierter Unternehmen an umgliederbaren Posten, nach Steuern		(28)	(8)	(20)	(281)	(185)
Umrechnungsanpassungen		(372)	(452)	80	115	100
SUMME UMGLIEDERBARER POSTEN		(640)	(777)	137	(697)	(491)
Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste		(695)	(592)	(103)	(755)	(639)
Latente Steuern auf versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	7	234	205	29	248	207
Nicht umgliederbare Posten aus versicherungsmathematischen Gewinnen und Verlusten, die auf assoziierte Unternehmen entfallen, nach Steuern		(1)		(1)	46	46
SUMME NICHT UMGLIEDERBARER POSTEN		(462)	(387)	(75)	(461)	(386)
SUMME GESAMTERGEBNIS		1.654	386	1.267	4.262	3.126

in Millionen Euro	31. Dez. 2011 Anteil, der nicht beherrschenden Beteiligungen zuzuordnen ist
JAHRESÜBERSCHUSS	1.418
Zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte	(47)
Absicherungen von Nettoinvestitionen	(12)
Absicherungen des Cashflow (ohne Commodity-Instrumente)	(75)
Cashflow-Absicherungen für Erzeugnisse	(10)
Latente Steuern auf die obigen Posten	19
Anteil assoziierter Unternehmen an umgliederbaren Posten, nach Steuern	(96)
Umrechnungsanpassungen	15
SUMME UMGLIEDERBARER POSTEN	(207)
Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	(116)
Latente Steuern auf versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	41
Nicht umgliederbare Posten aus versicherungsmathematischen Gewinnen und Verlusten, die auf assoziierte Unternehmen entfallen, nach Steuern
SUMME NICHT UMGLIEDERBARER POSTEN	(75)
SUMME GESAMTERGEBNIS	1.136

KAPITALFLUSSRECHNUNG

in Millionen Euro	Anhang	31. Dez. 2012	31. Dez. 2011
JAHRESÜBERSCHUSS		2.755	5.420
- Anteil am Konzernjahresüberschuss, der auf assoziierte Unternehmen entfällt		(433)	(462)
+ Von assoziierten Unternehmen erhaltene Dividenden		315	265
- Nettorückstellungen, planmäßige Abschreibungen und Amortisationen und Wertminderungskosten		9.246	7.431
- Auswirkung von Änderungen des Konsolidierungskreises und andere Einmaleffekte		(87)	(1.497)
- Marktbewertung betriebsbedingter Finanzinstrumente		(109)	105
- Andere Posten, die sich nicht auf Zahlungsmittel auswirken		114	130
- Aufwendungen für Ertragsteuern		2.054	2.119
- Nettofinanzaufwendungen		2.756	2.606
Mittelzufluss aus Geschäftstätigkeit vor Ertragssteuern und Working-Capital-Bedarf		16.612	16.117
+ Gezahlte Steuern		(2.010)	(1.853)
Änderung des Working-Capital-Bedarfs		(995)	(426)
CASHFLOW AUS GEWÖHNLICHER GESCHÄFTSTÄTIGKEIT		13.607	13.838
Erwerbe von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten	3.4.3	(9.177)	(8.898)
Erwerb der Beherrschung über Tochterunternehmen, abzüglich erworbener Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	3.4.3	(103)	(1.745)
Erwerbe von Investitionen in assoziierte Unternehmen und Joint Ventures	3.4.3	(306)	(119)
Erwerbe von zur Veräußerung verfügbaren Wertpapieren	3.4.3	(142)	(258)
Veräußerungen von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten		185	167
Verlust der Beherrschung über Tochterunternehmen, abzüglich verkaufter Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente		537	1.024
Veräußerungen von Investitionen in assoziierte Unternehmen und Joint Ventures		300	1.570
Veräußerungen von zur Veräußerung verfügbaren Wertpapieren		93	76
Erhaltene Zinsen auf langfristige finanzielle Vermögenswerte		54	81
Erhaltene Dividenden auf langfristige finanzielle Vermögenswerte		129	138
Änderung bei Krediten und Forderungen, ausgereicht von der Gruppe und anderen	3.4.3	(21)	60
CASHFLOW FÜR INVESTITIONSTÄTIGKEIT		(8.451)	(7.905)
Gezahlte Dividenden		(2.117)	(4.363)
Rückzahlung von Fremdkapital und Schulden		(7.558)	(6.517)
Änderung bei finanziellen Vermögenswerten, die als erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet sind		2.473	(1.146)
Gezahlte Zinsen		(1.915)	(1.977)
Auf Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente erhaltene Zinsen		185	212
Cashflow aus Derivaten, die die Voraussetzungen einer Absicherung von Nettoinvestitionen erfüllen, und Auszahlungen aus Derivaten⁽¹⁾		(721)
Erhöhung von Fremdkapital und Schulden		11.587	8.114
Kapitalerhöhung/-senkung		229	569
Käufe und/oder Verkäufe eigener Anteile		(358)	(362)
Änderungen beim Anteilsbesitz an beherrschten Unternehmen	3.4.3	(10.125)	2.974
CASHFLOW FÜR FINANZIERUNGSTÄTIGKEIT		(8.322)	(2.496)
Auswirkung von Änderungen bei Wechselkursen und anderen		(126)	(58)
SUMME DES CASHFLOW FÜR DIE PERIODE		(3.293)	3.379
ANFANGSBESTAND BEI ZAHLUNGSMITTELN UND ZAHLUNGSMITTELÄQUIVALENTEN		14.675	11.296
SCHLUSSBESTAND BEI ZAHLUNGSMITTELN UND ZAHLUNGSMITTELÄQUIVALENTEN		11.383	14.675

⁽¹⁾ Der Cashflow im Zusammenhang mit Derivaten, die zur Absicherung von Nettoinvestitionen designiert sind, und Barzahlungen, die aus dem frühzeitigen Unwinding von Derivaten gezahlt und/oder empfangen wurden, stehen jetzt in einer eigenen Zeile der Kapitalflussrechnung mit der Bezeichnung "Cashflow aus Derivaten, die die Voraussetzungen einer Absicherung von Nettoinvestitionen erfüllen, und Auszahlungen aus Derivaten". Die Vergleichsinformation für das Steuerjahr 2011 wurde nicht angepasst, weil der Cashflow im Zusammenhang mit diesen Geschäften für 2011 nicht wesentlich war.

Anhänge zum Konzernabschluss

GDF SUEZ SA, die Muttergesellschaft der GDF SUEZ Gruppe, ist eine französische Aktiengesellschaft (société anonyme) mit einem Verwaltungsrat, 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 gegründet.

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

Der Hauptsitz der Gruppe befindet sich in 1 place Samuel de Champlain, 92400 Courbevoie (Frankreich).

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

Die Gruppe gehört zu den weltweit führenden Energieversorgern und ist entlang der kompletten Energiewertschöpfungskette - upstream wie auch downstream - sowohl bei Strom als auch bei Erdgas aktiv. Sie folgt bei der Entwicklung ihrer Geschäftstätigkeit (Energie, Energiedienstleistungen und Umwelt) einem verantwortungsbewussten Wachstumsmodell, um den Herausforderungen zu begegnen, die sich aus der Deckung des Energiebedarfs, einer sicheren Versorgung, der Bekämpfung des Klimawechsels und der optimierten Ressourcennutzung ableiten.

Am 27. Februar 2013 wurde der Konzernabschluss für das am 31. Dezember 2012 beendete Jahr vom Verwaltungsrat der Gruppe genehmigt und zur Veröffentlichung freigegeben.

ANHANG 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 (endend am 31. Dezember 2011 und 2012) 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 am 31. Dezember 2012 beendete Jahr wurde gemäß IFRS erstellt, wie vom International Accounting Standards Board (IASB) veröffentlicht und von der Europäischen Union übernommen⁸ .

Die Rechnungslegungsstandards, die für den Konzernabschluss für das am 31. Dezember 2012 beendete Jahr zugrunde gelegt wurden, sind mit denen konsistent, die angewandt wurden, um den Konzernabschluss für das am 31. Dezember 2011 beendete Jahr zu erstellen, mit den Ausnahmen, die im folgenden Abschnitt 1.1.1 beschrieben sind.

1.1.1 IFRS-Standards, Änderungen und IFRIC-Interpretationen, die auf 2012 anzuwenden sind

―	Änderungen an IAS 12 - Ertragssteuern - Latente Steuern: Realisierung zugrunde liegender Vermögenswerte. Diese Änderungen treffen auf die Gruppe nicht zu.
―	Änderungen an IFRS 7 - Angaben: Übertragungen von finanziellen Vermögenswerten. Diese Änderungen wirken sich nicht wesentlich auf den Konzernabschluss für das am 31. Dezember 2012 beendete Jahr aus.

⁸ Verfügbar auf der Website der Europäischen Kommission: http://ec.europa.eu/internal_market/accounting/ias/index_fr.htm.

1.1.2 Ab 2013 geltende Änderung, deren vorzeitige Anwendung für 2011 die Gruppe gewählt hat

―	Änderung an IAS 1 - Darstellung von Posten des sonstigen Ergebnisses:

1.1.3 IFRS-Standards, Änderungen und IFRIC-Interpretationen, die auf 2013 anzuwenden sind

―	IFRS 13 - Bewertungen zum beizulegenden Zeitwert;
―	Änderungen an IAS 19 - Leistungen an Arbeitnehmer,
―	Änderungen an IFRS 7 - Angaben - Saldierung finanzieller Vermögenswerte und finanzieller Verbindlichkeiten;
―	Verbesserungen an IFRS 2009-2011⁹
―	IFRIC 20 - Abraumkosten in der Produktionsphase einer über Tagebau erschlossenen Mine. Diese Interpretation betrifft die Gruppe nicht.

Die Analysen der neuen Standards und Änderungen zeigen, dass von ihnen keine wesentliche Auswirkung auf die Gruppe per 1. Januar 2013 zu erwarten ist.

1.1.4 Nach 2013 geltende Standards und Änderungen

2014 geltende Standards und Änderungen

―	IFRS 10 - Konzernabschlüsse;
―	IFRS 11 - Gemeinschaftliche Vereinbarungen;
―	IFRS 12 - Angaben zu Beteiligungen an anderen Unternehmen;
―	Änderung an IAS 28 - Investitionen in assoziierte Unternehmen und Joint Ventures;
―	Änderungen an IAS 32 - Darstellung - Saldierung finanzieller Vermögenswerte und finanzieller Verbindlichkeiten;

⁹ Die Europäische Union hat diese Standards und Änderungen noch nicht angenommen.

Die potenzielle Auswirkung der Anwendung dieser Standards und Änderungen auf die Gruppe wird zurzeit bewertet.

2015 geltender Standard

―	IFRS 9 - Finanzinstrumente: Einstufung und Bewertung¹⁰

Die Auswirkung der Anwendung dieses Standards wird zurzeit bewertet.

1.1.5 Hinweis auf Übergangsoptionen für IFRS 1

Die Gruppe nutzte einige der nach IFRS 1 möglichen Optionen für ihre Umstellung auf IFRS im Jahr 2005. Die Optionen, die sich fortgesetzt auf die Konzernabschlüsse auswirken, sind:

―	Anpassungen von Umrechnungsdifferenzen: Die Gruppe hat entschieden, die kumulativen Anpassungen von Umrechnungsdifferenzen zum 1. Januar 2004 in das Konzerneigenkapital umzugliedern;
―	Unternehmenszusammenschlüsse: Die Gruppe hat gemäß IFRS 3 die Möglichkeit gewählt, Unternehmenszusammenschlüsse nicht anzupassen, die vor dem 1. Januar 2004 stattfanden.

1.2 Grundlage der Bewertung und Darstellung

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

Zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte oder Veräußerungsgruppen

Nach IFRS 5 "Zu Veräußerungszwecken gehaltene langfristige Vermögenswerte und aufgegebene Geschäftsbereiche" werden zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte und Veräußerungsgruppen zu dem niedrigeren Wert von Buchwert oder beizulegendem Zeitwert, abzüglich der Verkaufskosten, separat in der Bilanz dargestellt.

Vermögenswerte werden als "zur Veräußerung gehalten" eingestuft, wenn sie in ihrem bestehenden Zustand zum unmittelbaren Verkauf verfügbar sind, ihr Verkauf innerhalb eines Jahres ab Einstufung höchstwahrscheinlich ist, wenn das Management an einen Plan gebunden ist, den Vermögenswert zu verkaufen und aktiv ein Plan aufgestellt wurde, einen Käufer zu finden und den Plan abzuschließen. Um zu beurteilen, ob ein Verkauf höchstwahrscheinlich ist, betrachtet die Gruppe unter anderem Anzeichen von Interesse und Angebote, die von potenziellen Käufern abgegeben werden, und spezielle Risiken bei der Durchführung bestimmter Transaktionen.

¹⁰ Die Europäische Union hat diese Standards und Änderungen noch nicht angenommen.

1.3 Anwendung von Schätzungen und Ermessensentscheidungen

Die Finanzkrise veranlasste die Gruppe dazu, ihre Vorgehensweisen zur Risikoüberwachung zu intensivieren und für die Bewertung ihrer Finanzinstrumente eine Risikobewertung - insbesondere des Gegenparteirisikos - mit aufzunehmen. Die Schätzungen der Gruppe, die für Businesspläne und die Bestimmung von Abzinsungssätzen für Werthaltigkeitstests und zur Berechnung von Rückstellungen benutzt werden, berücksichtigen die Krisensituation und die daraus entstehende erhebliche Marktvolatilität.

1.3.1 Schätzungen

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

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

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

―	Bewertung des beizulegenden Zeitwerts von bei einem Unternehmenszusammenschluss erworbenen Vermögenswerten und übernommenen Verbindlichkeiten;
―	die Bewertung 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 Aufbereitung und Lagerung von radioaktiven Abfällen, Verpflichtungen zur Demontage, Rechtsstreitigkeiten, Pensionen und andere Leistungen für Arbeitnehmer (vgl. Abschnitt 1.4.15);
―	Finanzinstrumente (vgl. Abschnitt 1.4.11);
―	Bewertung noch nicht gemessener Umsatzerlöse, so genannter ungemessener Umsatzerlöse;
―	Bewertung angesetzter steuerlicher Verlustvorträge.

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

Die Hauptannahmen und Schätzungen für die Bestimmung des beizulegenden Zeitwerts von erworbenen Vermögenswerten und übernommenen Verbindlichkeiten enthalten die Marktaussichten für die Bewertung künftiger Zahlungsströme und 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 Sensibilität sich je nach Tätigkeit unterscheidet - für die Bewertung von Zahlungsströmen und die Ermittlung des Diskontierungssatzes. Änderungen dieser Annahmen können einen wesentlichen Einfluss auf die Bewertung des erzielbaren Betrags haben und zu Anpassungen von anzusetzenden Wertminderungsaufwendungen führen.

Die in Werthaltigkeitstests von für den Goodwill wesentlichen CGUs (vgl. Anhang 10.3 "Goodwill-Impairment-Test auf CGU-Ebene") getroffenen Annahmen sind folgende:

CGU Energie - Zentralwesteuropa ("CWE")

Die Cashflow-Projektionen für die Strom- und Gasaktivitäten in der Region CWE beruhen auf einer großen Zahl von Hauptannahmen, wie den langfristigen Preisen für die verschiedenen Brennstoffe und CO₂ , dem Trend bei der Nachfrage von Strom und Gas, den künftigen Marktaussichten, Prognosen für den Bedarf an neuen Erzeugungskapazitäten und Änderungen des regulatorischen Rahmens (insbesondere im Hinblick auf die Kernkraftkapazitäten in Belgien) und der Preisregulierung auf europäischen Energiemärkten. Schließlich stellen die Abzinsungssätze ebenfalls eine der Hauptannahmen bei der Berechnung des Nutzungswerts dieser Goodwilltragenden CGU dar.

CGU Verteilung (Unternehmenssparte Infrastrukturen der GDF SUEZ)

Die Cashflow-Projektionen werden auf der Grundlage des Tarifs "ATRD 4" für die öffentlichen Erdgasverteilungsnetze erstellt, der für die Dauer von vier Jahren am 1. Juli 2012 in Kraft trat, und nach der Höhe der Gesamtinvestitionen, die von der französischen Regulierungskommission (CRE) als Teil ihres Beschlusses zu ATRD 4 genehmigt worden ist. Der Schlusswert, der am Ende des mittelfristigen Businessplans errechnet wurde, entspricht der erwarteten regulatorischen Kapitalbasis (Regulated Asset Base - RAB) ohne Aufschlag Ende 2018. Die RAB ist der Wert, den der Regulator den Vermögenswerten zuweist, die der Verteiler betreibt.

CGU Global Gas & LNG

Die Hauptannahmen und -schätzungen beziehen sich vor allem auf die Abzinsungssätze, die geschätzten Kohlenwasserstoffpreise, Wechselkursänderungen Euro/US-Dollar und die Marktaussichten.

CGU Speicherstätten (Unternehmenssparte Infrastrukturen der GDF SUEZ)

Die Hauptannahmen beinhalten im Wesentlichen Prognosen für die Kapazitätsreserve, die erwartete Dauer, die erforderlich ist, damit sich die Öl- und Gaspreise anpassen, die Marktaussichten und insbesondere den mittelfristigen Trend bei der Gasnachfrage in Europa sowie die anzusetzenden Abzinsungssätze.

1.3.1.3 Schätzungen von Rückstellungen

Kennzahlen mit einem signifikanten Einfluss auf die Rückstellungsbeträge und insbesondere, aber nicht nur die für die Back-End-Kosten des Brennelementekreislaufs und den Abriss von Kernkraftwerken wie auch die für den Abbruch von Gasinfrastruktureinrichtungen in Frankreich beinhalten:

―	Kostenprognosen (vor allem das zugrunde gelegte Szenario für die Wiederaufarbeitung und Lagerung verbrauchter nuklearer Brennelemente),
―	den Zeitplan für Ausgaben (vor allem für Tätigkeiten der Stromerzeugung in Kernkraftwerken, den Zeitplan für die Wiederaufarbeitung abgebrannter Brennelemente und für den Abriss der Anlagen sowie im Hinblick auf die Gasinfrastrukturgeschäfte in Frankreich den Zeitplan zur Beendigung der Gasgeschäfte)
―	und den auf die Zahlungsströme angewandten Diskontierungssatz.

Diese Kenngrößen basieren auf Informationen und Schätzungen, die der Gruppe zum gegenwärtigen Zeitpunkt als geeignet erscheinen.

Die Änderung bestimmter Kennzahlen könnte eine signifikante Anpassung dieser Rückstellungen nach sich ziehen. Doch gibt es nach dem besten Wissen der Gruppe keine Information, die nahe legt, dass die angewandten Kennzahlen insgesamt nicht angemessen wären. Zudem ist sich die Gruppe keiner Entwicklungen bewusst, die eine wesentliche Auswirkung auf die eingebuchten Rückstellungen haben könnten.

1.3.1.4 Pensionen und andere Leistungsverpflichtungen für Arbeitnehmer

Pensionsverpflichtungen und andere Leistungsverpflichtungen für Arbeitnehmer werden auf der Basis versicherungsmathematischer Annahmen bemessen. Die Gruppe geht davon aus, dass die Annahmen zur Bemessung ihrer Verpflichtungen geeignet und dokumentiert sind. Änderungen dieser Annahmen können jedoch wesentliche Auswirkungen auf die daraus resultierenden Berechnungen haben.

1.3.1.5 Finanzinstrumente

Um den beizulegenden Zeitwert von Finanzinstrumenten zu bestimmen, die nicht auf einem aktiven Markt gelistet sind, verwendet die Gruppe Bewertungstechniken, die auf bestimmten Annahmen basieren. Änderungen dieser Annahmen können eine wesentliche Auswirkung auf die daraus resultierenden Berechnungen haben.

1.3.1.6 Umsatzerlöse

Umsatzerlöse, die bei Kundengruppen generiert werden, deren Energieverbrauch während der Rechnungslegungsperiode gemessen wird, besonders bei Kunden, die mit Niederspannungsstrom oder Niederdruckgas versorgt werden, werden zum Abschlussstichtag ausgehend von historischen Angaben, Verbrauchsstatistiken und geschätzten Verkaufspreisen geschätzt. Für Verkäufe über Netze, die von einer Vielzahl von Netzbetreibern genutzt werden, wird der Gruppe 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 Umsatzerlöszahlen nur geschätzt werden können.

Doch hat die Gruppe Mess- und Modellier-Tools entwickelt, die es gestatten, die Umsatzerlöse mit einem zufriedenstellenden Grad an Genauigkeit zu schätzen und auf diese Weise sicherzustellen, dass Fehlerrisiken in Verbindung mit der Schätzung verkaufter Mengen und den daraus resultierenden Umsatzerlösen als nicht wesentlich anzusehen sind. In Frankreich wird geliefertes, noch nicht in Rechnung gestelltes Erdgas ("Gas auf dem Gaszähler") mit einer direkten Darstellung berechnet, die den geschätzten Verbrauch durch die Kunden seit der letzten, noch nicht in Rechnung gestellten Ablesung berücksichtigt. Diese Schätzungen passen zu dem von den Netzmanagern in der gleichen Periode zugeteilten Energievolumen. Zur Bewertung des "Gases auf dem Zähler" wird der Durchschnittspreis genommen. Der angewandte Durchschnittspreis berücksichtigt die Kundenkategorie und den Zeitraum, über den das gelieferte und noch nicht in Rechnung gestellte Gas "auf dem Gaszähler" ist. Diese Schätzungen schwanken je nach Annahmen zur Bestimmung des Anteils nicht in Rechnung gestellter Umsatzerlöse am Jahresende.

1.3.1.7 Bewertung von Vermögenswerten aus steuerlichen Verlustvorträgen

Latente Steueransprüche werden als steuerliche Verlustvorträge angesetzt, wenn es wahrscheinlich ist, dass es einen steuerbaren Gewinn gibt, mit dem die steuerlichen Verlustvorträge verrechnet werden können. Die Wahrscheinlichkeit, dass es einen steuerbaren Gewinn gibt, mit dem die ungenutzten steuerlichen Verluste verrechnet werden können, basiert auf besteuerbaren temporären Differenzen in Verbindung mit der gleichen Steuerbehörde und der gleichen steuerlichen Einheit und auf Schätzungen künftiger steuerbarer Gewinne. Diese Schätzungen und Nutzungen steuerlicher Verlustvorträge wurden auf der Grundlage von Gewinn- und Verlusterwartungen erstellt, die im mittelfristigen Businessplan enthalten sind, und nötigenfalls auf der Basis zusätzlicher Prognosen.

1.3.2 Ermessensentscheidungen

Das Management der Gruppe stützt sich auf Schätzungen, es trifft aber auch Ermessensentscheidungen, um die angemessenen Rechnungslegungsmethoden für bestimmte Tätigkeiten und Geschäfte insbesondere dann zu bestimmen, wenn die geltenden IFRS-Standards und -Interpretationen nicht speziell auf die jeweiligen Rechnungslegungsprobleme eingehen.

Die Gruppe nutzt insbesondere ihren Ermessensspielraum, um die rechnungslegerische Behandlung von Konzessionsverträgen, die Einstufung von Vereinbarungen, die ein Leasing-Verhältnis enthalten, den Ansatz von Erwerben nicht beherrschender Beteiligungen 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 kurz- und langfristigen Vermögenswerte und Verbindlichkeiten der Gruppe im Konzernabschluss separat ausgewiesen. Für die meisten Tätigkeiten der Gruppe beruht die Zuordnung zu kurzfristigen und langfristigen Posten darauf, wann zu erwarten ist, dass Vermögenswerte verwertet oder Schulden getilgt sein werden. Vermögenswerte, deren Verwertung, oder Schulden, deren Tilgung für einen Zeitraum von 12 Monaten ab Abschlussstichtag erwartet werden, werden als kurzfristig klassifiziert, während alle sonstigen Posten als langfristig eingestuft werden.

1.4 Maßgebliche Rechnungslegungsmethoden

1.4.1 Konsolidierungskreis und -methoden

Die Gruppe wandte die Vollkonsolidierung, die Quotenkonsolidierung und die Equity-Methode als Konsolidierungsmethoden an:

―	Tochtergesellschaften (Unternehmen unter alleiniger Beherrschung der Gruppe) sind voll konsolidiert;
―	Gesellschaften, die die Gruppe gemeinschaftlich führt, sind entsprechend dem Anteil der Gruppe quotenkonsolidiert;
―	die Equity-Methode wird auf alle assoziierten Unternehmen angewandt, auf die die Gruppe erheblichen Einfluss ausübt. Nach dieser Methode setzt die Gruppe ihren Quotenanteil am Jahresergebnis des Unternehmens, in das investiert wird, in einer separaten Zeile der konsolidierten Gewinn- und Verlustrechnung als "Anteil am Jahresergebnis assoziierter Unternehmen" an.

Die Gruppe analysiert fallweise, welche Art der Beherrschung vorliegt, und berücksichtigt dabei die Situationen, die in IAS 27, 28 und 31 beschrieben sind.

Alle gruppeninternen Salden und Transaktionen werden bei der Konsolidierung eliminiert.

Eine Aufstellung der wichtigsten voll und quotenkonsolidierten Gesellschaften mit den Investitionen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, ist in den Anhängen zum Konzernabschluss enthalten.

1.4.2 Umrechnungsmethoden für Fremdwährung

1.4.2.1 Darstellung der Fremdwährung im Konzernabschluss

Der Konzernabschluss ist in Euro (€) dargestellt.

1.4.2.2 Funktionale Währung

Die funktionale Währung ist jene Währung, die im primären Wirtschaftsumfeld, in dem das jeweilige Unternehmen tätig ist, vorherrscht, 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 zu dem Wechselkurs verbucht, der am Tag der Transaktion gilt. An jedem Abschlussstichtag:

―	werden monetäre Vermögenswerte und Verbindlichkeiten in Fremdwährungen zu den Wechselkursen am Jahresende umgerechnet. Die damit verbundenen Gewinne und Verluste werden im Konzernabschluss in dem Jahr verbucht, auf das sie sich beziehen;
―	nicht-monetäre Vermögenswerte und Verbindlichkeiten in Fremdwährungen werden zu den Anschaffungskosten verbucht, die am Transaktionstag gelten.

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 sonstiges Ergebnis verbucht.

Anpassungen des Goodwill und des beizulegenden Zeitwerts aus dem Erwerb ausländischer Unternehmen werden als Vermögenswerte und Verbindlichkeiten dieser ausländischen Unternehmen eingestuft und daher in den funktionalen Währungen der Unternehmen ausgewiesen und zum Wechselkurs des Jahresendes umgerechnet.

1.4.3 Unternehmenszusammenschlüsse

Unternehmenszusammenschlüsse, die vor dem 1. Januar 2010 stattgefunden haben, sind nach IFRS 3 vor seiner Überarbeitung bilanziert worden. Gemäß der überarbeiteten Fassung von IFRS 3 wurden diese Unternehmenszusammenschlüsse nicht angepasst.

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

1.4.4 Immaterielle Vermögenswerte

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

1.4.4.1 Goodwill Ansatz des Goodwill

Durch die Geltung des überarbeiteten IFRS 3 ab 1. Januar 2010 muss die Gruppe Unternehmenszusammenschlüsse vor oder 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) über den Anteil der Gruppe am beizulegenden Zeitwert der identifizierbaren Vermögenswerte, Verbindlichkeiten und Eventualverbindlichkeiten des erworbenen Unternehmens zum Erwerbszeitpunkt hinaus dar (sofern nicht der Unternehmenszusammenschluss stufenweise erfolgt).

Bei einem stufenweisen Unternehmenszusammenschluss - d.h. wenn die Gruppe eine Tochtergesellschaft durch aufeinander folgende Anteilskäufe erwirbt - wird die Höhe des Goodwill für jedes Tauschgeschäft separat bestimmt, ausgehend von den beizulegenden Zeitwerten der identifizierbaren Vermögenswerte, Verbindlichkeiten und Eventualverbindlichkeiten des erworbenen Unternehmens zum Zeitpunkt jedes Tauschgeschäfts.

Nach dem 1. Januar 2010 durchgeführte Unternehmenszusammenschlüsse

Der Goodwill ist der Überschuss der Summe aus:

(i) der übertragenen Gegenleistung;

(ii) der Höhe nicht beherrschender Anteile an dem erworbenen Unternehmen und

(iii) bei einem stufenweisen Unternehmenszusammenschluss dem am Erwerbszeitpunkt beizulegenden Zeitwert des zuvor an dem erworbenen Unternehmen gehaltenen Eigenkapitalanteils;

über die am Erwerbszeitpunkt beizulegenden Nettozeitwerte der identifizierbaren erworbenen Vermögenswerte und die übernommenen Verbindlichkeiten hinaus.

Die Höhe des zum Erwerbszeitpunkt ausgewiesenen Goodwill darf nach dem Ende der Bewertungsperiode nicht angepasst werden.

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

Bewertung des Goodwill

Der Goodwill wird nicht abgeschrieben, sondern jährlich auf Werthaltigkeit getestet oder auch häufiger, wenn es Anzeichen für eine Wertminderung gibt. Werthaltigkeitstests werden auf der Stufe der Zahlungsmittel generierenden Einheiten (cash-generating units - CGUs) oder Gruppen von CGUs durchgeführt, die Gruppen von Vermögenswerten bilden, die Zahlungsmittelzuflüsse generieren, die weitgehend unabhängig von den Zahlungsmittelzuflüssen anderer Zahlungsmittel generierender 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 der Gruppe ausgewiesen.

1.4.4.2 Andere immaterielle Vermögenswerte

Entwicklungskosten

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

Entwicklungskosten werden aktiviert, wenn die in IAS 38 aufgestellten Kriterien zur Erfassung der Vermögenswerte erfüllt sind. Aktivierte Entwicklungskosten werden über die Nutzungsdauer der erfassten immateriellen Vermögenswerte abgeschrieben. Bei den Aktivitäten der Gruppe sind aktivierte Entwicklungskosten nicht wesentlich.

Andere intern generierte oder erworbene immaterielle Vermögenswerte

Zu den anderen immateriellen Vermögenswerten gehören hauptsächlich:

―	Beträge, die als Gegenleistung für Rechte im Zusammenhang mit Konzessionsverträgen oder Verträgen über öffentliche Dienstleistungen gezahlt oder empfangen wurden;
―	Kundenportfolios, die bei Unternehmenszusammenschlüssen erworben wurden;
―	Rechte an Kraftwerkskapazität: Die Gruppe trug zur Finanzierung des Baus bestimmter Kernkraftwerke bei, die von Dritten betrieben werden, und erhielt als Gegenleistung das Recht, über die Nutzungsdauer der Vermögenswerte einen Teil der Produktion zu kaufen. Diese Rechte werden über die Nutzungsdauer der zugrunde liegenden Vermögenswerte abgeschrieben, aber nicht mehr als 40 Jahre lang;
―	Entnahmerechte für Grund- und Oberflächenwasser, die nicht abgeschrieben werden, da sie unbegrenzt gewährt wurden;
―	Konzessionsvermögenswerte;
―	die Marke GDF Gaz de France und Gasversorgungsverträge, 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
Die wichtigsten Abschreibungszeiträume (Jahre)	Minimum	Maximum
Konzessionsrechte	10	65
Kundenportfolios	10	40
Andere immaterielle Vermögenswerte	1	40

Einige immaterielle Vermögenswerte mit unbegrenzter Nutzungsdauer wie Handelsmarken und Wasserentnahmerechte werden nicht abgeschrieben.

1.4.5 Sachanlagen

1.4.5.1 Erstmaliger Ansatz und nachfolgende Bewertung

Posten der Sachanlagen werden zu Anschaffungskosten, abzüglich etwaiger kumulierter planmäßiger Abschreibung und etwaigen kumulierten Wertminderungsaufwands erfasst.

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

Subventionen für Investitionen werden vom Bruttowert der jeweiligen Vermögenswerte abgezogen.

Gemäß IAS 16 enthalten die erstmaligen Anschaffungskosten der Sachanlage eine erstmalige Schätzung der Kosten für den Abbruch und das Abräumen des Gegenstandes und die Wiederherstellung des Standortes, auf dem er sich befindet, falls das Unternehmen aktuell gesetzlich oder faktisch verpflichtet ist, den Gegenstand abzubrechen oder den Standort wiederherzustellen. Eine entsprechende Rückstellung für diese Verpflichtung ist in Höhe dieses Bestandteils des Vermögenswerts verbucht.

Sachanlagen, die aus Finanzierungsleasings erworben wurden, werden im Konzernabschluss zu dem niedrigeren Wert von Marktwert oder Barwert der entsprechenden Mindestleasingzahlungen verbucht. Die entsprechende Schuld wird unter Fremdkapital erfasst. Diese Vermögenswerte werden nach den gleichen Methoden und Nutzungsdauern wie unten dargestellt abgeschrieben.

Der Konzern wendet IAS 23 an, wonach Fremdkapitalkosten, die direkt dem Bau eines qualifizierenden Vermögenswertes zuzuordnen sind, als Teil der Anschaffungskosten dieses Vermögenswerts aktiviert werden.

Kissengas

In die unterirdischen Speicher injiziertes "Kissen"-Gas ist entscheidend um zu sichern, dass Speicher effizient betrieben werden können und ist daher untrennbar von diesen Speichern. Anders als "Arbeits"-Gas, das zu den Vorräten gehört, wird Kissengas in den Sachanlagen erfasst. Es wird zum durchschnittlichen Einkaufspreis, zuzüglich Kosten für Wiederverdampfung, Transport und Injektion bewertet.

1.4.5.2 Planmäßige Abschreibung

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

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

	Nutzungsdauer
Die wichtigsten Abschreibungszeiträume (Jahre)	Minimum	Maximum
Anlagen und Maschinen
o Energie
Lagerung - Produktion - Transport - Verteilung	5	60^*
Installation - Instandhaltung	3	10
Hydraulische Anlagen und Maschinen	20	65
o Umwelt	2	70
Andere Sachanlagen	2	33

^* Ohne Kissengas

Die Spanne der Nutzungsdauer ergibt sich aus der Unterschiedlichkeit der Vermögenswerte jeder Kategorie. Die als Minimum angegebenen Zeiträume beziehen sich auf kleinere Ausrüstung und Möbel, während es bei den als Maximum angegebenen um Netzinfrastruktureinrichtungen und Speicherstätten geht. Im Einklang mit dem Gesetz über den schrittweisen Ausstieg aus der Kernenergie für die industrielle Stromerzeugung, das die belgische Abgeordnetenkammer am 31. Januar 2003 verabschiedet hat, wurde die Nutzungsdauer von Kernkraftwerken überprüft und prospektiv auf 40 Jahre ab 2003 angepasst.

Die Betriebsausstattung des Wasserkraftwerks, das die Gruppe betreibt, wird über die Vertragslaufzeit oder die Nutzungsdauer der Vermögenswerte abgeschrieben in Abhängigkeit davon, welche die kürzere ist, wobei die Verlängerung der Konzessionslaufzeit berücksichtigt wird, sofern eine solche Verlängerung angemessen sicher ist.

1.4.6 Vermögenswerte in Bezug auf Exploration und Förderung von Bodenschätzen

Die Gruppe wendet IFRS 6 - Exploration und Evaluierung von Bodenschätzen - an.

Geologische und geophysikalische Untersuchungen werden in dem Jahr verbucht, in dem sie angefallen sind.

Bis die technische Durchführbarkeit und die ökonomische Realisierbarkeit des Abbaus von Bodenschätzen bestätigt ist, werden Explorationskosten (ohne geologische und geophysikalische Untersuchungen) vorübergehend in "voraktivierten Explorationskosten" aktiviert. Diese Kosten für Erkundungsbohrungen werden zeitweilig aktiviert, wenn die beiden folgenden Bedingungen eintreten:

―

Es wurden genügend Vorräte gefunden, um eine Fertigstellung als produzierende Quelle zu rechtfertigen, wenn die erforderlichen Investitionen getätigt sind;

―

die Gruppe hat bei der Ermittlung vorhandener Vorräte signifikante Fortschritte gemacht, und das Projekt ist technisch und ökonomisch durchführbar. 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 von der Gruppe verlangt werden kann, auf entsprechende Genehmigungen für das Projekt von der Regierung oder von Dritten oder auf verfügbare Transportkapazität oder Verarbeitungskapazität in bestehenden Anlagen zu warten.

Nach dieser als "successful efforts" bekannten Methode werden die entsprechenden Kosten, wenn die Explorationsphase mit dem Nachweis wirtschaftlich nutzbarer Reserven endete, bei den Sachanlagen verbucht und über den Zeitraum, in dem die Vorräte abgebaut werden, abgeschrieben. Andernfalls werden die Kosten verbucht, wie sie anfallen.

Die planmäßige Abschreibung beginnt, wenn das Ölfeld die Produktion aufnimmt.

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 - Dienstleistungskonzessionsvereinbarungen: Angaben schreibt die Informationen vor, die in den Anhängen zum Jahresabschluss eines Konzessionsgebers und eines Konzessionsnehmers gegeben werden müssen, während es in IFRIC 12 um die Behandlung geht, die der Konzessionsnehmer für bestimmte Konzessionsvereinbarungen anwenden muss.

Diese Interpretationen enthalten die allgemeinen Merkmale von Konzessionsvereinbarungen:

―	Konzessionsvereinbarungen beziehen sich auf die Bereitstellung einer öffentlichen Dienstleistung und das Betreiben der dazugehörenden Infrastruktureinrichtung, zusammen mit speziellen Verpflichtungen zu Kapitalerneuerung und Ersatz;
―	der Konzessionsgeber ist vertraglich verpflichtet, der Öffentlichkeit diese Dienstleistungen anzubieten (dieses Kriterium muss erfüllt sein, damit die Übereinkunft als Konzession gilt);
―	der Konzessionsnehmer ist für mindestens einen Teil des Managements der Infrastruktureinrichtung verantwortlich und agiert nicht lediglich als Vertreter des Konzessionsgebers;
―	der Vertrag legt die Ausgangspreise fest, die der Konzessionsnehmer als Abgabe zu zahlen hat, und regelt Preisrevisionen über die Laufzeit der Konzession.

Damit eine Konzessionsvereinbarung in den Rahmen von IFRIC 12 fällt, muss die Nutzung der Infrastruktureinrichtung der Beherrschung durch den Konzessionsgeber unterliegen. Diese Forderung ist erfüllt, wenn:

―	der Konzessionsgeber kontrolliert oder bestimmt, welche Dienstleistungen der Konzessionsnehmer 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 Konzessionsnehmers an einer Infrastruktureinrichtung, die aufgrund einer Konzessionsvereinbarung betrieben wird, von der Partei bilanziert werden, die für die Zahlung verantwortlich ist. Demnach:

―

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

―

das Modell "finanzieller Vermögenswert" wird 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 entscheidendes Kriterium ist, doch sollte die Person, die letztendlich für die Zahlung verantwortlich ist, bekannt sein.

In Fällen, in denen die örtliche Behörde die Gruppe 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 die Gruppe, 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.

Diesen Grundsätzen folgend:

―	wird eine Infrastruktureinrichtung, zu der der Konzessionsnehmer vom Konzessionsgeber ohne Gegenleistung Zugang erhält, im Konzernabschluss nicht ausgewiesen;
―	Anfangsinvestitionen werden wie folgt erfasst:

―	Nach dem Modell des immateriellen Vermögenswerts stellt der beizulegende Zeitwert des Baus oder sonstiger Arbeit an der Infrastruktureinrichtung die Erwerbskosten des immateriellen Vermögenswerts dar, die angesetzt werden müssen, wenn die Infrastruktureinrichtung gebaut wird, vorausgesetzt, dass von diesem Werk zu erwarten ist, dass es künftigen wirtschaftlichen Nutzen generiert (z.B. im Falle von Arbeiten zum 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 Betrag, den der Konzessionsgeber zu erhalten hat, zu der Zeit ausgewiesen, in der die Infrastruktureinrichtung gebaut wird, zum beizulegenden Zeitwert des Baus und sonstig ausgeführter Arbeit;
―	Hat der Konzessionsgeber nur für einen Teil der Investition eine Zahlungsverpflichtung, werden die Kosten für den vom Konzessionsgeber garantierten Betrag bei den finanziellen Vermögenswerten erfasst, wobei die Saldierung in die immateriellen Vermögenswerte eingeht ("Mischmodell").

Erneuerungskosten sind Verpflichtungen aus Konzessionsvereinbarungen mit potenziell unterschiedlichen Vertragsbedingungen (Verpflichtung, den Standort wiederherzustellen, Erneuerungsplan, Kontenüberwachung 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).

Die anfallenden Kosten, mit denen der Vermögenswert wieder in seinen ursprünglichen Zustand versetzt wird, werden als Erneuerungsvermögenswert oder -schuld erfasst, wenn es einen zeitlichen Unterschied zwischen der Vertragspflicht, die nach einer zeitlichen Staffelung berechnet ist, und ihrer Umsetzung gibt.

Die Kosten werden fallweise auf der Grundlage der mit jeder Vereinbarung verbundenen Verpflichtungen berechnet.

Andere Konzessionen

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

Das trifft auf die Gasverteilung in Frankreich zu. Die entsprechenden Vermögenswerte werden nach IAS 16 angesetzt, 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

Gemäß IAS 36 werden Werthaltigkeitstests an Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerte durchgeführt, wenn es ein Anzeichen dafür gibt, dass der Vermögenswert wertgemindert sein könnte. Solche Anzeichen können Ereignisse oder Änderungen des Marktumfelds sein oder aus internen Informationsquellen kommen. Immaterielle Vermögenswerte, die nicht abgeschrieben werden, werden jährlich auf ihre Werthaltigkeit getestet.

Indikatoren für Wertminderung

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

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

―	externe Informationsquellen:

―	erhebliche Veränderungen des wirtschaftlichen, technischen, politischen oder Marktumfelds, in dem das Unternehmen arbeitet oder für das ein Vermögenswert vorgesehen 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;
―	fehlende Mittel für Explorations- & Förderaktivitäten.

Wertminderung

Im Einklang mit IAS 36 ist festgelegt, dass Posten von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten je nach Zweckmäßigkeit auf der Stufe des einzelnen Vermögenswerts oder der Zahlungsmittel generierenden Einheit (CGU) auf Werthaltigkeit getestet werden. Ist der erzielbare Betrag eines Vermögenswerts niedriger als sein Buchwert, wird der Buchwert auf den erzielbaren Betrag herabgesetzt, indem eine Wertminderung eingebucht wird. Wird ein Wertminderungsaufwand angesetzt, muss der Abschreibungsbetrag und möglicherweise die Nutzungsdauer der entsprechenden Vermögenswerte berichtigt werden.

Der für Sachanlagen oder immaterielle Vermögenswerte verbuchte Wertminderungsaufwand kann nachfolgend aufgeholt werden, sobald der erzielbare Betrag der Vermögenswerte wieder höher als ihr Buchwert ist. Der erhöhte Buchwert einer Sachanlage, der der Aufholung eines Wertminderungsaufwands zuzuschreiben ist, darf nicht den Buchwert übersteigen, der ermittelt worden wäre (planmäßige Abschreibung/Amortisation zu Buchwerten), wäre in früheren Perioden kein Wertminderungsaufwand angesetzt worden.

Bewertung des erzielbaren Betrags

Um den erzielbaren Betrag von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten prüfen zu können, werden die Vermögenswerte je nach Zweckmäßigkeit in Zahlungsmittel generierenden Einheiten (CGUs) zusammengefasst, und der Buchwert jeder Einheit wird ihrem erzielbaren Betrag gegenübergestellt.

Bei operativen Einheiten, die die Gruppe auf langfristiger und fortgeführter Basis halten möchte, entspricht der erzielbare Betrag eines Vermögenswerts seinem beizulegenden Zeitwert, abzüglich Verkaufskosten, oder seinem Nutzungswert, in Abhängigkeit davon, welches der höhere Betrag ist. Der Nutzungswert wird primär auf der Grundlage des Barwerts des künftigen Operating Cash Flow und eines Endwerts bestimmt. Standardbewertungsmethoden werden genutzt, die auf den folgenden wichtigen Wirtschaftsdaten basieren:

―	Abzinsungssätze, die auf den besonderen Merkmalen der jeweiligen operativen Einheiten beruhen;
―	Endwerte im Einklang mit den verfügbaren Marktdaten, die für die jeweiligen Geschäftssegmente spezifisch sind, und Wachstumsraten in Verbindung mit diesen Endwerten, die aber nicht die Inflationsrate übersteigen.

Abzinsungssätze werden nach Steuern ermittelt und auf Zahlungsströme nach Steuern angewandt. Die erzielbaren Beträge, die auf der Grundlage dieser Abzinsungssätze errechnet werden, sind die gleichen, die man erhält, wenn man Abzinsungssätze vor Steuern auf Zahlungsströme anwendet, die auf einer Vor-Steuer-Basis geschätzt wurden, wie IAS 36 verlangt.

Bei operativen Einheiten, für die die Gruppe den Verkauf beschlossen hat, wird der entsprechende Buchwert der jeweiligen Vermögenswerte auf den geschätzten Marktwert, abzüglich Veräußerungskosten, herabgesetzt. Bei laufenden Verhandlungen wird dieser Wert aufgrund der besten Schätzung ihres Ergebnisses per Abschlussstichtag ermittelt.

Hat sich der Wert verringert, wird in der Gewinn- und Verlustrechnung des Konzerns unter "Wertminderung" der Wertminderungsaufwand verbucht.

1.4.9 Leasings

Die Gruppe hält Vermögenswerte aus Leasing-Verträgen für ihre verschiedenen Aktivitäten.

Diese Leasings werden auf der Grundlage der Situationen und Indikatoren analysiert, die in IAS 17 dargelegt sind um zu bestimmen, ob es sich um Operating Leasings oder Finanzierungsleasings handelt.

Ein Finanzierungsleasing ist als ein Leasing definiert, bei dem alle maßgeblichen Eigentumsrechte und -pflichten an dem entsprechenden Vermögenswert auf den Leasingnehmer übergewälzt werden. Alle Leasing-Verhältnisse, die diese Definition eines Finanzierungsleasings nicht erfüllen, werden als Operating-Leasings eingestuft.

Die Gruppe zieht folgende wichtige Faktoren in Betracht um zu bewerten, ob ein Leasing-Verhältnis alle maßgeblichen Eigentumsrechte und -pflichten 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 bei Finanzierungsleasings

Beim erstmaligen Ansatz werden Vermögenswerte aus Finanzierungsleasings als Sachanlagen eingebucht und die entsprechende Schuld wird im Fremdkapital erfasst. Bei Mietbeginn werden Finanzierungsleasings mit Beträgen verbucht, die dem beizulegenden Zeitwert des geleasten Vermögenswerts entsprechen oder dem Barwert der Mindestleasingzahlungen, falls sie niedriger sind.

1.4.9.2 Rechnungslegung bei Operating-Leasings

Zahlungen bei einem Operating-Leasing werden für die Dauer des Leasingvertrags bei linearer Abschreibung als Aufwand erfasst.

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 bezeichnet werden. Im letztgenannten Fall sollte eine Finanzforderung ausgewiesen werden, um deutlich zu machen, dass die Finanzierung als von der Gruppe gewährt anzusehen ist, wobei sie als Leasinggeber gilt und ihre Kunden die Leasingnehmer sind.

Diese Interpretation betrifft die Gruppe hauptsächlich in folgendem Zusammenhang:

―	einige Energiekauf- und Verkaufsverträge, insbesondere, wenn der Vertrag dem Käufer von Energie ein exklusives Recht auf Nutzung einer Produktionsanlage einräumt;
―	bestimmte Verträge mit Industriekunden in Verbindung mit Vermögenswerten, die die Gruppe hält.

1.4.10 Vorräte

Vorräte werden nach den Kosten oder dem erzielbaren Nettowert bewertet, in Abhängigkeit davon, welcher der niedrigere ist. Der erzielbare Nettowert entspricht dem geschätzten Verkaufspreis im gewöhnlichen Geschäftsbetrieb, abzüglich der geschätzten Fertigstellungskosten und der geschätzten Kosten, die nötig sind, damit der Verkauf zustande kommt.

Die Anschaffungs- oder Herstellungskosten der Vorräte werden nach der Methode First-in-first-out oder der Durchschnittsmethode bestimmt.

Die gekauften Brennelemente verbrauchen sich im Laufe der Jahre im Stromerzeugungsprozess. Der Verbrauch dieses Brennelementevorrats wird auf der Grundlage von Schätzungen der erzeugten Strommenge je Brennelementeeinheit verbucht.

Gasvorräte

In die Untergrundspeicher 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 zu Sachanlagen).

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

Abflüsse aus den Vorräten der Gruppe werden nach dem Prinzip der Durchschnittsmethode bewertet.

Ein Wertminderungsaufwand wird ausgewiesen, wenn der Nettorealisierungswert 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 der Gruppe kostenfrei Treibhausgas-(THG)-Emissionsrechte eingeräumt. Laut Richtlinie müssen die Standorte jedes Jahr eine Anzahl Zertifikate abgeben, die gleich den Gesamtemissionen aus den Anlagen im vorhergehenden Kalenderjahr sind. Daher muss die Gruppe möglicherweise Emissionszertifikate auf den Märkten für Verschmutzungsrechte kaufen, um fehlende Zertifikate, die für die Rückgabe erforderlich sind, abzudecken.

Da es keine speziellen IFRS-Regelungen für die rechnungslegerische Behandlung von THG-Emissionszertifikaten gibt, hat die Gruppe beschlossen, folgende Prinzipien anzuwenden:

―	Emissionsrechte werden als Vorräte eingestuft, da sie sich im Produktionsprozess verzehren;
―	kostenfrei gewährte Emissionsrechte werden in der Bilanz zum Wert null verbucht;
―	auf dem Markt erworbene Emissionsrechte werden zu den Anschaffungskosten erfasst.

Am Jahresende bucht die Gruppe für den Fall eine Schuld ein, dass sie nicht genug Emissionsrechte hat, um ihre THG-Emissionen über die Periode abzudecken. Diese Schuld wird zum Marktwert der Zertifikate bewertet, die nötig sind, um die Verpflichtungen am Jahresende zu erfüllen.

1.4.11 Finanzinstrumente

Finanzinstrumente werden gemäß IAS 32 und IAS 39 angesetzt und bewertet.

1.4.11.1 Finanzielle Vermögenswerte

Zu den finanziellen Vermögenswerten gehören zur Veräußerung gehaltene Wertpapiere, Kredite und Forderungen, die zu fortgeführten Anschaffungskosten angesetzt werden, einschließlich Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und andere Forderungen und finanzielle Vermögenswerte, die als erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet sind, einschließlich derivative Finanzinstrumente. Im Konzernabschluss werden die finanziellen Vermögenswerte als kurzfristige und langfristige Vermögenswerte ausgewiesen.

Zur Veräußerung gehaltene Wertpapiere

Zu den "zur Veräußerung gehaltenen Wertpapieren" gehören Investitionen der Gruppe 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.

Beim erstmaligen Ansatz werden diese Posten zum beizulegenden Zeitwert bewertet, der allgemein den Anschaffungskosten zuzüglich Transaktionskosten entspricht.

Zu jedem Abschlussstichtag werden zur Veräußerung verfügbare Wertpapiere zum beizulegenden Zeitwert bewertet. Bei börsennotierten Wertpapieren wird der beizulegende Zeitwert nach der Marktpreisnotierung am Abschlussstichtag ermittelt. Bei nicht börsennotierten Wertpapieren wird der beizulegende Zeitwert mit Evaluierungsmodellen bewertet, die primär auf kürzlich vorgenommenen Markttransaktionen, diskontierten Dividenden und künftigen Zahlungsströmen oder dem Nettovermögenswert beruhen. Änderungen des beizulegenden Zeitwerts werden direkt im sonstigen Ergebnis verbucht, 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 angesetzt werden muss. In diesem Falle erscheint der Verlust im Ertrag unter "Wertminderung". Nur Wertminderungsaufwand, der für Schuldinstrumente angesetzt ist (Gläubigerpapiere/Schuldverschreibungen), kann durch Erträge aufgeholt werden.

Kredite und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten

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

Beim erstmaligen Ansatz werden diese Kredite und Forderungen zum beizulegenden Zeitwert zuzüglich Transaktionskosten verbucht. An jedem Bilanzstichtag werden sie zu fortgeführten Anschaffungskosten nach dem Effektivzinssatzverfahren bewertet.

Beim erstmaligen Ansatz werden die Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und andere Forderungen zum beizulegenden Zeitwert eingebucht, der im Allgemeinen ihrem Nennwert entspricht. Wertminderungsaufwand wird nach dem geschätzten Risiko der Nichteinziehung verbucht. In diesen Posten gehören 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 Wertpapiere 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 verbucht.

1.4.11.2 Finanzielle Verbindlichkeiten

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

Im Konzernabschluss werden die finanziellen Verbindlichkeiten als kurzfristige und langfristige Verbindlichkeiten ausgewiesen. Zu den kurzfristigen finanziellen Verbindlichkeiten gehören hauptsächlich:

―	finanzielle Verbindlichkeiten, die innerhalb von 12 Monaten ab Abschlussstichtag beglichen oder fällig werden;
―	finanzielle Verbindlichkeiten, bezüglich derer die Gruppe keinen unbedingten Anspruch darauf hat, die Begleichung um mindestens 12 Monate nach Abschlussstichtag zurückzustellen;
―	finanzielle Verbindlichkeiten, die vor allem zu Handelszwecken gehalten werden;
―	derivative Finanzinstrumente, die als Absicherungen des beizulegenden Zeitwerts geeignet sind, bei denen der Basiswert als kurzfristiger Posten eingestuft ist;
―	alle Commodity-Trading-Derivate, die nicht die Voraussetzung einer Absicherung erfüllen.

Bewertung von Fremdkapital und anderen finanziellen Verbindlichkeiten

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

Beim erstmaligen Ansatz werden etwaige Agien oder Disagien und Rabatte und Ausgabekosten zum Nennwert des entsprechenden Fremdkapitals addiert/subtrahiert. Diese Posten werden bei der Berechnung des Effektivzinssatzes berücksichtigt und daher über die Laufzeit des Fremdkapitals nach dem Verfahren der fortgeführten Anschaffungskosten in der Gewinn- und Verlustrechnung des Konzerns verbucht.

Bei strukturierten Schuldinstrumenten ohne Eigenkapitalbestandteil kann die Gruppe aufgefordert werden, ein "eingebettetes" Derivat aus dem Basisvertrag herauszulösen. Die Bedingungen, unter denen diese Instrumente zu trennen sind, werden im Folgenden dargelegt. Wird ein eingebettetes Derivat aus seinem Basisvertrag herausgelöst, wird der ursprüngliche Buchwert des strukturierten Instruments in einen eingebetteten Derivatbestandteil, der dem beizulegenden Zeitwert des eingebetteten Derivats entspricht, und einen Bestandteil der finanziellen Verbindlichkeit aufgegliedert, der der Differenz zwischen dem Ausgabebetrag und dem beizulegenden Zeitwert des eingebetteten Derivats entspricht. Die Trennung der Bestandteile beim erstmaligen Ansatz begründet keine Gewinne oder Verluste.

Späterhin wird die Schuld zu den fortgeführten Anschaffungskosten nach dem Effektivzinsverfahren verbucht, während das Derivat zum beizulegenden Zeitwert bewertet wird, wobei Änderungen des beizulegenden Zeitwerts in die Erträge eingehen.

Verkaufsoptionen bei nicht beherrschenden Beteiligungen

Zu den anderen finanziellen Verbindlichkeiten gehören vor allem Verkaufsoptionen, die die Gruppe hinsichtlich nicht beherrschender Beteiligungen gewährt.

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

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

―	Wird die Verkaufsoption erstmalig gewährt, wird der Barwert des Ausübungspreises als finanzielle Verbindlichkeit mit einer entsprechenden Verringerung der nicht beherrschenden Beteiligungen angesetzt. Ist der Wert der Verkaufsoption höher als der Buchwert der nicht beherrschenden Beteiligungen, wird die Differenz als Goodwill ausgewiesen;
―	zu jedem Abschlussstichtag wird die Höhe der finanziellen Verbindlichkeit geprüft, und alle Änderungen des Betrags werden mit einer entsprechenden Anpassung im Goodwill verbucht;
―	Dividendenzahlungen an nicht beherrschende Beteiligungen führen zu einer Erhöhung des Goodwill;
―	in der Gewinn- und Verlustrechnung der Gruppe wird den nicht beherrschenden Beteiligungen ihr Anteil am Ertrag zugeordnet. Im Konzernabschluss mindert der den nicht beherrschenden Beteiligungen zugeordnete Ertragsanteil den Buchwert des Goodwill. Für Änderungen des beizulegenden Zeitwerts von Verbindlichkeiten, die zu Lasten des Goodwill angesetzt werden, werden keine Finanzierungskosten ausgewiesen.

1.4.11.3 Derivative und Bilanzierung von Sicherungsgeschäften

Die Gruppe nutzt Finanzinstrumente, um ihre Marktrisiken zu steuern und zu verringern, die aus Schwankungen von Zinssätzen, Wechselkursen und Rohstoffpreisen vor allem für Gas und Strom erwachsen. Die Nutzung von Derivaten wird durch die Politik der Gruppe zum Umgang mit Risiken aus Zinssätzen, Devisen und Rohstoffen bestimmt.

Definition und Anwendungsbereich von derivativen Finanzinstrumenten

Derivative Finanzinstrumente sind Verträge: (i) deren Wert sich als Reaktion auf die Änderung einer oder mehrerer beobachtbarer Variablen ändert; (ii) die keine wesentlichen Anfangsnettoinvestitionen erfordern und die (iii) zu einem späteren Zeitpunkt beglichen werden.

Zu den Derivaten 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.

Zum Kauf und Verkauf von Strom und Erdgas analysiert die Gruppe systematisch, ob der Vertrag innerhalb der "gewöhnlichen" Geschäftstätigkeit geschlossen wurde und somit nicht in den Anwendungsbereich von IAS 39 fällt. Diese Untersuchung besteht zunächst darin nachzuweisen, dass der Kontrakt zu dem Zweck geschlossen und gehalten wird, eine physische Lieferung von Rohstoffen im Einklang mit dem erwarteten Kauf-, Verkaufs- oder Nutzungsbedarf der Gruppe vorzunehmen oder entgegenzunehmen.

Der zweite Schritt besteht darin zu zeigen, dass

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

Nur Verträge, die alle oben genannten Bedingungen erfüllen, werden als außerhalb des Anwendungsbereichs von IAS 39 stehend angesehen. Um diese Untersuchung zu untermauern, wird eine angemessene spezielle Dokumentation erstellt.

Eingebettete Derivate

Ein eingebettetes Derivat ist Bestandteil eines hybriden (zusammengesetzten) Finanzinstruments, das auch einen nicht derivativen Basisvertrag enthält, mit dem Ergebnis, dass ein Teil des Cashflows des zusammengesetzten Instruments ähnlichen Schwankungen unterliegt wie ein freistehendes Derivat.

Die wichtigsten Verträge der Gruppe, die eingebettete Derivate enthalten können, sind Verträge mit Klauseln oder Optionen zu Vertragspreis, Menge oder Fälligkeit. Das ist hauptsächlich bei Verträgen zum Kauf oder Verkauf nicht-finanzieller Vermögenswerte der Fall, deren Preis sich auf der Grundlage eines Index, eines Wechselkurses für eine Fremdwährung oder des Preises eines Vermögenswerts ändert, der nicht der Basiswert aus dem Vertrag ist.

Eingebettete Derivate werden vom Basisvertrag getrennt und als Derivate bilanziert, wenn

―	der Basisvertrag kein Finanzinstrument ist, das ergebniswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet wird;
―	wenn das eingebettete Derivat nach Trennung vom Basisvertrag die Kriterien für die Einstufung als derivatives Instrument erfüllt (Vorhandensein eines Basiswerts, keine wesentliche Nettoerstinvestition, Begleichung zu einem späteren Zeitpunkt) und
―	ihre Merkmale nicht eng mit denen des Basisvertrags verbunden sind. Ob die Merkmale des Derivats "eng" mit dem Basisvertrag verbunden sind, wird bei Vertragsunterzeichnung geprüft.

Vom Basisvertrag getrennte eingebettete Derivate werden im Konzernabschluss zum beizulegenden Zeitwert ausgewiesen, wobei Änderungen des beizulegenden Zeitwerts in den Erträgen erfasst werden (sofern nicht das eingebettete Derivat Teil eines designierten Absicherungsverhältnisses ist).

Sicherungsinstrumente: Ansatz und Darstellung

Derivative Instrumente, die die Kriterien von Sicherungsinstrumenten erfüllen, werden im Konzernabschluss ausgewiesen und zum beizulegenden Zeitwert bewertet. Doch richtet sich ihre rechnungslegerische Behandlung danach, ob sie eingestuft sind als:

―	Absicherung des beizulegenden Zeitwerts eines Vermögenswerts oder einer Verbindlichkeit;
―	eine Cashflow-Absicherung;
―	eine Absicherung einer Nettoinvestition in einem Auslandsgeschäft.

Absicherungen des beizulegenden Zeitwerts

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

Der Gewinn oder Verlust aus der Neubewertung des Sicherungsinstruments zum beizulegenden Zeitwert wird im Ertrag erfasst. Gewinn oder Verlust bei dem abgesicherten Gegenstand, der dem abgesicherten Risiko zuzuordnen ist, berichtigt den Buchwert des abgesicherten Gegenstands und wird auch im Ertrag ausgewiesen, wenn sich der abgesicherte Posten in einer Kategorie befindet, in der Änderungen des beizulegenden Zeitwerts als sonstiges Ergebnis erfasst werden. Diese beiden Berichtigungen werden in der Gewinn- und Verlustrechnung des Konzerns netto dargestellt, wobei sich der Nettoeffekt auf den unwirksamen Anteil des Sicherungsinstruments bezieht.

Absicherungen des Cashflow

Eine Cashflow-Absicherung ist ein Sicherungsinstrument gegen das Schwanken der Zahlungsströme, das den Ertrag der Gruppe beeinträchtigen könnte. Die abgesicherten Zahlungsströme könnten mit einem besonderen Risiko in Verbindung mit einem ausgewiesenen finanziellen oder nicht-finanziellen Vermögenswert oder einem Geschäft, das mit hoher Wahrscheinlichkeit erwartet wird, verbunden sein.

Der Teil des Gewinns oder Verlusts aus einem Sicherungsinstrument, der als effektive Absicherung ermittelt wird, wird direkt als sonstiges Ergebnis nach Steuern angesetzt, während der unwirksame Teil beim Ertrag ausgewiesen wird. Die Gewinne oder Verluste, die im Eigenkapital kumuliert wurden, werden in der Gewinn- und Verlustrechnung des Konzerns in die gleiche Rubrik umgegliedert wie Verlust oder Gewinn des abgesicherten Postens - d.h. kurzfristiges Betriebsergebnis für operative Cashflows und Finanzerträge oder -aufwendungen für sonstige Cashflows - in den gleichen Perioden, in denen sich die abgesicherten Zahlungsströme auf die Erträge auswirken.

Wird das Sicherungsverhältnis aufgegeben, insbesondere weil die Absicherung nicht länger als wirksam gilt, steht der kumulierte Gewinn oder Verlust aus dem Sicherungsinstrument weiterhin separat im Eigenkapital, bis es zu dem erwarteten Geschäft kommt. Ist jedoch das Geschäft nicht länger zu erwarten, wird der kumulative Gewinn oder Verlust aus dem Sicherungsinstrument im Ertrag ausgewiesen.

Absicherung einer Nettoinvestition in einem Auslandsgeschäft

Genau wie beim Cashflow-Hedging wird der Teil des Gewinns oder Verlusts aus dem Sicherungsinstrument, der ein Währungsrisiko wirksam absichern soll, direkt als sonstiges Ergebnis nach Steuern angesetzt, während der unwirksame Teil im Ertrag ausgewiesen wird. Die Gewinne oder Verluste, die im sonstigen Ergebnis kumuliert wurden, werden in die Gewinn- und Verlustrechnung des Konzerns übertragen, wenn die Investition verkauft wird.

Feststellen und Dokumentieren von Sicherungsverhältnissen

Die Sicherungsinstrumente und die abgesicherten Gegenstände werden zu Beginn des Sicherungsverhältnisses designiert. Das Sicherungsverhältnis wird in jedem Fall unter Angabe der Sicherungsstrategie, des abgesicherten Risikos und der Bewertungsmethode für die Wirksamkeit der Sicherung formell dokumentiert. Nur Derivatkontrakte mit externen Gegenparteien gelten als für das Hedge-Accounting in Frage kommend.

Die Wirksamkeit der Absicherung wird zu Beginn des Sicherungsverhältnisses bewertet und dokumentiert und dann fortlaufend während der Perioden, für die die Sicherung designiert war. Absicherungen gelten als wirksam, wenn Änderungen des beizulegenden Zeitwerts oder von Zahlungsströmen zwischen dem Sicherungsinstrument und dem gesicherten Gegenstand in einem Bereich von 80%-125% gegengerechnet werden.

Die Wirksamkeit der Absicherung wird mit verschiedenen Methoden prospektiv und retrospektiv nachgewiesen, die hauptsächlich auf einem Vergleich von Änderungen beim beizulegenden Zeitwert oder Cashflows zwischen Sicherungsinstrument und abgesichertem Posten beruhen. Auch Verfahren, die auf einer Analyse statistischer Korrelationen zwischen Angaben zu Anschaffungspreisen beruhen, kommen zur Anwendung.

Derivative Instrumente, die nicht die Kriterien des Hedge Accounting erfüllen: Erfassung und Darstellung

Diese Posten betreffen hauptsächlich derivative Finanzinstrumente, die für wirtschaftliche Absicherungen verwendet werden, die für rechnungslegerische Zwecke nicht oder nicht mehr als Sicherungsverhältnis dokumentiert worden sind.

Kommt ein derivatives Finanzinstrument nicht oder nicht mehr für das Hedge-Accounting in Frage, werden Änderungen des beizulegenden Zeitwerts direkt im Ertrag, derivative Instrumente mit nicht-finanziellen Vermögenswerten als Basiswert unter "Marktbewertung" oder "Marktbewertung von Rohstoffkontrakten, die nicht zu Handelszwecken gehalten werden" und Devisen, Zinssätze und Eigenkapitalderivate bei den Finanzerträgen oder -aufwendungen erfasst.

Derivate, die die Gruppe in Verbindung mit ihrer eigenen Energiehandelstätigkeit und dem Energiehandel im Auftrag von Kunden verwendet, und andere Derivate, die in weniger als 12 Monate ablaufen, werden in der Konzernbilanz bei den kurzfristigen Vermögenswerten und Schulden angesetzt, während Derivate, die nach diesem Zeitraum ablaufen, als langfristige Posten gelten.

Bewertung des beizulegenden Zeitwerts

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

Der beizulegende Zeitwert nicht börsennotierter Finanzinstrumente, für die es keinen aktiven Markt, aber beobachtbare Marktdaten gibt, wird mit Evaluierungstechniken wie Optionspreismodellen oder der abgezinsten Cashflow-Methode bestimmt.

Modelle zur Evaluierung dieser Instrumente berücksichtigen Annahmen, die auf Marktparametern beruhen:

―	der beizulegende Zeitwert von Zinsswaps wird nach dem Barwert künftiger Zahlungsströme berechnet;
―	der beizulegende Zeitwert von Devisentermingeschäften und Währungsswaps wird unter Bezug auf die jeweiligen Preise für Verträge mit ähnlichen Fälligkeiten errechnet, indem 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 Devisen- und Zinsoptionen wird mit Optionspreismodellen berechnet;
―	Commodity-Derivatkontrakte werden durch Bezug auf gelistete Marktpreise evaluiert, ausgehend vom Barwert künftiger Cashflows (Rohstoff-Swaps oder Commodity-Termingeschäfte), oder nach Optionspreismodellen (Optionen), in Abhängigkeit davon, wie die Marktpreisvolatilität berücksichtigt werden kann. Kontrakte mit Fälligkeiten, die die Tiefe von Transaktionen überschreiten, für die Preise beobachtet werden können, oder die besonders komplex sind, können ausgehend von internen Annahmen evaluiert werden;
―	im Falle komplexer Verträge mit unabhängigen Finanzinstitutionen verwendet die Gruppe 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 Kennzahlen, 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 werden in die Berechnung der Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente nicht aufgenommen und unter "Kurzfristiges Fremdkapital" eingebucht.

1.4.13 Eigene Anteile

Eigene Anteile werden zu Anschaffungskosten angesetzt und vom Eigenkapital abgezogen. Gewinne und Verluste bei Veräußerungen von eigenen Anteilen werden direkt im Eigenkapital verbucht und wirken sich daher nicht auf den Ertrag für die Periode aus.

1.4.14 Anteilsbasierte Vergütung

Nach IFRS 2 werden anteilsbasierte Vergütungen als Gegenleistung für erbrachte Leistungen als Personalkosten angesetzt. Diese Leistungen 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 die Gruppe ihren Mitarbeitern gewährt, werden am Ausgabetag mit einem Binominalmodell für Optionen ohne Ausübungshürde oder mit einem Monte-Carlo-Preismodell für Optionen mit Ausübungshürde bewertet. Diese Modelle berücksichtigen die Merkmale des jeweiligen Plans (Ausübungspreis, Ausübungszeitraum, Ausübungshürden, sofern zutreffend), die Marktdaten zur Zeit der Bewilligung (Bewertung als risikolos, Aktienpreis, Volatilität, erwartete Dividenden) und eine verhaltensbezogene Annahme bezüglich der Begünstigten. Der ermittelte Wert wird über den Erdienungszeitraum bei den Personalkosten erfasst, gerechnet gegen das Eigenkapital.

1.4.14.2 Den Mitarbeitern gewährte Aktien und Performance Shares

Der beizulegende Zeitwert von Bonusaktienprogrammen wird unter Bezug auf den Aktienpreis am Tag der Gewährung geschätzt, wobei zu berücksichtigen ist, dass über den Erdienungszeitraum keine Dividenden gezahlt werden, und ausgehend von der geschätzten Umsatzhöhe bei den jeweiligen Mitarbeitern und der Wahrscheinlichkeit, dass die Gruppe ihre Leistungsziele erfüllen wird. Die Bewertung des beizulegenden Zeitwerts berücksichtigt auch die Nichtübertragbarkeitszeit bei diesen Instrumenten. Die Kosten für den Arbeitnehmern zugeteilte Aktien werden über den Erdienungszeitraum 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 externen Leistungskriterien unterliegen.

1.4.14.3 Aktienkaufprogramme für Arbeitnehmer

Unternehmenssparpläne der Gruppe ermöglichen Beschäftigten, Aktien zu einem Preis unterhalb des Marktpreises zu zeichnen. Der beizulegende Zeitwert von Instrumenten, die Arbeitnehmern aus Aktienkaufplänen bewilligt werden, wird am Tag der Gewährung geschätzt, ausgehend von dem Abschlag, der den Arbeitnehmern eingeräumt wird, und der Nichtübertragbarkeitsfrist für die gezeichneten Aktien. Die Kosten für die Aktienkaufprogramme für Arbeitnehmer werden vollständig ausgewiesen und gegen das Eigenkapital gebucht.

Instrumente des Barausgleichs

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

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

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 der Gruppe Verpflichtungen im Hinblick auf Pensionen, Vorruhestandszahlungen, Ruhestandsprämien und sonstige Leistungsprogramme. Solche Verpflichtungen gelten generell gegenüber allen Arbeitnehmern in den jeweiligen Unternehmen.

Die Verpflichtungen der Gruppe im Hinblick auf Pensionen und andere Leistungen an Arbeitnehmer werden im Einklang mit IAS 19 angesetzt und bewertet. Demnach:

―

werden die Kosten der beitragsorientierten Pläne ausgehend von der Beitragshöhe als Aufwand gebucht, die in der Periode zu zahlen ist;

―

werden die Verpflichtungen der Gruppe im Hinblick auf Pensionen und sonstige Leistungen für Arbeitnehmer aus den leistungsorientierten Plänen versicherungsmathematisch nach dem Anwartschaftsbarwertverfahren bemessen. Diese Berechnungen beruhen auf Annahmen zu Sterblichkeitsrate, Personalfluktuation und geschätzten künftigen Lohnerhöhungen sowie auf den speziellen wirtschaftlichen Bedingungen in jedem Land oder Tochterunternehmen der Gruppe. Abzinsungssätze werden unter Berücksichtigung der Rendite hochwertiger Unternehmensanleihen am Bewertungstag in dem entsprechenden geografischen Raum (oder von Staatsanleihen in Ländern, in denen es keinen repräsentativen Markt für solche Unternehmensanleihen gibt) ermittelt.

Rückstellungen werden eingebucht, wenn Verpflichtungen aus diesen Plänen, abzüglich des nicht erfassten nachzuverrechnenden Dienstzeitaufwands den beizulegenden Zeitwert der Planvermögenswerte übersteigen. Ist der Wert der Planvermögenswerte (nötigenfalls gedeckelt) größer als die entsprechenden Verpflichtungen, wird der Mehrbetrag als Vermögenswert in die "Anderen kurzfristigen Vermögenswerte" oder "Anderen langfristigen Vermögenswerte" gebucht.

Bezüglich der Leistungsverpflichtungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses hat die Gruppe 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 im sonstigen Ergebnis erfasst. Nötigenfalls werden Anpassungen aus der angewendeten Deckelung von Vermögenswerten an Nettovermögen in Verbindung mit überfinanzierten Plänen auf ähnliche Weise behandelt.

Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste aus sonstigen langfristigen Leistungen wie Treueprämien werden weiterhin unmittelbar im Ertrag ausgewiesen.

Der Zinsaufwand für Pensionen und sonstige Leistungsverpflichtungen für Arbeitnehmer und der erwartete Ertrag aus Planvermögenswerten werden als Finanzaufwand dargestellt.

1.4.15.2 Andere Rückstellungen

Die Gruppe bucht eine Rückstellung ein, wenn sie eine bestehende Verpflichtung hat (gesetzlich oder faktisch), von deren Ausgleich zu erwarten ist, dass sie zu einem Abfluss von Mitteln führt, die wirtschaftlichen Nutzen verkörpern ohne entsprechende Gegenleistung.

Eine Restrukturierungskostenrückstellung wird eingebucht, wenn die allgemeinen Kriterien für das Bilden einer Rückstellung erfüllt sind, d.h. wenn die Gruppe einen detaillierten förmlichen Plan für die Restrukturierung hat und angemessene Erwartungen bei denen auslöst, die die Restrukturierungsmaßnahmen durchführen, indem sie den Plan umzusetzen beginnen, oder indem die Betroffenen 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 der Gruppe sind Rückstellungen für die Aufbereitung und Lagerung von radioaktiven Abfällen, Rückstellungen für den Abbruch von Anlagen und Rückstellungen für die Kosten zur Wiederherstellung des Standorts. Der angewandte Abzinsungssatz (oder die Abzinsungssätze) spiegeln die geltenden Marktbewertungen des Zinseffekts und die Risiken für die spezielle Verbindlichkeit wider. Aufwendungen für die Auflösung von Abzinsungsanpassungen bei langfristigen Rückstellungen werden als sonstige Finanzerträge und -aufwendungen verbucht.

Eine Rückstellung wird gebildet, wenn die Gruppe eine bestehende gesetzliche oder faktische Pflicht hat, Anlagen abzubrechen oder einen Standort wiederherzustellen. Gleichzeitig wird ein Vermögenswert verbucht, indem diese Abbruchverpflichtung in den Buchwert der entsprechenden Anlagen aufgenommen wird. Anpassungen der Rückstellung aufgrund nachfolgender Änderungen des erwarteten Mittelabflusses, des Abbruchtermins oder des Abzinsungssatzes werden symmetrisch den Kosten des jeweiligen Vermögenswerts hinzugefügt oder von ihnen abgezogen. Die Auswirkungen einer Glattstellung der Abzinsung werden für die Periode als Aufwand erfasst.

1.4.16 Umsatzerlöse

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

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

Umsatzerlöse aus dem Verkauf von Waren werden bei Lieferung erfasst, d.h. wenn die maßgeblichen Eigentumsrechte und -pflichten auf den Käufer übergehen. Bei Dienstleistungen und Fertigungsaufträgen werden die Umsatzerlöse nach der Methode zur Teilgewinnrealisierung erfasst. In beiden Fällen werden die Umsatzerlöse erst erfasst, wenn der Transaktionspreis feststeht oder sich zuverlässig ermitteln lässt und die Erlangung der geschuldeten Beträge wahrscheinlich ist.

Umsatzerlöse werden zum beizulegenden Zeitwert der empfangenen oder zu empfangenden Gegenleistung 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 Energieverkauf

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

Ein Teil des Preises, den die Gruppe aus bestimmten langfristigen Energieverkaufsverträgen erhält, kann fix und nicht mengenbasiert sein. In seltenen Fällen kann sich der Festbetrag während der Vertragslaufzeit ändern. Nach IAS 18 werden Umsatzerlöse aus solchen Bestandteilen 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 Aufrechnung von Verkäufen und Käufen bei den "Umsatzerlösen" erfasst. Nach dem gleichen Prinzip wird bei Aufrechnung von Verkaufsverträgen und ähnlichen Kaufverträgen oder bei Abschluss von Verkaufsverträgen als Teil einer Kompensationsstrategie der Beitrag der operativen Energiehandelstätigkeit (Großhandel oder Arbitrage) zu den Vermögenswerten mit dem Ziel der Optimierung von Produktionsvermögen und der Portfolios für Brennstoffeinkauf/Energieverkauf auf Nettobasis bei den Umsatzerlösen angesetzt.

1.4.16.2 Erbringen von Dienstleistungen

Umwelt

Wasser

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

Bei Sanitärversorgung und Abwasserreinigung wird entweder der Preis für die Dienstleistungen in die Rechnung über die Wasserversorgung aufgenommen oder er wird den örtlichen Behörden oder den jeweiligen Industriekunden getrennt in Rechnung gestellt.

Provisionen von Konzessionsgebern werden als Umsatzerlöse verbucht.

Abfallentsorgung

Umsatzerlöse aus dem Sammeln von Abfällen werden allgemein nach gesammelter Tonnage und der vom Betreiber erbrachten Dienstleistung erfasst.

Umsatzerlöse aus anderen Formen der Aufbereitung (hauptsächlich Sortieren und Verbrennung) werden nach den Volumen erfasst, die der Betreiber verarbeitet, und die Nebeneinnahmen aus Recycling und Wiederverwendung, wie Verkauf von Papier, Pappe, Glas, Metallen und Kunststoffen in Sortierzentren und der Verkauf von Strom und Wärme in Verbrennungsanlagen.

Energiedienstleistungen

Diese Umsatzerlöse beziehen sich hauptsächlich auf Installation, Instandhaltung und Energiedienstleistungen und werden nach IAS 18 ausgewiesen, der verlangt, dass Dienstleistungen rechnungslegerisch nach der Methode der Teilgewinnrealisierung zu behandeln sind.

1.4.16.3 Leasing-Verträge und Fertigungsaufträge

Umsatzerlöse aus Fertigungsaufträgen werden mit der Methode der Teilgewinnrealisierung und allgemein nach den Bestimmungen in IAS 11 ermittelt. Je nach Vertrag kann der Grad der Fertigstellung entweder nach dem Anteil der bis zu dem Zeitpunkt angefallenen Kosten an den geschätzten Gesamtkosten des Geschäfts oder nach dem physischen Fortschritt der Vertrages nach Faktoren wie vertraglich vereinbarten Phasen ermittelt werden.

Die Umsatzerlöse enthalten auch Umsatzerlöse aus finanziellen Konzessionsvermögenswerten (IFRIC 12) und Forderungen aus Finanzierungsleasings (IFRIC 4).

1.4.17 Kurzfristiges Betriebsergebnis

Das kurzfristige Betriebsergebnis ist ein Indikator, den die Gruppe verwendet, um "eine Stufe der Operational Performance" darzustellen, "die als Teil eines Ansatzes genutzt werden kann, um den Erfolg der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit zu prognostizieren". (Das entspricht der CNC-Empfehlung 2009-R03 bezüglich des Formats von Jahresabschlüssen in Gesellschaften, die die IFRS anwenden.) Das kurzfristige Betriebsergebnis ist eine Zwischensumme, die dem Management hilft, die Performance der Gruppe besser zu verstehen, denn es schließt Elemente aus, die an sich wegen ihres ungewöhnlichen, irregulären oder einmaligen Charakters schwer vorherzusagen sind. Bei GDF SUEZ geht es bei diesen Elementen um die Marktbewertung für Rohstoffkontrakte, die nicht zu Handelszwecken gehalten werden, um Wertminderungsaufwand, Kosten von Restrukturierungsmaßnahmen, Änderungen des Konsolidierungskreises und sonstige Einmaleffekte; sie sind wie folgt definiert:

―	Die Marktbewertung für Rohstoffkontrakte, die nicht zu Handelszwecken gehalten werden, entspricht Änderungen des beizulegenden Zeitwerts (Marktbewertung) von Finanzinstrumenten in Verbindung mit Commodities, Gas und Strom, die nicht die Voraussetzungen für zu Handelszwecken gehaltene oder Absicherungsinstrumente erfüllen. Diese Verträge werden zur wirtschaftlichen Absicherung des laufenden Geschäftsverkehrs im Energiesektor genutzt. Da Änderungen des beizulegenden Zeitwerts dieser Instrumente, die nach IAS 39 im Ertrag angesetzt werden müssen, wesentlich und schwer vorhersagbar sein können, werden sie in einer gesonderten Zeile der Gewinn- und Verlustrechnung des Konzerns dargestellt.
―	Die Wertminderung schließt Wertminderungsaufwand bei Goodwill, materiellen und immateriellen Vermögenswerten, assoziierten Unternehmen und zur Veräußerung gehaltenen Wertpapieren ein;
―	Kosten für Restrukturierungsmaßnahmen betreffen 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, ausgehend von den Kriterien aus IAS 37;
―	Änderungen des Konsolidierungskreises.

Diese Zeile enthält:

―	Kosten beim Erwerb von beherrschenden Beteiligungen;
―	bei einem stufenweisen Unternehmenszusammenschluss Auswirkungen der Neubewertung von zuvor gehaltenen Eigenkapitalbeteiligungen zum beizulegenden Zeitwert am Erwerbszeitpunkt;
―	daraus entstehende Änderungen des beizulegenden Zeitwerts der bedingten Gegenleistung;
―	Gewinne oder Verluste aus Veräußerungen von Investitionen, die zu einer Änderung der Konsolidierungsmethode führen, sowie Auswirkungen der Neubewertung zurückbehaltener Anteile.

―	andere Einmaleffekte umfassen hauptsächlich Kapitalgewinne und -verluste bei Veräußerungen langfristiger Vermögenswerte und zur Veräußerung verfügbarer Wertpapiere.

1.4.18 Konsolidierte Kapitalflussrechnung

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

"Erhaltene Zinsen auf langfristige finanzielle Vermögenswerte" werden bei der Investitionstätigkeit eingestuft, denn sie stellen einen Ertrag aus Investitionen dar. "Auf Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente erhaltene Zinsen" erscheinen als Bestandteil der Finanztätigkeiten, denn die Zinsen können dazu genutzt werden, die Fremdkapitalkosten zu verringern. Diese Einstufung ist mit der internen Organisation der Gruppe konsistent, bei der Schulden und Zahlungsmittel zentral von der Finanzabteilung verwaltet werden.

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

Zahlungsströme im Zusammenhang mit der Zahlung von Steuern werden in einer separaten Zeile der konsolidierten Kapitalflussrechnung dargestellt.

1.4.19 Ertragssteueraufwand

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

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 Abschlussstichtag gelten oder in Kürze gelten werden. Gemäß den Festlegungen in IAS 12 werden jedoch keine latenten Steuern für temporäre Differenzen aus dem Goodwill angesetzt, für den ein Wertminderungsaufwand steuerlich nicht absetzbar ist, oder für das erstmalige Erfassen eines Vermögenswerts oder einer Verbindlichkeit in einer Transaktion, die (i) kein Unternehmenszusammenschluss ist und

(ii) zum Transaktionszeitpunkt weder den bilanziellen Ertrag noch den zu versteuernden Ertrag beeinflusst. Weiterhin werden latente Steuervermögenswerte nur in dem Umfang angesetzt, in dem wahrscheinlich ist, dass ein zu versteuerndes Einkommen vorhanden sein wird, mit dem die abziehbare zeitliche Differenz verrechnet werden kann.

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

Eine latente Steuerschuld wird für alle steuerbaren zeitlichen Differenzen im Zusammenhang mit Investitionen in Tochtergesellschaften, Niederlassungen und assoziierte Unternehmen und Anteilen an Gemeinschaftsunternehmen angesetzt, es sei denn, die Gruppe ist in der Lage, das Timing für die Auflösung temporärer Differenzen zu steuern und es ist wahrscheinlich, dass die temporäre Differenz in absehbarer Zukunft nicht aufgelöst wird.

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

An jedem Abschlussstichtag werden die latenten Steuern überprüft, um Faktoren wie die Auswirkung von geänderten Steuergesetzen und die Aussichten auf Erstattung 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 durch Division des Anteils der Gruppe am Nettogewinn für das Jahr durch die gewichtete durchschnittliche Zahl der während des Jahres im Umlauf befindlichen Stammaktien errechnet. Die Durchschnittszahl von während des Jahres in Umlauf befindlichen Stammaktien ist die Zahl der Stammaktien, die zu Jahresbeginn im Umlauf sind, angepasst um die Zahl der Stammaktien, die im Laufe des Jahres zurückgekauft oder ausgegeben wurden.

Die gewichtete Durchschnittszahl von Aktien und das Ergebnis je Aktie werden angepasst, um die Auswirkung der Umwandlung oder Ausübung potenziell verwässerter Stammaktien zu berücksichtigen (Optionen, Optionsscheine und Wandelanleihen usw.).

ANHANG 2 WICHTIGE ÄNDERUNGEN DER KONZERNSTRUKTUR

2.1 International Power

2.1.1 Erwerb von nicht beherrschenden Anteilen

Am 29. Juni 2012 schloss die Gruppe den Erwerb von 30,26% nicht beherrschender Anteile an International Power ab, nachdem die zuständigen britischen Behörden der Transaktion zugestimmt haben. GDF SUEZ hält nun 100% der Stimmrechte bei der International Power Group. Am 2. Juli 2012 wurden die Aktien der International Power plc von der Londoner Börse entfernt.

Im Einklang mit der britischen Gesetzgebung und mit Zustimmung von über 99% der Minderheitsaktionäre von International Power auf ihrer Hauptversammlung am 7. Juni 2012 wurde das Kaufangebot als Teil einer Vergleichsvereinbarung von 418 Pence je Stammaktie von International Power plc durchgeführt.

Der Kaufpreis für die 1.542 Mio. International Power plc-Stammaktien, die noch nicht von der Gruppe gehalten wurden, betrug 7.974 Mio. € (6.445 Mio. £). Am 12. Juli 2012 wurde eine Barzahlung von 7.875 Mio. € geleistet, und Schuldscheine mit einem Nennwert von 99 Mio. € wurden ausgestellt. Diese nicht nachrangigen Schuldscheine erbringen Jahreszinsen von 0,25%.

2.1.2 Kauf der International Power plc-Aktien aus der Umwandlung von Wandelanleihen in International Power plc-Aktien

Im dritten Quartal kaufte die Gruppe 346 Millionen International Power plc-Aktien, die zwischen dem 1. Juli und dem 28. August 2012 infolge von Umwandlungen aufgelegt worden sind, die Inhaber von Wandelanleihen in International Power plc-Aktien vorgenommen haben. Laut Vergleichsvereinbarung erhielten Inhaber, die ihre Umwandlungsoption ausübten, 418 Pence je International Power plc-Aktie. Die von der Gruppe in Verbindung mit diesen Käufen gezahlte Gesamtgegenleistung betrug 1.828 Mio. €.

Am 27. September 2012 zahlte die Gruppe 25 Mio. € für die in International Power plc-Aktien umwandelbaren Anleihen zum Nennwert, die sich nach diesen Transaktionen noch im Umlauf befanden.

2.1.3 Auswirkung auf den Konzernabschluss per 31. Dezember 2012

Die nachstehende Tabelle fasst die einzelne und Gesamtauswirkung der unter 2.1.1 und 2.1.2 beschriebenen Transaktionen auf die Zahlungsströme für die Periode, die Höhe der Nettoschuld und das Eigenkapital zusammen.

in Millionen Euro	Geleistete Auszahlungen	Erhöhung der Nettoschuld	Im Aktienkapital erfasste Wirkung	Bei den nicht beherrschenden Anteilen erfasste Wirkung	Wirkung auf das Gesamteigenkapital
Erwerb von 30,26% nicht beherrschender Anteile an International Power	7.875	7.974	(2.133)	(5.841)	(7.974)
Transaktionsentgelte	112	112	(88)	-	(88)
Kauf der International Power plc-Aktien, aufgelegt nach der Umwandung von Wandelanleihen in International Power plc-Aktien	1.828	723	(288)		(288)
Tilgung des Saldos der in International Power plc-Aktien wandelbaren Anleihen zum Nennwert	25
SUMME	9.840	8.809	(2.509)	(5.841)	(8.350)

Die Auszahlung von 9.840 Mio. € erscheint in den Zeilen "Änderungen der Höhe der Beteiligung an beherrschten Unternehmen" (9.815 Mio. €) und "Rückzahlung von Fremdkapital und Schulden" (25 Mio. €) der Kapitalflussrechnung.

Erwerb von 30,26% nicht beherrschender Anteile an International Power

Da das Geschäft zwischen Eigentümern stattfand, wurde die Differenz von 2.133 Mio. € zwischen dem Kaufpreis von 7.974 Mio. € und dem Buchwert der 30,26% nicht beherrschenden Anteile vom Aktienkapital abgezogen.

Die Transaktionsentgelte von 112 Mio. € eingeschlossen, die durch Abzug von Aktienkapital erfasst worden sind, führte dieses Geschäft zu einer Verringerung des Gesamteigenkapitals um 8.062 Mio. € per 31. Dezember 2012.

Kauf der International Power plc-Aktien aus der Umwandlung von Wandelanleihen und Rückzahlung des Saldos der Wandelanleihen

Die Transaktionen im Zusammenhang mit dem Kauf von International Power plc-Aktien für einen Betrag von 1.828 Mio. € und die Rückzahlung des Saldos der Wandelanleihen von 25 Mio. € erhöhten die Nettoschuld um 723 Mio. €, da die 1.130 Mio. € aus dem Fremdkapital und den Schulden ausgebucht wurden, die den Anleihen entsprachen, die gewandelt oder zurückgezahlt wurden.

Der Kauf der in Aktien gewandelten Anleihen hatte eine Negativwirkung von 288 Mio. € auf das Aktienkapital. Diese Wirkung entspricht der Differenz zwischen den 1.828 Mio. € Kaufpreis und dem Buchwert der entsprechenden Wandelanleihen (1.635 Mio. €) und der dazugehörigen latenten Steueransprüche (95 Mio. €) in der Bilanz vor dem Abschluss dieser Transaktionen. Der Gesamtbuchwert dieser Wandelanleihen in der Bilanz beinhaltete folgende Posten: eine Finanzschuld von 1.105 Mio. €, eine derivative Verbindlichkeit von 505 Mio. €, die dem Eigenkapital-Bestandteil der in US-Dollar denominierten Wandelanleihen von International Power plc und dem Eigenkapital-Bestandteil der in Euro denominierten Wandelanleihen entsprechen; sie wurden mit 25 Mio. € als nicht beherrschende Anteile bilanziert.

Letztlich hatten diese Erwerbe nicht beherrschender Anteile keine erhebliche Auswirkung auf die Optionsprogramme von International Power (vgl. Anhang 24.3.5 "International Power -Performance-Share-Pläne").

2.2 Ankündigung der Nichtverlängerung der Aktionärsvereinbarung der SUEZ Environnement Company

Als Teil der Fusion mit Gaz de France 2008 schüttete SUEZ 65% der Aktien, die das Aktienkapital der SUEZ Environnement Company bilden, an seine Aktionäre aus. Somit hielt GDF SUEZ einen Anteil von 35% an der SUEZ Environnement Company, der sich später auf 35,8% erhöhte, und gewann die Beherrschung des Unternehmens mit einer Aktionärsvereinbarung, deren Parteien GDF SUEZ und die Hauptaktionäre der früheren SUEZ-Gruppe waren.

Am 5. Dezember 2012 kündigte die GDF SUEZ-Gruppe im Einvernehmen mit den anderen Parteien ihre Absicht an, die Vereinbarung nicht zu verlängern, wenn sie im Juli 2013 ausläuft. Mit Beendigung der Aktionärsvereinbarung verliert GDF SUEZ im Juli 2013 die Beherrschung der SUEZ Environnement Company. Infolgedessen wird die SUEZ Environnement Company ab diesem Zeitpunkt im Konzernabschluss von GDF SUEZ nach der Equity-Methode bilanziert. Nach IAS 27 -Konzern- und Einzelabschlüsse wird zu diesem Zeitpunkt ein Neubewertungsgewinn¹¹ des Anteils von 35,8% zum beizulegenden Zeitwert bilanziert. In Anbetracht des besonderen Charakters dieses Geschäfts, nämlich des Verlustes der defacto-Beherrschung wegen der Beendigung der Aktionärsvereinbarung und der Absicht der Gruppe, ihren 35,8%-Anteil an der SUEZ Environnement Company zu behalten, war die Gruppe der Ansicht, dass diese Transaktion nicht in den Geltungsbereich von IFRS 5 - Zur Veräußerung gehaltene langfristige Vermögenswerte und aufgegebene Geschäftsbereiche fällt. Ab Juli 2013 wird der Anteil von GDF SUEZ an der SUEZ Environnement Company nach der Equity-Methode bilanziert, während der entsprechende Anteil am Jahresüberschuss in den Ertrag aus fortgeführten Geschäftsbereichen eingeht. Der Lagebericht enthält eine Proforma-Information, um die Auswirkungen auf den Abschluss der GDF SUEZ-Gruppe abzubilden. Weiterhin wird der Beitrag von SUEZ Environnement zu den Hauptfinanzindikatoren der Gruppe per 31. Dezember 2012 in Anhang 3 "Segmentinformation" dargestellt.

¹¹ Nach dem Kurszettel vom 31. Dezember 2012 würde der Gewinn aus Neubewertung 178 Mio. € betragen.

2.3 Veräußerungen im Jahre 2012

2012 führte die Gruppe ihr Programm zur Portfolio-Optimierung fort, um die konsolidierte Nettoschuld zu verringern.

Die im Rahmen dieses Programms 2012 vorgenommenen Veräußerungen führten zu einem Abbau der Nettoschuld um 2.026 Mio. € im Vergleich zum 31. Dezember 2011.

Die Tabelle unten zeigt die kumulative Auswirkung dieser Veräußerungen auf den Jahresabschluss der Gruppe per 31. Dezember 2012:

in Millionen Euro	Veräußerungspreis	Abbau der Nettoschuld	Nettogewinn (-verlust) aus Veräußerungen und im Ertrag erfasste Änderungen des Umfangs
Veräußerung von 60% der kanadischen Aktivitäten im Bereich erneuerbare Energie	351	(952)	136
Veräußerung der Wärmekraftwerke in den Vereinigten Staaten
darunter Veräußerung des Kraftwerks Choctaw	200	(74)	4
darunter Veräußerung des Kraftwerks Hot Spring	200	(196)	(3)
darunter Veräußerung anderer Vermögenswerte	45	(41)	(5)
Veräußerung der Beteiligung an Sibelga - Strom- und Gasverteilung in Belgien	211	(209)	105
Veräußerung von 40% an der Hidd Power Company (Bahrain)	87	(87)	-
Veräußerung von Eurawasser (Deutschland)	95	(89)	34
Veräußerung von Breeze II (Deutschland/Frankreich)	30	(283)	(35)
Veräußerung der Beteiligung von 17,44% an HUBCO (Pakistan)	52	(52)	(9)
Sonstige	48	(42)	(3)
SUMME		(2.026)	222

Die Hidd Power Company, die Kraftwerke Choctaw und Hot Spring und die Anteile der Gruppe am T-Power-Projekt wurden per 31. Dezember 2011 als "Zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte" eingestuft. Bereits diese Einstufung führte zu einem Abbau der Nettoschuld per 31. Dezember 2011 von 580 Mio. €. Berücksichtigt man die Veräußerungspreise von 399 Mio. €, die 2012 eingegangen sind, haben diese vier Geschäfte daher zu einer Verringerung der Nettoschuld der Gruppe um 979 Mio. € geführt.

Zudem hat die Gruppe Geschäftsvorfälle als "Vermögenswerte mit Einstufung als zur Veräußerung gehalten" und "Verbindlichkeiten, die in direktem Zusammenhang mit Vermögenswerten stehen, die als zur Veräußerung gehalten eingestuft sind" ausgewiesen, die mit hoher Wahrscheinlichkeit innerhalb angemessener Zeit per 31. Dezember 2012 verkauft sind. Die entsprechenden Geschäfte werden in Anhang 2.4 "Zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte" beschrieben. Diese Einstufung in die Bilanz führte zu einem Rückgang der Nettoschuld um 946 Mio. €.

2.3.1 Veräußerung von 60% der kanadischen Aktivitäten im Bereich erneuerbare Energie

Am 14. Dezember 2012 verkaufte GDF SUEZ 60% seines kanadischen Portfolios im Bereich erneuerbare Energie an Mitsui & Co. Ltd. und ein Konsortium, an dessen Spitze Fiera Axium Infrastructure Inc. steht, für 451 Mio. kanadische Dollar (351 Mio. €).

Die übrigen 40% Beteiligung der Gruppe an den kanadischen Aktivitäten im Bereich erneuerbare Energie sind nach der Equity-Methode bilanziert worden. Gemäß IAS 27 wurde der verbleibende Anteil am Tag der Transaktion zum beizulegenden Zeitwert neu bewertet. Nach Berücksichtigung der Transaktionsentgelte generierte dieses Geschäft einen Gesamtgewinn von 174 Mio. kanadische Dollar (136 Mio. €), einschließlich 67 Mio. kanadische Dollar (52 Mio. €) aus der Neubewertung des verbliebenen Anteils (vgl. Anhang 5.4 "Änderungen des Konsolidierungskreises").

Diese Transaktion führte auch zu einem Abbau der Nettoschuld der Gruppe um 952 Mio. € per 31. Dezember 2012 (einschließlich der gezahlten Gegenleistung von 351 Mio. € und der Auswirkung der Nettoschuldausbuchung von 601 Mio. € auf die Bilanz der Geschäftstätigkeiten, die vor ihrer Veräußerung durch die Vereinbarung abgedeckt waren).

Der Beitrag der kanadischen Aktivitäten im Bereich erneuerbare Energie zum "Anteil der Gruppe am Nettogewinn" machte 2012 6 Mio. € aus (vor Berücksichtigung der Veräußerungserlöse) und 2011 -4 Mio. €.

2.3.2 Veräußerung von Wärmekraftwerken in den Vereinigten Staaten

2.3.2.1 Veräußerung des Kraftwerks Choctaw

Am 7. Februar 2012 schloss die Gruppe den Verkauf des 746-MW-Kombikraftwerks Choctaw in Mississippi für insgesamt 259 Mio. $ (200 Mio. €) ab.

Im Februar 2012 wurde eine erste Zahlung von 96 Mio. $ (74 Mio. €) geleistet. Der Restbetrag wurde im Januar 2013 gezahlt.

Der Veräußerungsgewinn betrug 4 Mio. €.

2.3.2.2 Veräußerung des Kraftwerks Hot Spring

Am 10. September 2012 schloss die Gruppe den Verkauf des 746-MW-Kombikraftwerks Hot Spring in Arkansas für insgesamt 257 Mio. $ (200 Mio. €) ab.

Der Veräußerungsverlust betrug -3 Mio. €.

2.3.2.3 Sonstige Veräußerungen

In der zweiten Hälfte 2012 verkaufte die Gruppe auch verschiedene Vermögenswerte im Energiebereich für insgesamt 58 Mio. $ (45 Mio. €). Die Einzel- und Gesamtwirkungen dieser Veräußerungen auf die Abschlüsse der Gruppe waren nicht wesentlich.

2.3.3 Veräußerung der Beteiligung an Sibelga - (belgischer Strom- und Gasversorger)

Am 31. Dezember 2012 verkaufte Electrabel ihre 30%ige Beteiligung an Sibelga, dem Gas- und Stromnetzbetreiber für Brüssel, an Interfin, das öffentliche Unternehmen im Kommunalverbund, für 211 Mio. €. Der Veräußerungsgewinn betrug 105 Mio. € (vgl. Anhang 5.4 "Änderungen des Konsolidierungskreises").

Dieses Geschäft stand im Einklang mit den zuvor zwischen der Gruppe und dem öffentlichen Sektor geschlossenen Vereinbarungen als Teil der Deregulierung der Energiemärkte und mit dem Wunsch der Europäischen Union und der belgischen Regierung, die Unabhängigkeit der Fernleitungs- und Versorgungsnetzbetreiber zu stärken.

2.3.4 Veräußerung eines Anteils von 40% an der Hidd Power Company (Bahrain)

Am 10. Mai 2012 verkaufte die Gruppe 40% des Aktienkapitals ihrer Tochtergesellschaft Hidd Power Company für 113 Mio. $ (87 Mio. €) an Malakoff International Ltd.

Die übrigen 30% Beteiligung der Gruppe an der Hidd Power Company werden nach der Equity-Methode bilanziert. Der Buchwert dieses assoziierten Unternehmens belief sich per 31. Dezember 2012 auf 33 Mio. €.

Die Transaktion hatte am 31. Dezember 2012 keine erhebliche Auswirkung auf die Gewinn- und Verlustrechnung.

2.3.5 Veräußerung von Eurawasser (Deutschland)

Am 13. Februar 2012 verkaufte die Gruppe ihre Tochtergesellschaft Eurawasser, die auf Wasserversorgung und Wasseraufbereitung spezialisiert ist, für 95 Mio. € an die Remondis Group. Der Veräußerungsgewinn betrug 34 Mio. € (vgl. Anhang 5.4 "Änderungen des Konsolidierungskreises").

2.3.6 Veräußerung von Breeze II (Deutschland/Frankreich)

Im Dezember 2012 schloss die Gruppe mit Christofferson Robb & Company ("CRC") eine Vereinbarung über die Finanzierung und das Management ihrer Tochtergesellschaft Breeze II, die Eigentümerin eines Portfolios von Windkraftanlagen mit einer Kapazität von 338 MW in Entwicklung in Frankreich und Deutschland ist. Gemäß dieser Vereinbarung verkaufte die Gruppe 70% der von Breeze II ausgegebenen Anleihen zusammen mit den damit verbundenen Rechten zur Kontrolle über die strategischen und operativen Entscheidungen von Breeze II. Nach dieser Transaktion übergab die Gruppe die Beherrschung von Breeze II an CRC und berücksichtigt den 30%igen Anteil nachrangiger Anleihen jetzt als finanziellen Vermögenswert in der Bilanz. Dieses Geschäft führte zu einem Veräußerungsverlust von -35 Mio. € in den Abschlüssen der Gruppe (vgl. Anhang 5.4 "Änderungen des Konsolidierungskreises") sowie zu einem Rückgang der Nettoschuld um 283 Mio. €.

2.3.7 Veräußerung von HUBCO (Pakistan)

Am 13. Juni 2012 verkaufte die Gruppe ihren gesamten Anteil von 17,44% an The Hub Power Company Ltd ("HUBCO"), einem unabhängigen Stromproduzenten in Pakistan, für 6,3 Mrd. pakistanische Rupien (52 Mio. €). Der Veräußerungsverlust betrug -9 Mio. €.

2.4 Zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte

Per 31. Dezember 2012 belief sich die Summe der "Vermögenswerte, die als zur Veräußerung gehalten eingestuft sind" und die Summe der "Verbindlichkeiten, die in direktem Zusammenhang mit Vermögenswerten stehen, die als zur Veräußerung gehalten eingestuft sind" auf 3.145 Mio. € bzw. 1.875 Mio. €.

Nachfolgend die Hauptkategorien von Vermögenswerten und Verbindlichkeiten, die in diese zwei Zeilen der Bilanz umgruppiert wurden:

in Millionen Euro	31. Dez. 2012	31. Dez. 2011
Sachanlagen, zu Buchwerten	2.282	1.125
Andere Vermögenswerte	864	173
SUMME VERMÖGENSWERTE, DIE ALS ZUR VERÄUSSERUNG GEHALTEN EINGESTUFT SIND	3.145	1.298
Fremdkapital und Schuld	1.259	596
Andere Verbindlichkeiten	616	231
SUMME VERBINDLICHKEITEN, DIE IN DIREKTEM ZUSAMMENHANG MIT VERMÖGENSWERTEN STEHEN, DIE ALS ZUR VERÄUSSERUNG GEHALTEN EINGESTUFT SIND	1.875	827

Per 31. Dezember 2012 umfassten die zur Veräußerung gehaltenen Vermögenswerte die Tochtergesellschaften IP Maestrale und Sohar Power Company (GDF SUEZ Energie International) und die Beteiligung an SPP (GDF SUEZ Energie Europa). Im Januar und Februar 2013 hatte die Gruppe zwei dieser Transaktionen (SPP und IP Maestrale) bereits zu Ende geführt und geht davon aus, dass die Veräußerung eines Teils seiner Beteiligung an der Sohar Power Company in der ersten Hälfte 2013 abgeschlossen ist.

Alle Vermögenswerte, die per 31. Dezember 2011 als zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte eingestuft waren, sind verkauft (Choctaw und Hot Spring in den Vereinigten Staaten zusammen mit der Beteiligung am T-Power-Projekt in Belgien), oder es kam zu einer Teilveräußerung, die 2012 zum Verlust der Beherrschung führte (Hidd Power Company).

Slovensky Plynárensky Priemysel a.s.-"SPP" (Slowakei)

Am 31. Dezember 2012 ging die Gruppe davon aus, dass die Veräußerung ihrer 24,5%igen Beteiligung an Slovensky Plynárensky Priemysel a.s. ("SPP"), dem slowakischen Gasversorger, durch die Veräußerung ihrer 50%igen Beteiligung an der Slovak Gas Holding ("SGH") in Anbetracht des fortgeschrittenen Standes der Verhandlungen mit den verschiedenen Parteien von hoher Wahrscheinlichkeit war und stufte daher diese Unternehmen, die quotenkonsolidiert waren, als "Zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte" ein.

Da der Buchwert dieser zur Veräußerung gehaltenen Gruppe höher als der erwartete Veräußerungspreis ist, hat die Gruppe einen Wertminderungsaufwand von -176 Mio. € angesetzt. Dieser Verlust wurde vollständig von dem Goodwill abgezogen, der dieser Gruppe von zur Veräußerung gehaltenen Vermögenswerten zugeordnet war.

In Anbetracht der positiven liquiden Mittel, die diese zur Veräußerung gehaltene Gruppe hielt, führte die Einstufung als "Zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte" zu einem Anstieg der Nettoschuld von 35 Mio. € per 31. Dezember 2012.

Der Beitrag von SPP zum "Anteil der Gruppe am Nettogewinn" betrug 2012 81 Mio. € (vor dem Wertminderungsaufwand in Verbindung mit seiner Einstufung als zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte) und 2011 128 Mio. €.

Der Verkauf war am 23. Januar 2013 abgeschlossen: Die Gruppe und E.ON verkauften an Energeticky a Prumyslovy Holding ("EPH") ihre Beteiligungen an SGH (an der die Gruppe und E.ON gleiche Anteile hielten), das ist die Holding, der ein Anteil von 49% an SPP gehört.

Diese Veräußerung veranschlagte den Wert der 24,5%igen Beteiligung an SPP mit 1.301 Mio. €. Die Gruppe erhielt am 23. Januar 2013 eine Zahlung von 1.127 Mio. €, die dem Veräußerungspreis von 1.301 Mio. €, abzüglich 59 Mio. € Dividenden, die im Dezember 2012 gezahlt worden waren, und einer garantierten aufgeschobenen Zahlung von 115 Mio. € entspricht, die 2015 geleistet wird.

Zu dem Zeitpunkt, an dem der Konzernabschluss 2012 zur Veröffentlichung genehmigt ist, bewirkte diese Transaktion eine Verringerung der Nettoschuld der Gruppe um 1.092 Mio. € (d.h. Zahlung von 1.127 Mio. €, abzüglich der verkauften Nettozahlungsmittel und -zahlungsmitteläquivalente von 35 Mio. €). Dieses Geschäft beendet auch das Schiedsgerichtsverfahren, das GDF SUEZ und E.ON vor der ICSID gegen den slowakischen Staat angestrengt haben (vgl. Anhang 27.1 "Gerichts- Und Wettbewerbsrechtliche Verfahren").

IP Maestrale (Italien und Deutschland)

Am 5. Dezember 2012 kündigte die Gruppe an, dass sie mit der ERG Group eine Vereinbarung über die Veräußerung von 80% des Aktienkapitals von IP Maestrale erreicht habe, eine Transaktion, die zum Verlust der Beherrschung dieser Tochtergesellschaft führen wird. Innerhalb der Unternehmenssparte GDF SUEZ Energie International betreibt IP Maestrale ein Portfolio an Windkraftanlagen in Italien (550 MW) und Deutschland (86 MW). Die Vereinbarung sieht auch vor, dass GDF SUEZ einen nicht beherrschenden Anteil von 20% an IP Maestrale behalten wird.

Da am 31. Dezember 2012 die Vorbedingungen für die Durchführung des Geschäfts (Genehmigung von den Wettbewerbsbehörden und dem Bankenpool von Maestrale) formal noch nicht vollständig erfüllt waren, wurden die Vermögenswerte und Verbindlichkeiten als "Zur Veräußerung verfügbare Vermögenswerte" eingestuft. Diese Einstufung führte zu einem Abbau der Nettoschuld der Gruppe um 737 Mio. € per 31. Dezember 2012.

Der Beitrag von IP Maestrale zum Anteil der Gruppe am Nettogewinn betrug 2012 51 Mio. €, 2011 waren es 9 Mio. €.

Diese Veräußerung wurde am 13. Februar 2013 wirksam. Die Gruppe erhielt eine Zahlung von 28 Mio. €, die dem Veräußerungspreis von 80% ihrer beherrschenden Anteile entsprechen. Der Veräußerungsgewinn ist nicht wesentlich. Zu dem Zeitpunkt, an dem der Konzernabschluss 2012 zur Veröffentlichung genehmigt ist, bewirkte diese Transaktion daher eine Verringerung der Nettoschuld der Gruppe um 765 Mio. € (dazu gehört die Auswirkung der Ausbuchung der Nettoschuld von IP Maestrale von 737 Mio. € und die Zahlung des Veräußerungspreises von 28 Mio. €).

Sohar Power Company SAOG (Oman)

Im Geschäftsjahr 2012 leitete die Gruppe die Veräußerung eines Teils ihrer Beteiligung an der Sohar Power Company SAOG ein, ein Geschäft, das zum Verlust der Beherrschung dieser Tochtergesellschaft führen wird. Die Gruppe geht davon aus, dass diese Teilveräußerung in der ersten Hälfte 2013 abgeschlossen ist.

2.5 Sonstige Transaktionen und Änderungen von Konsolidierungsmethoden im Jahr 2012

2.5.1 Erwerb eines zusätzlichen Anteils von 9,9% an Energia Sustentavel Do Brasil (Jirau)

In der zweiten Hälfte 2012 erwarb die Gruppe einen Anteil von 9,9% von Camargo Correa an Energia Sustentavel Do Brasil ("ESBR") für eine Gegenleistung in Höhe von 539 Mio. brasilianische Real (215 Mio. €). Die Gruppe hält jetzt einen Anteil von 60% an ESBR, das gegründet wurde, um das Wasserkraftwerk Jirau (3.750 MW) zu errichten, zu besitzen und zu betreiben.

Da dieser Erwerb die gemeinschaftliche Beherrschung von ESBR durch die Gruppe nicht ändert, wurde die Differenz von 31 Mio. € zwischen dem Kaufpreis von 215 Mio. € und dem Buchwert des erworbenen 9,9%igen Anteils als Goodwill in den Abschlüssen der Gruppe erfasst.

Per 31. Dezember 2012 wurden die 60% von ESBR in den Abschlüssen der Gruppe quotenkonsolidiert (vgl. Anhang 14 "Investitionen in Gemeinschaftsunternehmen").

2.5.2 Änderung der Konsolidierungsmethode für Senoko

Am 29. Juni 2012 haben die Partner und Anleger einer Änderung der Aktionärsvereinbarung bei Senoko zugestimmt, die den Verlust der gemeinschaftlichen Beherrschung dieser Gesellschaft bedeutet. Die 30%ige Beteiligung der Gruppe an Senoko, das zuvor quotenkonsolidiert war, wird jetzt nach der Equity-Methode bilanziert¹² . Der Buchwert dieses assoziierten Unternehmens belief sich per 31. Dezember 2012 auf 311 Mio. € (vgl. Anhang 13 "Investitionen in assoziierte Unternehmen"). Die Neubewertung des zuvor gehaltenen Anteils an diesem Unternehmen nach der Änderung der Konsolidierungsmethode ist nicht wesentlich.

¹² Diese Änderung der Konsolidierungsmethode führte insbesondere zu einer Verringerung der Nettoschuld der Gruppe von 526 Mio. €.

2.5.3. Sonstige Geschäftsvorfälle im Jahre 2012

Weiterhin fanden 2012 verschiedene Erwerbe, Eigenkapitalgeschäfte und Veräußerungen statt, einschließlich des Erwerbs von beherrschenden Beteiligungen an UCH Power (PvT) in Pakistan und des Erwerbs einer nicht beherrschenden Beteiligung an AES Energia Cartagena.

Die Einzel- und Gesamtwirkungen dieser Transaktionen auf die Abschlüsse der Gruppe waren nicht wesentlich.

2.6 Abschluss der Kaufpreisallokation deutscher Speicherstätten, die 2011 erworben worden waren

Am 31. August 2011 erwarb die Gruppe für 915 Mio. € die BEB Speicher GmbH ("BEB") und die ExxonMobil Gasspeicher Deutschland GmbH ("EMGSG"), die unterirdische Erdgasspeicher in Deutschland betreiben.

Die Rechnungslegung für diesen Unternehmenszusammenschluss war per 31. Dezember 2011 provisorisch. Der vorläufige Goodwill betrug 566 Mio. €.

2012 schloss die Gruppe ihre Überprüfung ab, um den beizulegenden Zeitwert der identifizierbaren erworbenen Vermögenswerte und der übernommenen Verbindlichkeiten am Erwerbstag zu ermitteln, und berücksichtigte Anpassungen gegenüber dem vorläufigen beizulegenden Zeitwert, der 2011 ausgewiesen worden war. Die Hauptanpassungen beziehen sich auf Industriespeicherstätten, deren beizulegender Zeitwert gegenüber den provisorischen Werten von 2011 um 153 Mio. € erhöht wurde, und die entsprechenden latenten Steuerschulden stiegen um 44 Mio. €. Infolge des Ansatzes dieser Anpassungen betrug der Goodwill bei diesem Erwerb 436 Mio. €.

Die Rechnungslegung für diesen Unternehmenszusammenschluss ist per 31. Dezember 2012 abgeschlossen.

2.7 Wichtige Transaktionen 2011

2.7.1 Erwerb der International Power Group

Der Erwerb der International Power Group ("International Power") durch GDF SUEZ, der am 10. August 2010 öffentlich angekündigt wurde, war am 3. Februar 2011 abgeschlossen.

Der Erwerb von International Power hatte die Form eines Beitrags von GDF SUEZ, der darin bestand, dass GDF SUEZ Energy International im Tausch gegen 3.554.347.956 neue Stammaktien von International Power plc, die am 3. Februar 2011 emittiert wurden, zu International Power überging. Im Ergebnis dieses Zusammenschlusses hält GDF SUEZ 69,78% der Stimmrechte der International Power Group.

Seit dem 3. Februar 2011 ist International Power in den Konzernabschlüssen von GDF SUEZ voll konsolidiert.

Der beizulegende Zeitwert der übertragenen Gegenleistung für den Erwerb von 69,78% von International Power wurde ausgehend vom Preis der International Power-plc-Aktien vom 3. Februar 2011, dem Termin des Unternehmenszusammenschlusses, berechnet. Der übertragene beizulegende Zeitwert betrug 5.130 Mio. € für 1.073 Mio. erworbene Aktien von International Power plc (d.h. 69,78% der vor der Transaktion vorhandenen International Power-plc-Aktien) multipliziert mit dem Aktienpreis vom 3. Februar von 4,08 £ je Aktie (zu einem Wechselkurs von 1 £ = 1,17 €).

Die endgültige Rechnungslegung für diesen Unternehmenszusammenschluss war per 31. Dezember 2011 abgeschlossen. Die folgende Tabelle zeigt die beizulegenden Zeitwerte, die den identifizierbaren Vermögenswerten und Verbindlichkeiten von International Power am Erwerbszeitpunkt zugewiesen wurden:

in Millionen Euro	Summe
Langfristige Vermögenswerte
Sachanlagen, zu Buchwerten	10.941
Andere langfristige Vermögenswerte	3.189
SUMME LANGFRISTIGE VERMÖGENSWERTE	14.129
Kurzfristige Vermögenswerte
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und andere Forderungen	1.081
Andere kurzfristige Vermögenswerte	473
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	1.232
SUMME KURZFRISTIGE VERMÖGENSWERTE	2.787
SUMME DER VERMÖGENSWERTE	16.916
Langfristige Verbindlichkeiten
Langfristiges Fremdkapital	7.451
Andere langfristige Verbindlichkeiten	1.434
SUMME LANGFRISTIGE VERBINDLICHKEITEN	8.885
Kurzfristige Verbindlichkeiten
Kurzfristiges Fremdkapital	669
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten	1.228
Andere kurzfristige Verbindlichkeiten	838
SUMME KURZFRISTIGE VERBINDLICHKEITEN	2.735
SUMME NETTOVERMÖGENSWERTE (100%)	5.296
Übertragener Kaufpreis	5.130
Neubewertung von zuvor gehaltenen Eigenkapitalanteilen an Hidd Power Company	32
Glattstellung von Devisenderivaten, die die Sonderdividende absichern	23
Nicht beherrschende Beteiligungen	2.932
GOODWILL	2.822

Dieser Erwerb führte zu einer Erhöhung des Eigenkapitals um 6.458 Mio. €, von denen 6.303 Mio. € mit nicht beherrschenden Beteiligungen verbunden sind. Die Auswirkung der restlichen 155 Mio. € auf das Aktienkapital entspricht der Auswirkung der Verwässerung von 30% der Beteiligung an GDF SUEZ Energy International als Ergebnis des Erwerbs einer beherrschenden Beteiligung von 69,78% an International Power.

Dieses Geschäft war im Februar 2011 abgeschlossen und hatte eine negative Nettowirkung von -427 Mio. € auf die Zahlungsströme der Gruppe, die sich wie folgt gliedert:

―	zum Erwerbszeitpunkt erworbene Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente: 1.232 Mio. €;
―	Ausschüttung einer Sonderdividende: -1.659 Mio. €.

2.7.2 Fertigstellung der Vereinbarung mit Acea Spa über die Beendigung der Partnerschaft beider Konzerne im Energiebereich in Italien

Die Vereinbarung vom 16. Dezember 2010, die die Partnerschaft und Aktionärsvereinbarung zwischen der Gruppe und Acea über Tätigkeiten im Energiebereich in Italien beendete, trat im ersten Quartal 2011 in Kraft. Die mit Acea geschlossene Gesamtvereinbarung über die Abwicklung von gegenseitigen Beteiligungen bedeutete für die Gruppe:

―	eine Erhöhung der Beteiligung an dem Stromproduzenten Tirreno Power von 35% auf 50% für 108 Mio. €;
―	die vollständige Übernahme der Aktivitäten von AceaElectrabel Trading (,AET") und AceaElectrabel Produzione ("AEP") für 20 Mio. € bzw. 76 Mio. €; zu dem Erwerb von AEP kam es nach einem "Spin off", zu dem die Übertragung von Vermögenswerten der Stromerzeugung für 130 Mio. € an Acea gehörte;
―	den Verkauf des Anteils von 40,59% der Gruppe an AceaElectrabel Elettricita ("AEE"), einem Unternehmen, das Gas und Strom vermarktet, für 57 Mio. € an Acea.

2.7.3 Sonstige Änderungen der Konzernstruktur 2011

in Millionen Euro	Veräußerungspreis	Abbau der Nettoschuld	Nettogewinn(-verlust) aus Veräußerungen und im Ertrag erfasste Änderungen des Umfangs	Im Aktienkapital ausgewiesene Wirkung
Veräußerung der Beteiligung von 22,5% an EFOG	631	(460)	355	-
Zugang eines nicht beherrschenden Anteilseigners mit 30% zu Exploration und Produktion	2.491	(2.298)	-	940
Veräußerung der Beteiligung an GDF SUEZ LNG Liquefaction	672	(579)	479	-
Zugang eines nicht beherrschenden Anteilseigners mit 25% zu GRTgaz	810	(1.100)	-	167
Investitionen in die Gas- und Stromversorgung in Belgien	-	(723)	533	-
Veräußerung von G6 Rete Gas	402	(737)	(38)	-
Veräußerung einer 70%-Beteiligung an Bristol Water	152	(386)	88	-
Veräußerung von Noverco	194	(194)	28	-
SUMME	5.352	(6.476)	1.446	1.107

2.7.3.1 Verkauf des Anteils der Gruppe an EFOG

EFOG war ein Joint Venture (quotenkonsolidiert) von GDF SUEZ (22,5%) und dem Betreiber Total E&P UK Limited (77,5%, Betreiber), der wiederum mit 46,2% an den Erdgas- und Kondensatfeldern Elgin-Franklin in der britischen Nordsee beteiligt war.

Am 31. Dezember 2011 verkaufte die Gruppe ihren 22,5%-Anteil an EFOG für eine Gegenleistung von 631 Mio. € an Total.

2.7.3.2 Zugang eines nicht beherrschenden Anteilseigners von 30% zu den Explorations- & Förderaktivitäten der Gruppe und Veräußerung der Beteiligung der Gruppe an GDF SUEZ LNG Liquefaction

Als Teil der mit der China Investment Corporation ("CIC") im August 2011 Unterzeichneten Kooperationsvereinbarung schlossen die Gruppe und CIC am 31. Oktober 2011 eine Vereinbarung über den Erwerb nicht beherrschenden Beteiligung an den Explorations- & Förderaktivitäten der Gruppe ("GDF SUEZ E&P") durch CIC. Der Erwerb eines 30%-Anteils an GDF SUEZ E&P für 3.257 Mio. $ (2.491 Mio. €) durch CIC wurde am 20. Dezember 2011 wirksam. Die Gruppe behält die alleinige Beherrschung von GDF SUEZ E&P.

Aus dem gleichen Vertrag verkaufte die Gruppe am 20. Dezember 2011 auch ihre Beteiligung an GDF SUEZ LNG Liquefaction, das einen 10%-Anteil an der Atlantic LNG-Verflüssigungsanlage in Trinidad & Tobago besitzt, für 879 Mio. $ (672 Mio. €).

2.7.3.3 Zugang eines nicht beherrschenden Anteilseigners von 25% zu GRTgaz

Am 27. Juni 2011 gingen die Gruppe und das Public Konsortium aus CNP Assurances, CDC Infrastructure und Caisse des Dépôts eine langfristige Partnerschaft bei Erdgasfernleitungen ein.

Gemäß der Investitionsvereinbarung erwarb das Konsortium 25% des Aktienkapitals und der Stimmrechte an GRTgaz (Erdgasfernleitungsnetz in Frankreich), einer Tochtergesellschaft der Gruppe, für 1.110 Mio. €. Die Gruppe behält die alleinige Beherrschung von GRTgaz.

2.7.3.4 Investitionen in die Strom- und Gasversorgung in Belgien

Nach verschiedenen Transaktionen mit dem Aktienkapital der flämischen gemischten Unternehmen im Kommunalverbund und Maßnahmen, die ihr Management betreffen, beendete die Gruppe per 30. Juni 2011 die Ausübung eines erheblichen Einflusses auf die flämischen gemischten Unternehmen im Kommunalverbund und wies ab diesem Zeitpunkt ihre Beteiligung an diesen gemischten Unternehmen im Kommunalverbund als "Zur Veräußerung verfügbare Wertpapiere" aus. Nach den geltenden Standards wird die Restbeteiligung zum beizulegenden Zeitwert angesetzt. Die Differenz zwischen Buchwert und beizulegendem Zeitwert (425 Mio. €) wurde in der Gewinn- und Verlustrechnung unter "Änderungen des Konsolidierungskreises" im Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit ausgewiesen.

Zudem generierten die verschiedenen Veräußerungen wallonischer gemischter Unternehmen im Kommunalverbund 2011 einen Veräußerungsgewinn von 108 Mio. €.

ANHANG 3 SEGMENTINFORMATION

3.1 Geschäftssegmente

Die nachstehend dargestellten Geschäftssegmente bilden die Segmente ab, die das Direktorium der Gruppe verwendet, um den Segmenten Mittel zuzuordnen und ihre Ertragskraft zu bewerten. Es wurden keine Segmente zusammengefasst. Das Direktorium der Gruppe ist der "Hauptentscheidungsträger" der Gruppe im Sinne von IFRS 8.

Per 1. Januar 2012 organisierte die Gruppe ihre Energiegeschäfte neu, indem sie zwei Unternehmenssparten - GDF SUEZ Energie International und GDF SUEZ Energie Europa - schuf und den Rahmen der Unternehmenssparte GDF SUEZ Global Gas & LNG neu definierte.

Die Gruppe ist nun um folgende sechs Geschäftssegmente herum organisiert: die Unternehmenssparten GDF SUEZ Energie International, GDF SUEZ Energie Europa, GDF SUEZ Global Gas & LNG, GDF SUEZ Infrastrukturen, GDF SUEZ Energiedienstleistungen und SUEZ Environnement.

―	Die Unternehmenssparte GDF SUEZ Energie International entspricht der International Power-Gruppe bis 31. Dezember 2011. Diese Tochtergesellschaften erzeugen und vermarkten Strom in Nordamerika, Lateinamerika, Asien, im Vereinigten Königreich und dem übrigen Europa, im Nahen Osten, Afrika und Australien. Sie verteilen und vermarkten auch Gas in Nordamerika, Asien, in der Türkei und Australien. GDF SUEZ Energie International ist im LNG-Import und bei der Wiederverdampfung in Nordamerika und Chile und in der Meereswasserentsalzung auf der arabischen Halbinsel aktiv.
―	Die Unternehmenssparte GDF SUEZ Energie Europa umfasst die folgenden früheren Geschäftssegmente: die Unternehmenssparte Energie Frankreich, die Geschäftsbereiche Energie Benelux & Deutschland und Energie Europa der Unternehmenssparte Energie Europa & International und die Geschäftsfelder "Gasversorgung" und "Absatz an Großkunden" innerhalb der Unternehmenssparte GDF SUEZ Global Gas & LNG. GDF SUEZ Energie Europa ist in der Stromproduktion und dem Energieverkauf in Kontinentaleuropa tätig. Sie betreibt die Vermögenswerte der Gruppe in Kontinentaleuropa auf den Gebieten Gas (mit Ausnahme der von der Unternehmenssparte Infrastrukturen geführten Infrastruktureinrichtungen) und Strom (mit Ausnahme bestimmter Vermögenswerte, die traditionell von GDF SUEZ Energie International in Italien, Deutschland, den Niederlanden, Spanien und Portugal betrieben werden).
―	Nach der Übertragung der Geschäftsfelder "Gasversorgung" und "Absatz an Großkunden" auf GDF SUEZ Energie Europa ist die Unternehmenssparte GDF SUEZ Global Gas & LNG nun im vorgelagerten Bereich der Erdgaswertschöpfungskette tätig. Im Bereich Explorations- & Förderaktivitäten engagiert sich die Unternehmenssparte bei der Exploration, bei der Erschließung und beim Betreiben von Öl- und Gasfeldern. Entlang der LNG-Kette managt die Unternehmenssparte ein Portfolio langfristiger Gaslieferverträge und Beteiligungen an Verflüssigungsanlagen, betreibt eine LNG-Flotte und besitzt Wiederverdampfungskapazitäten in LNG-Terminals. Global Gas & LNG verkauft einen Teil ihrer LNG-Lieferverträge an andere Unternehmen der Gruppe, insbesondere das Geschäftsfeld "Gasversorgung" der Unternehmenssparte GDF SUEZ Energie Europa.
―	Die Unternehmenssparte Infrastrukturen: Die Tochtergesellschaften dieses Segments betreiben den Transport, die Speicherung und Verteilungsnetze für Gas sowie LNG-Terminals im Wesentlichen in Frankreich und Deutschland. Sie verkaufen auch Zugangsrechte zu dieser Infrastruktur an Dritte.
―	Die Unternehmenssparte Energiedienstleistungen: Diese Tochtergesellschaften erbringen Dienstleistungen in Engineering, Installation, Instandhaltung und ihr übertragene Management-Aufgaben, insbesondere in Verbindung mit Strom- und Heizungsanlagen, Pipeline-Systemen und Energienetzen.
―	Die Unternehmenssparte SUEZ Environnement: Die Tochtergesellschaften dieses Geschäftssegments beliefern Privatkunden, örtliche Behörden und Industriekunden mit:

―	Dienstleistungen der Wasserversorgung und -aufbereitung, vor allem aus Konzessionsverträgen (Wassermanagement), und 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 Unternehmens-Holdings und Gesellschaften, bei denen der Finanzierungsbedarf der Gruppe zentralisiert ist.

Die vom Direktorium der Gruppe benutzten Methoden zum Ansatz und zur Bewertung dieser Segmente für die interne Berichterstattung sind die gleichen wie die zur Erstellung des Konzernabschlusses. Das EBITDA, das eingesetzte Industriekapital und Investitionsausgaben (CAPEX) sind mit dem Konzernabschluss abgestimmt.

Die wichtigsten Beziehungen zwischen operativen Segmenten - ohne den Übergang der Lieferverträge von GDF SUEZ Global Gas & LNG zu GDF SUEZ Energie Europa - betreffen die Unternehmenssparte GDF SUEZ Infrastrukturen und GDF SUEZ Energie Europa.

Dienstleistungen im Zusammenhang mit der Nutzung der Gasinfrastruktur der Gruppe in Frankreich werden nach regulierten Tarifen abgerechnet, die für alle Netznutzer gelten, mit Ausnahme der Speicherinfrastruktur. Die Preise für Vorhaltung und Nutzung von Speicherstätten werden von den Betreibern der Speicher festgelegt und basieren auf Versteigerungen der verfügbaren Kapazität.

Aufgrund der Bandbreite ihrer Unternehmenssparten und deren geografischer Verteilung bedient die Gruppe ein sehr vielfältiges Spektrum an Kunden und Situationen (Industrie, lokale Behörden und Privatkunden). Demzufolge vereint kein externer Kunde einzeln 10% oder mehr der konsolidierten Umsatzerlöse der Gruppe auf sich.

Die vergleichende Segmentinformation für 2011 wurde angepasst, um die Neuorganisation der Gruppe per 31. Dezember 2012 wiederzugeben.

3.2 Schlüsselindikatoren nach Geschäftssegment

UMSATZERLÖSE

	31. Dez. 2012			31. Dez. 2011
in Millionen Euro	Externe Umsatzerlöse	Gruppeninterne Umsatzerlöse	Summe	Externe Umsatzerlöse	Gruppeninterne Umsatzerlöse	Summe
Energie International	16.044	435	16.480	15.754	413	16.167
Energie Europa	44.418	1.666	46.084	41.270	1.517	42.787
Global Gas & LNG	4.759	3.186	7.945	3.135	3.689	6.824
Infrastrukturen	2.031	4.184	6.216	1.491	4.212	5.703
Energiedienstleistungen	14.693	230	14.923	14.206	204	14.409
SUEZ Environnement	15.093	10	15.103	14.819	10	14.829
Sonstige	-	-	-	-	-	-
Eliminierung interner Transaktionen	-	(9.712)	(9.712)	-	(10.044)	(10.044)
SUMME UMSATZERLÖSE	97.038		97.038	90.673		90.673

EBITDA

in Millionen Euro	31. Dez. 2012	31. Dez. 2011
Energie International	4.327	4.225
Energie Europa	4.180	4.078
Global Gas & LNG	2.377	2.074
Infrastrukturen	3.049	2.991
Energiedienstleistungen	1.018	1.005
SUEZ Environnement	2.426	2.513
Sonstige	(351)	(360)
SUMME EBITDA	17.026	16.525

KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS

in Millionen Euro	31. Dez. 2012	31. Dez. 2011
Energie International	2.931	2.754
Energie Europa	2.494	2.370
Global Gas & LNG	1.119	917
Infrastrukturen	1.805	1.793
Energiedienstleistungen	660	655
SUEZ Environnement	1.121	1.039
Sonstige	(610)	(550)
SUMME KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS	9.520	8.978

PLANMÄSSIGE ABSCHREIBUNG UND AMORTISATION

in Millionen Euro	31. Dez. 2012	31. Dez. 2011
Energie International	(1.391)	(1.484)
Energie Europa	(1.567)	(1.649)
Global Gas & LNG	(1.202)	(1.113)
Infrastrukturen	(1.233)	(1.178)
Energiedienstleistungen	(335)	(334)
SUEZ Environnement	(1.101)	(1.039)
Sonstige	(111)	(89)
SUMME PLANMÄSSIGE ABSCHREIBUNG UND AMORTISATION	(6.941)	(6.886)

EINGESETZTES INDUSTRIEKAPITAL

in Millionen Euro	31. Dez. 2012	31. Dez. 2011
Energie International	27.823	30.263
Energie Europa	24.028	25.460
Global Gas & LNG	4.967	5.639
Infrastrukturen	20.877	20.581
Energiedienstleistungen	3.141	3.030
SUEZ Environnement	13.683	13.628
Sonstige	884	938
SUMME EINGESETZTES INDUSTRIEKAPITAL	95.404	99.539

INVESTITIONSAUSGABEN (CAPEX)

in Millionen Euro	31. Dez. 2012	31. Dez. 2011
Energie International	12.947	2.513
Energie Europa	2.408	2.326
Global Gas & LNG	710	656
Infrastrukturen	1.752	2.672
Energiedienstleistungen	535	551
SUEZ Environnement	1.495	1.916
Sonstige	77	114
SUMME INVESTITIONSAUSGABEN	19.923	10.748

2012 beinhalten die Investitionsausgaben von GDF SUEZ Energie International einen Abfluss von 9.815 Mio. € in Verbindung mit dem Erwerb nicht beherrschender Anteile an International Power (vgl. Anhang 2.1 "International Power").

3.3 Schlüsselindikatoren nach geografischem Gebiet

Die nachfolgenden Beträge werden analysiert nach:

―	dem Bestimmungsort für Erzeugnisse und Dienstleistungen, die Umsatzerlöse betreffend;
―	geografischer Lage von Unternehmen des Konsolidierungskreises, das eingesetzte Industriekapital betreffend.

	Umsatzerlöse		Eingesetztes Industriekapital
in Millionen Euro	31. Dez. 2012	31. Dez. 2011	31. Dez. 2012	31. Dez. 2011
Frankreich	35.914	31.156	33.914	34.302
Belgien	11.110	11.817	3.943	4.010
Übrige EU-Länder	28.978	27.640	27.537	29.789
Übrige europäische Länder	1.040	1.676	1.426	1.691
Nordamerika	5.469	5.745	9.118	9.947
Asien, Naher Osten und Ozeanien	8.633	7.011	9.155	10.285
Südamerika	4.951	4.673	10.091	9.297
Afrika	941	957	219	216
SUMME	97.038	90.673	95.404	99.539

3.4 Abstimmung von Indikatoren und Konzernabschluss

3.4.1 Abstimmung von EBITDA und kurzfristigem Betriebsergebnis

Die Brücke zwischen EBITDA und kurzfristigem Betriebsergebnis wird wie folgt erklärt:

in Millionen Euro	31. Dez. 2012	31. Dez. 2011
Kurzfristiges Betriebsergebnis	9.520	8.978
Planmäßige Abschreibung, Amortisation und Rückstellungen	7.113	7.115
Anteilsbasierte Vergütungen (IFRS 2) und andere	118	138
Nettoauszahlungen aus Konzessionsverträgen	275	294
EBITDA	17.026	16.525

3.4.2 Abstimmung von eingesetztem Industriekapital und Posten der Bilanz

in Millionen Euro	31. Dez. 2012	31. Dez. 2011
(+) Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte, zu Buchwerten	99.617	103.346
(+) Goodwill	30.035	31.362
(-) Goodwill aus der Fusion Gaz de France - SUEZ⁽¹⁾	(11.592)	(11.832)
(-) Goodwill aus dem Zusammenschluss mit International Power⁽¹⁾	(2.750)	(2.894)
(+) Forderungen nach IFRIC 4 und IFRIC 12	2.682	2.483
(+) Investitionen in assoziierte Unternehmen	2.961	2.619
(+) Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und andere Forderungen	25.034	23.135
(-) Margenausgleich⁽¹⁾⁽²⁾	(800)	(567)
(+) Vorräte	5.423	5.435
(+) Andere kurzfristige und langfristige Vermögenswerte	9.974	10.628
(+) Latente Steuern	(10.421)	(11.659)
(-) Rückstellungen	(17.698)	(16.183)
(+) Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste im Aktienkapital (nach latenten Steuern)⁽¹⁾	1.336	1.156
(-) Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten	(19.481)	(18.387)
(+) Margenausgleich⁽¹⁾⁽²⁾	302	518
(-) Andere Verbindlichkeiten	(19.219)	(19.623)
EINGESETZTES INDUSTRIEKAPITAL	95.404	99.539

⁽¹⁾ Zur Errechnung des eingesetzten Industriekapitals sind die für diese Posten 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 die Gruppe getroffen hat, um bei Rohstoffgeschäften ihre Gefährdung durch Gegenparteirisiken zu verringern.

3.4.3 Abstimmung von Investitionsausgaben (CAPEX) und Posten der Kapitalflussrechnung

in Millionen Euro	31. Dez. 2012	31. Dez. 2011
Erwerbe von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten	9.177	8.898
Erwerb der Beherrschung über Tochterunternehmen, abzüglich erworbener Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	103	1.745
(+) erworbene Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	60	1.327
(-) Zahlung der Sonderdividende für International Power plc	-	(1.659)
Erwerbe von Investitionen in assoziierte Unternehmen und Joint Ventures	306	119
(+) erworbene Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	12	3
Erwerbe von zur Veräußerung verfügbaren Wertpapieren	142	258
Änderung bei Krediten und Forderungen, ausgereicht von der Gruppe und anderen	21	(60)
(+) Sonstige	1	(6)
Änderung des Eigentums an beherrschten Unternehmen	10.125	(2.974)
(+) erhaltene Zahlungen für die Veräußerung von nicht beherrschenden Anteilen	(24)	3.097
SUMME INVESTITIONSAUSGABEN	19.923	10.748

ANHANG 4 KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS

4.1 Umsatzerlöse

Die Umsatzerlöse der Gruppe gliedern sich wie folgt:

in Millionen Euro	31. Dez. 2012	31. Dez. 2011
Energieverkäufe	65.241	59.499
Erbringen von Dienstleistungen	29.750	28.953
Leasing-Verträge und Fertigungsaufträge	2.047	2.221
UMSATZERLÖSE	97.038	90.673

2012 beliefen sich die Umsatzerlöse aus Leasing-Verträgen und Fertigungsaufträgen auf 1.128 Mio. € bzw. 919 Mio. € (2011 waren es 1.056 Mio. € bzw. 1.165 Mio. €).

4.2 Personalkosten

in Millionen Euro	31. Dez. 2012	31. Dez. 2011
Kurzfristige Leistungen	(12.627)	(12.174)
Anteilsbasierte Vergütungen (vgl. Anhang 24)	(114)	(145)
Kosten für leistungsorientierte Pläne (vgl. Anhang 19.3.4)	(340)	(333)
Kosten für beitragsorientierte Pläne (vgl. Anhang 19.4)	(153)	(122)
PERSONALKOSTEN	(13.234)	(12.775)

4.3 Planmäßige Abschreibung, Amortisation und Rückstellungen

in Millionen Euro	31. Dez. 2012	31. Dez. 2011
Planmäßige Abschreibung und Amortisation (vgl. Anhänge 11 und 12)	(6.941)	(6.886)
Nettoänderung bei außerplanmäßigen Abschreibungen von Vorräten und Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstigen Vermögenswerten	(194)	(67)
Nettoänderung bei Rückstellungen (vgl. Anhang 18)	22	(163)
PLANMÄSSIGE ABSCHREIBUNG, AMORTISATION UND RÜCKSTELLUNGEN	(7.113)	(7.115)

Die planmäßige Abschreibung und Amortisation gliedert sich in 1.175 Mio. € für immaterielle Vermögenswerte und 5.807 Mio. € für Sachanlagen. Eine Gliederung nach Art des Vermögenswerts findet sich in den Anhängen 11 "Immaterielle Vermögenswerte" bzw. 12 "Sachanlagen".

ANHANG 5 ERGEBNIS DER GEWÖHNLICHEN GESCHÄFTSTÄTIGKEIT

in Millionen Euro	31. Dez. 2012	31. Dez. 2011
KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS	9.520	8.978
Marktbewertung von Warenverträgen, ohne Trading-Instrumente	109	(105)
Wertminderungsaufwand	(2.474)	(532)
Kosten für Restrukturierungsmaßnahmen	(342)	(189)
Änderungen des Konsolidierungskreises	155	1.514
Andere Einmaleffekte	165	18
ERGEBNIS DER GEWÖHNLICHEN GESCHÄFTSTÄTIGKEIT	7.133	9.684

5.1 Marktbewertung von Warenverträgen, ohne Trading-Instrumente

2012 stellt dieser Posten einen Nettogewinn von 109 Mio. € gegenüber einem Nettoverlust von105 Mio. € 2011 dar und veranschaulicht hauptsächlich:

―

Änderungen des beizulegenden Zeitwerts von Strom- und Erdgasverkaufs- und -kaufverträgen, die in den Geltungsbereich von IAS 39 fallen, und als wirtschaftliche Sicherungsinstrumente genutzte Finanzinstrumente, die aber nicht die Voraussetzungen für ein Hedge-Accounting erfüllen, was zu einem Nettogewinn von 138 Mio. € führt (gegenüber einem Nettoverlust von 125 Mio. € 2011). Dieser Gewinn geht hauptsächlich auf die positive Wirkung der Begleichung von Positionen mit einem negativen Marktwert per 31. Dezember 2011 zurück. Dieser Auswirkung eines Nettoüberschusses steht teilweise ein negativer Preiseffekt aufgrund von Änderungen der Terminpreise der zugrunde liegenden Rohstoffe während der Periode gegenüber;

―

den unwirksamen Bestandteil von Cashflow-Absicherungen, der einen Verlust von 29 Mio. € darstellt (gegenüber einem Gewinn von 20 Mio. € 2011).

5.2 Wertminderungsaufwand

in Millionen Euro	31. Dez. 2012	31. Dez. 2011
Wertminderungsaufwand:
Goodwill	(294)	(61)
Sachanlagen und andere immaterielle Vermögenswerte	(1.899)	(332)
Finanzielle Vermögenswerte	(212)	(212)
Investitionen in assoziierte Unternehmen	(144)	-
SUMME WERTMINDERUNGSAUFWAND	(2.549)	(605)
Aufholungen von Wertminderungsaufwand:
Sachanlagen und andere immaterielle Vermögenswerte	67	45
Finanzielle Vermögenswerte	8	28
SUMME AUFHOLUNGEN VON WERTMINDERUNGSAUFWAND	75	73
SUMME	(2.474)	(532)

Der Wertminderungsaufwand von 2.474 Mio. € verteilt sich hauptsächlich auf die Unternehmenssparten GDF SUEZ Energie Europa (1.639 Mio. € und GDF SUEZ Energie International (409 Mio. €), die "Andere" Unternehmenssparte (155 Mio. €) und die Unternehmenssparte Global Gas und LNG (107 Mio. €).

Berücksichtigt man den Effekt für die entsprechende Ertragssteuer, beträgt die Auswirkung dieses Wertminderungsaufwands 2012 nach Steuern 1.973 Mio. €.

5.2.1 Wertminderungsaufwand bei Goodwill

2012 wies die Gruppe gemäß IFRS 5a einen Wertminderungsaufwand von 176 Mio. € in Verbindung mit ihrer Beteiligung an SPP aus, die als "Zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte" eingestuft war. Diese Wertminderung wurde vollständig zu Lasten des Goodwill angesetzt, der dieser Veräußerungsgruppe zugeordnet war (vgl. Anhang 2.4 "Zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte"). Einzeln betrachtet, gab es 2012 keinen sonstigen wesentlichen Wertminderungsaufwand.

In Anbetracht der wirtschaftlichen Situation Griechenlands und der Unsicherheit der mittel- und langfristigen Bedingungen dieses Markts hat die Gruppe 2011 einen Wertminderungsaufwand von 61 Mio. € zu Lasten des Goodwill angesetzt, der der CGU Energie Südeuropa zugeordnet war.

5.2.2 Wertminderungsaufwand von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten

Der 2012 ausgewiesene Wertminderungsaufwand von 1.899 Mio. € bezog sich hauptsächlich auf thermische Kraftwerke der Unternehmenssparten GDF SUEZ Energie Europa und GDF SUEZ Energie International.

In Europa sieht sich die Gruppe gegenwärtig einem besonders schwierigen wirtschaftlichen Umfeld gegenüber, das die Wettbewerbsfähigkeit und die Ertragskraft ihres Portfolios an thermischen Kraftwerken und insbesondere ihrer Gaskraftwerke beeinträchtigt. Die kombinierten Auswirkungen einer stagnierenden Nachfrage nach Strom, der Entwicklung erneuerbarer Energien und des Wettbewerbs von Kohlekraftwerken führen zu sinkenden Strompreisen und Margen bei den Gaskraftwerken.

Die in dieser komplizierten Wirtschaftslage durchgeführten Werthaltigkeitstests veranlassten die Gruppe, einen Wertminderungsaufwand für folgende Vermögenswerte anzusetzen:

in Millionen Euro	Standort	Wertminderungsaufwand	Bewertungsmethode	Abzinsungssatz
Wertminderungsaufwand bei Strom erzeugenden Vermögenswerten aufgrund des wirtschaftlichen Umfelds in Europa:		(1.268)
Thermisches Kraftwerk	Niederlande	(513)	Nutzungswert - DCF	8,8%
Thermische Kraftwerke	Italien	(294)	Nutzungswert - DCF	7,8%
Thermische Kraftwerke	Großbritannien	(152)
Pumpspeicherwerk	Deutschland	(56)	Nutzungswert - DCF	8,1%
Thermisches Kraftwerk	Griechenland	(42)	Nutzungswert - DCF	11,1%
Andere thermische Kraftwerke		(211)	Nutzungswert - DCF	11,3%
Anderer Wertminderungsaufwand:		(631)
Französisches Projekt zur zivilen Nutzung der Kernenergie	Frankreich	(100)
Kraftwerk im Bau	Deutschland	(90)
Bürogebäude	Frankreich	(60)	Beizulegender Zeitwert abzüglich Verkaufskosten
Kohlekraftwerk	USA	(45)	Nutzungswert - DCF	6,8%
Thermisches Kraftwerk	Panama	(44)	Nutzungswert - DCF	8,6%
Lizenzen für Explorations- & Förderaktivitäten	Ägypten und Libyen	(46)	Nutzungswert - DCF	14,2%/17%
Sonstige		(246)
SUMME WERTMINDERUNGSAUFWAND, AUSGEWIESEN FÜR SACHANLAGEN UND ANDERE IMMATERIELLE VERMÖGENSWERTE		(1.899)

In den Niederlanden wurde ein Wertminderungsaufwand von 513 Mio. € für ein Gaskraftwerk angesetzt. Der Nutzungswert dieses Strom erzeugenden Vermögenswerts wurde ausgehend von den vom Direktorium der Gruppe genehmigten Cashflow-Projektionen für 2013-2016 errechnet, und für die Zeit danach mit Cashflow-Projektionen bis Ende der Nutzungsdauer des Vermögenswerts. Die Prognosen für Stromverkaufspreise, die in Spitzenzeiten zu erreichen sind, wurden nach der Methode der Gruppe bestimmt, die in Anhang 10.3 "Werthaltigkeitstest von Goodwill-CGUs" beschrieben ist.

Ein Jahr Verzögerung in der Zeit bis zur Erreichung von Gleichgewichtspreisen für Strom würde zum Ansetzen eines zusätzlichen Wertminderungsaufwands von 31 Mio. € für dieses Kraftwerk führen.

In Italien wurde für einen Teil des Portfolios an thermischen Kraftwerken ein Wertminderungsaufwand von 294 Mio. € ausgewiesen. Der Nutzungswert dieser Vermögenswerte wurde ausgehend von den Cashflow-Projektionen im Haushalt 2013 und im vom Direktorium der Gruppe genehmigten mittelfristigen Businessplan 2014-2018 errechnet, und für die Zeit danach mit Cashflow-Projektionen bis Ende der Nutzungsdauer der Vermögenswerte. Die von der Gruppe benutzte Methode zur Bestimmung mittel- und langfristiger Preise für Strom und die Grenzkosten dieser thermischen Kraftwerke ist in Anhang 10.3 "Werthaltigkeitstest von Goodwill-CGUs" beschrieben.

Eine Änderung der folgenden Schlüsselannahmen, nämlich eine Erhöhung des Abzinsungssatzes um 0,5% in Verbindung mit einem Verzug von einem Jahr bis zur Erreichung von Gleichgewichtspreisen für Strom würde zum Ansatz eines zusätzlichen Wertminderungsaufwands von 74 Mio. € für diese thermischen Kraftwerke führen.

Wegen der gegenwärtigen Marktbedingungen im Vereinigten Königreich hat die Gruppe entschieden, einige thermische Kraftwerke stillzulegen.

In Deutschland wurde ein Wertminderungsaufwand von 56 Mio. € für ein Pumpspeicherwerk angesetzt. Der Nutzungswert dieses Vermögenswerts wurde mit Cashflow-Projektionen im Haushalt 2013 und im vom Direktorium der Gruppe genehmigten mittelfristigen Businessplan 2014-2018 errechnet, und für die Zeit danach mit Cashflow-Projektionen bis Ende der Nutzungsdauer des Vermögenswerts. Die Cashflow-Projektionen für die Zeit nach 2018 wurden mit dem Ansetzen einer 2%igen jährlichen Wachstumsrate für den Cashflow von 2018 bis Ende der Nutzungsdauer des Vermögenswerts berechnet. Eine negative Änderung der Margen aus Energieverkäufen von 10% hätte keine wesentliche Auswirkung auf den erzielbaren Betrag für das Werk.

Die Gruppe hat den Beschluss der französischen Regierung zur Kenntnis genommen, in Frankreich im laufenden Fünfjahreszeitraum keine neuen Projekte zur zivilen Nutzung von Kernenergie aufzulegen, und hat daher einen Gesamtwertminderungsaufwand von 100 Mio. € für bestimmte damit verbundene Vermögenswerte angesetzt.

Weiterhin zwangen technische Probleme in Deutschland die Gruppe, einen Wertminderungsaufwand von 90 Mio. € für ein im Bau befindliches Kohlekraftwerk auszuweisen.

Die Gruppe setzte einen Wertminderungsaufwand von 60 Mio. € für ein Bürogebäude in Frankreich an, der auf einer Bewertung durch einen unabhängigen Gutachter beruht.

Der 2011 ausgewiesene Wertminderungsaufwand betrifft im Wesentlichen folgende Vermögenswerte:

―	einen Strom erzeugenden Vermögenswert in Spanien (Wertminderungsaufwand 120 Mio. €) in der Unternehmenssparte GDF SUEZ Energie Europa angesichts der anhaltend schwierigen Marktbedingungen in Spanien;
―	einen Strom erzeugenden Vermögenswert in den Vereinigten Staaten (Wertminderungsaufwand 86 Mio. €) in der Unternehmenssparte GDF SUEZ Energie International nach einer Reihe technischer Probleme, die eine geringere Verfügbarkeit dieses Vermögenswerts bedingten.

5.2.3 Wertminderungsaufwand bei finanziellen Vermögenswerten

Der 2012 ausgewiesene Wertminderungsaufwand, abzüglich der Aufholungen von Wertminderungsaufwand, belief sich auf 204 Mio. €. Dieser Betrag schließt einen Wertminderungsaufwand von 84 Mio. € ein, den die Gruppe zu Lasten ihrer börsennotierten Acea-Aktien ausgehend von der Schlussnotierung am 31. Dezember 2012 auswies (vgl. Anhang 15.1.1 "Zur Veräußerung gehaltene Wertpapiere"). Einzeln betrachtet, gab es keinen sonstigen wesentlichen Wertminderungsaufwand.

Der 2011 ausgewiesene Wertminderungsaufwand, abzüglich der Aufholungen von Wertminderungsaufwand, belief sich auf 184 Mio. €, wobei, einzeln betrachtet, kein Wertminderungsaufwand wesentlich war.

Die Analyse von zur Veräußerung gehaltenen Wertpapieren wird in Anhang 15 "Finanzinstrumente" dargestellt.

5.2.4 Wertminderungsaufwand bei Investitionen in assoziierte Unternehmen

Der bei dem assoziierten Unternehmen GASAG (Berliner Gaswerke) durchgeführte Werthaltigkeitstest bewertete den Anteil der Gruppe von 31,6% an dem Gasversorger per 31. Dezember 2012 mit 300 Mio. €. Daher wurde ein Wertminderungsaufwand von 144 Mio. € angesetzt, um den Buchwert mit dem erzielbaren Betrag in Einklang zu bringen.

Dieser Wertminderungsaufwand war vor allem auf den sinkenden Marktanteil der GASAG an den Gasversorgungsaktivitäten zurückzuführen, der dem Wettbewerbsdruck anderer Lieferanten geschuldet war. Der Nutzungswert dieser Investition wurde mit Cashflow-Projektionen aus dem mittelfristigen Businessplan errechnet, der sich über einen Zeitraum von vier Jahren erstreckt und vom Vorstand der GASAG genehmigt ist, und für die Zeit danach mit einem Endwert, der aus dem Anwenden einer 2%igen Wachstumsrate auf den normativen Cashflow des letzten Jahres des mittelfristigen Businessplans berechnet ist. Für diese Projektionen wurde ein Abzinsungssatz von 6,3% angesetzt.

5.3 Kosten für Restrukturierungsmaßnahmen

2012 umfassen die Kosten von 342 Mio. € für Restrukturierungsmaßnahmen hauptsächlich in der Unternehmenssparte GDF SUEZ Energie Europa die Kosten der Anpassung an die wirtschaftlichen Bedingungen (136 Mio. €), die zumeist in den Kosten für die Abschaltung von Stromerzeugungsanlagen in Belgien, den Niederlanden und Ungarn sowie in den Kosten für den endgültigen Rückzug aus Photovoltech bestehen. In der Unternehmenssparte SUEZ Environnement (78 Mio. €) enthielt dieser Posten hauptsächlich die Kosten für Restrukturierungsprogramme, die Agbar für seine spanischen Geschäfte und Degrémont (vor allem in Frankreich) beschlossen hatten, sowie die Kosten für Anpassungsprogramme an die verlangsamte Geschäftstätigkeit im Segment Abfallwirtschaft Europa. Kosten für Restrukturierungsmaßnahmen enthalten auch die Kosten, die in der Unternehmenssparte GDF SUEZ Energiedienstleistungen für die Anpassung an die Wirtschaftsbedingungen anfallen (53 Mio. €).

2011 enthielten Kosten für Restrukturierungsmaßnahmen vor allem in der Unternehmenssparte GDF SUEZ Energie International (89 Mio. €) Kosten für die Umsetzung des Zusammenschlusses mit International Power und des Plans für operative Synergien und auch Kosten für die Anpassung an die Wirtschaftsbedingungen in den Vereinigten Staaten. Sie enthielten auch Kosten für die Anpassung an die Wirtschaftsbedingungen in den Unternehmenssparten SUEZ Environnement (40 Mio. €) und GDF SUEZ Energiedienstleistungen (37 Mio. €).

5.4 Änderungen des Konsolidierungskreises

2012 enthält dieser Posten hauptsächlich Kapitalgewinne aus der Veräußerung einer 60%igen Beteiligung an kanadischen Aktivitäten im Bereich erneuerbare Energie (136 Mio. €), aus der Veräußerung der Anteile an dem Unternehmen im Kommunalverbund Sibelga in Brüssel (105 Mio. €) und an Eurawasser (34 Mio. €) sowie einen Kapitalverlust aus den Transaktionen in Verbindung mit Breeze II (-35 Mio. €) (vgl. Anhang 2 "Wichtige Änderungen der Konzernstruktur").

2011 enthielt dieser Posten Kapitalgewinne aus der Veräußerung von Anteilen an GDF SUEZ LNG Liquefaction (479 Mio. €), EFOG (355 Mio. €), Noverco (28 Mio. €) und Bristol Water (88 Mio. €), Kapitalverluste aus der Veräußerung von G6 Rete Gas (-38 Mio. €) und einen Kapitalgewinn von 108 Mio. € aus der Veräußerung eines Teils des Aktienkapitals der Unternehmen im Kommunalverbund in der Wallonie.

Dieser Posten enthielt auch die positive Auswirkung der Neubewertung von zuvor gehaltenen Eigenkapitalanteilen an den flämischen Unternehmen im Kommunalverbund zum beizulegenden Zeitwert (425 Mio. €) infolge des Verlusts erheblichen Einflusses und des Ausweises dieser Anteile als "Zur Veräußerung gehaltene Wertpapiere".

5.5 Andere Einmaleffekte

2012 umfasst dieser Posten vor allem einen Gewinn von 233 Mio. €, der der Herabsetzung des Strafgeldes im Zusammenhang mit dem "MEGAL"-Verfahren nach dem Urteil des Gerichts der Union vom 29. Juni 2012 entspricht (vgl. Anhang 27 "Gerichts- Und Wettbewerbsrechtliche Verfahren"). Einzeln betrachtet, gab es keinen wesentlichen anderen Posten.

2011 enthielt dieser Posten hauptsächlich Kapitalgewinne von 33 Mio. € aus der Veräußerung von Sachanlagen der Unternehmenssparte SUEZ Environnement.

ANHANG 6 NETTOFINANZERTRÄGE/(-FEHLBETRÄGE)

in Millionen Euro	31. Dez. 2012			31. Dez. 2011
	Aufwand	Ertrag	Summe	Aufwand	Ertrag	Summe
Kosten der Nettoschuld	(2.137)	191	(1.945)	(2.188)	243	(1.945)
Ertrag aus Umschuldungstransaktionen und dem frühzeitigen Unwinding derivativer Finanzinstrumente	(299)	210	(89)
Sonstige Finanzerträge und -aufwendungen	(1.217)	494	(723)	(1.195)	535	(661)
NETTOFINANZERTRAG/-FEHLBETRAG	(3.652)	896	(2.756)	(3.383)	778	(2.606)

Für eine bessere Vergleichbarkeit der "Kosten der Nettoschuld" stellt die Gruppe nun die Einmaleffekte des "Ertrags aus Umschuldungstransaktionen und dem frühzeitigen Unwinding derivativer Finanzinstrumente" separat dar, die die einmaligen Auswirkungen der Umschuldungstransaktionen (frühzeitige Rückzahlungen) und des frühzeitigen Unwinding derivativer Finanzinstrumente zeigen. Diese Posten sind aus der Kennzahl "Konzernanteil am periodischen Jahresüberschuss" ausgenommen (vgl. Anhang 8 "Konzernanteil am periodischen Jahresüberschuss").

Im letzten Jahr wurden die Nettofinanzerträge/(-fehlbeträge) nicht neu bewertet, da die Auswirkung dieser Umschuldungstransaktionen 2011 nicht wesentlich waren.

6.1 Kosten der Nettoschuld

Die Hauptposten der Kosten der Nettoschuld gliedern sich wie folgt:

in Millionen Euro	Aufwand	Ertrag	Summe 31. Dezember 2012	31. Dezember 2011
Zinsaufwand für Bruttoschuld und Absicherungen	(2.464)	-	(2.464)	(2.511)
Fremdwährungsgewinne/-verluste bei Fremdkapital und Absicherungen	(38)	-	(38)	(57)
Unwirksamer Anteil bei Derivaten, die die Kriterien für Absicherungen des beizulegenden Zeitwerts erfüllen⁽¹⁾	-	-	-	5
Gewinne und Verluste bei Zahlungsmitteln und Zahlungsmitteläquivalenten und finanziellen Vermögenswerten erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert		191	191	238
Aktivierte Fremdkapitalkosten	365	-	365	379
KOSTEN DER NETTOSCHULD	(2.137)	191	(1.945)	(1.945)

⁽¹⁾ Posten, die aus dem periodischen Jahresüberschuss ausgenommen sind (vgl. Anhang 8 "Konzernanteil am periodischen Jahresüberschuss").

Die Kosten der Nettoschuld sind von 2011 bis 2012 gleich geblieben. Der Auswirkung des Anstiegs der durchschnittlichen Außenstände (vgl. Anhang 15.3 "Nettoschuld") im Vergleich zu 2011 steht ein Rückgang der Zinssätze gegenüber.

6.2 Ertrag aus Umschuldungstransaktionen und dem frühzeitigen Unwinding derivativer Finanzinstrumente

Die wichtigsten Auswirkungen der Umschuldung gliedern sich wie folgt:

in Millionen Euro	Aufwand	Ertrag	Summe 31. Dez. 2012	31. Dez. 2011
Auswirkung des frühzeitigen Unwindings derivativer Finanzinstrumente auf die Gewinn- und Verlustrechnung	(234)	210	(24)
davon Barzahlungen für das Unwinding von Swaps	(234)	-	(234)	-
davon Aufholung des negativen beizulegenden Zeitwerts dieser Derivate per 31. Dezember 2011		210	210
Auswirkung der Umschuldungstransaktionen auf die Gewinn- und Verlustrechnung	(65)		(65)
davon Aufwendungen für frühzeitige Refinanzierungstransaktionen	(65)	-	(65)	-
GEWINNE UND VERLUSTE AUS UMSCHULDUNGSTRANSAKTIONEN UND DEM FRÜHZEITIGEN UNWINDING DERIVATIVER FINANZINSTRUMENTE⁽¹⁾	(299)	210	(89)

⁽¹⁾ Posten, die aus dem periodischen Jahresüberschuss ausgenommen sind (vgl. Anhang 8 "Konzernanteil am periodischen Jahresüberschuss").

In dieser Zeit beglich die Gruppe eine Reihe von US-Dollar-Zinsswaps. Die Ausgleichszahlungen belaufen sich auf -213 Mio. € mit einer Negativwirkung von -25 Mio. € auf die Gewinn- und Verlustrechnung, wobei die Aufholung von 188 Mio. € Negativwert der entsprechenden derivativen Instrumente per 31. Dezember 2011 berücksichtigt ist. Dieser Barmittelabfluss von 213 Mio. € ist Teil der Zeile "Cashflow aus Derivaten, die die Voraussetzungen einer Absicherung von Nettoinvestitionen erfüllen, und Auszahlungen aus Derivaten" in der Kapitalflussrechnung.

Weiterhin umfasst der Posten "Aufwendungen für frühzeitige Refinanzierungstransaktionen" einen Aufwand in Höhe von -39 Mio. € für den Rückkauf der "High Yield Bond", die von International Power Finance Ltd gehalten wird (vgl. Anhang 15.3.2 "Die wichtigsten Ereignisse in der Periode").

6.3 Andere Finanzerträge und -aufwendungen

in Millionen Euro	31. Dez. 2012	31. Dez. 2011
Andere betriebliche Aufwendungen
Änderung des beizulegenden Zeitwerts von Derivaten, die nicht die Kriterien von Absicherungen erfüllen⁽¹⁾	(214)	(189)
Gewinne und Verluste aus der fehlenden Eignung und Unwirksamkeit wirtschaftlicher Absicherungen für andere finanzielle Posten	(16)	(68)
Glattstellung von Abzinsungsanpassungen bei Rückstellungen	(866)	(845)
Zinsen auf Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten	(92)	(83)
Andere finanzielle Aufwendungen	(29)	(10)
SUMME	(1.217)	(1.195)
Andere finanzielle Erträge
Erwarteter Ertrag aus Pensionsplanvermögen	238	248
Ertrag aus zur Veräußerung gehaltenen Wertpapieren	123	140
Zinsertrag aus Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und andere Forderungen	58	69
Zinsertrag aus Krediten und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten	47	51
Andere finanzielle Erträge	30	28
SUMME	494	535
ANDERE FINANZIELLE ERTRÄGE UND AUFWENDUNGEN, ZU BUCHWERTEN	(723)	(661)

⁽¹⁾ Posten, die aus dem periodischen Jahresüberschuss ausgenommen sind (vgl. Anhang 8 "Konzernanteil am periodischen Jahresüberschuss").

Die Zeile "Änderung des beizulegenden Zeitwerts von Derivaten, die nicht die Kriterien von Absicherungen erfüllen" (Derivate, die aus der Nettoschuld per 31. Dezember 2012 ausgenommen waren) umfasst einen Aufwand von 160 Mio. € für die Änderung des beizulegenden Zeitwerts des Derivats, der dem optionalen Bestandteil von Anleihen entspricht, die in in US-Dollar denominierte Aktien von International Power plc wandelbar sind (gegenüber einer nicht wesentlichen Änderung 2011). Die Erhöhung des beizulegenden Zeitwerts dieses Derivats ist hauptsächlich den Bedingungen des Tender Offer für die nicht beherrschenden Beteiligungen an International Power plc zuzuschreiben (vgl. Anhang 2.1 "International Power"). Im dritten Quartal 2012 ist dieses Derivat nach der Wandlung dieser Anleihen in Aktien von International Power plc ausgebucht und in das Eigenkapital übernommen worden (vgl. Anhang 2.1 "International Power").

ANHANG 7 AUFWENDUNGEN FÜR ERTRAGSTEUERN

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

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

Die Aufwendungen für Ertragssteuern, die in der Gewinn- und Verlustrechnung für 2012 angesetzt wurden, belaufen sich auf 2.054 Mio. € (2011: 2.119 Mio. €) und gliedern sich wie folgt:

in Millionen Euro	31. Dez. 2012	31. Dez. 2011
Kurzfristige Ertragssteuern	(2.530)	(1.647)
Latente Steuern	475	(473)
SUMME IM ERTRAG AUSGEWIESENER ERTRAGSSTEUERAUFWAND	(2.054)	(2.119)

7.1.2 Abstimmung von theoretischem Ertragssteueraufwand und tatsächlichem Ertragssteueraufwand

Eine Abstimmung von theoretischem Ertragssteueraufwand und tatsächlichem Ertragssteueraufwand der Gruppe wird im Folgenden dargestellt:

in Millionen Euro	31. Dez. 2012	31. Dez. 2011
Jahresüberschuss	2.755	5.420
o Anteil am Jahresüberschuss von assoziierten Unternehmen	433	462
o Aufwand für Ertragsteuern	(2.054)	(2.119)
Ertrag vor Ertragssteueraufwand und Anteil am Jahresüberschuss von assoziierten Unternehmen (A)	4.377	7.078
davon französische Unternehmen	1.278	640
davon Unternehmen außerhalb Frankreichs	3.099	6.438
Gesetzlicher Ertragssteuersatz der Muttergesellschaft (B)	36,1%	36,1%
THEORETISCHER ERTRAGSSTEUERAUFWAND (C) = (A) X (B)	(1.580)	(2.555)
Abstimmungsposten von theoretischem und tatsächlichem Ertragssteueraufwand
Differenz zwischen dem gesetzlichen Steuersatz für die Muttergesellschaft und dem gesetzlichen Steuersatz, der in Rechtsprechungen in Frankreich und außerhalb gilt^(a)	(215)	94
Permanente Differenzen^(b)	(255)	(80)
Ermäßigte Ertragssteuer oder Steuerbefreiung^(c)	603	758
Zusätzlicher Steueraufwand^(d)	(771)	(491)
Auswirkung der nicht erfassten latenten Steueransprüche auf steuerliche Verlustvorträge und andere steuerabzugsfähige temporäre Differenzen	(317)	(320)
Erfassung oder Verwendung von Steuererfrag auf zuvor nicht ausgewiesene steuerliche Verlustvorträge und andere steuerabzugsfähige temporäre Differenzen	223	80
Auswirkung von Änderungen bei Steuersätzen^(e)	(18)	(45)
Steuerguthaben und andere Steuerermäßigungen^(f)	237	435
Sonstige	39	7
TATSÄCHLICHER ERTRAGSSTEUERAUFWAND	(2.054)	(2.119)

^(a) Dieser Effekt ist einem erheblichen Anstieg der Gewinne geschuldet, die in Ländern mit einem hohen Steuersatz (einschließlich der Gewinne der Unternehmen im Bereich Explorations- & Förderaktivitäten) generiert werden, und den Verlusten, die in Ländern mit niedrigem Steuersatz entstehen.
^(b) Enthält die Auswirkungen der Unterkapitalisierung von Fremdkapitalzinsen in Frankreich gemäß Loi de Finances rectificative 2012 und der Erhöhung von nicht steuerabzugsfähigen Wertminderungen des Goodwill.
^(c) Bildet hauptsächlich Kapitalgewinne aus Veräußerungen von Wertpapieren ab, die in Luxemburg, Belgien und anderen Ländern steuerbefreit oder -ermäßigt sind, die Auswirkung spezieller Besteuerungen, die einige Unternehmen in Luxemburg, Belgien, Thailand und Brasilien nutzen, und die Auswirkung des unversteuerten Ertrags aus der Neubewertung von zuvor gehaltenen Eigenkapitalanteilen in Verbindung mit Erwerben und Änderungen der Konsolidierungsmethoden, die in Anhang 5.4 "Änderungen des Konsolidierungskreises" beschrieben sind.
^(d) Umfasst hauptsächlich Steuern auf Dividenden, die aus dem Besteuerungsverfahren der Muttergesellschaft resultieren, und die Quellensteuer auf Dividenden und Zinsen, die in verschiedenen Steuergesetzgebungen erhoben wird, die Abgabe auf Aktivitäten im Kernenergiebereich, die mit Kernenergie betriebene Strom erzeugende Anlagen in Belgien zu zahlen haben (212 Mio. € für 2011 und 489 Mio. € für 2012), Zuordnungen zu Rückstellungen für Ertragssteuer und regionale Körperschaftssteuern.
^(e) Umfasst hauptsächlich die Auswirkung der Steuererhöhung für Explorations- & Förderaktivitäten im Vereinigten Königreich 2011 (Anstieg von 50% auf 62%), die Auswirkung der Steuersenkung für sonstige Aktivitäten im Vereinigten Königreich (2011 Senkung von 27% auf 25% und dann 2012 von 25% auf 23%) sowie die Auswirkung von Steueränderungen in Frankreich (Sonderabgabe von 5% für die Aufholung von Zeitdifferenzen 2013 und 2014), in Chile (Erhöhung von 17% auf 20%) und in der Slowakei (Erhöhung von 19% auf 23%).
^(f) Enthält hauptsächlich die Auswirkung abzugsfähiger fiktiver Zinsen in Belgien und von Steuerguthaben in Norwegen, im Vereinigten Königreich und in Frankreich.

Der 2011 von Unternehmen in Frankreich für Umsatzerlöse von über 250 Mio. € zu zahlende Ertragssteuersatz wurde auf 36,10% erhöht (34,43% waren es 2010). Der neue Steuersatz ging auf die Einführung einer Sonderabgabe in Höhe von 5% zurück, die für 2011 und 2012 zu entrichten war. Diese Maßnahme verlängerte sich im Dezember 2012 um weitere zwei Geschäftsjahre, d.h. bis 2014.

Für französische Unternehmen werden die Zeitdifferenzen, deren Aufholung nach 2014 zu erwarten ist, weiterhin mit 34,43% besteuert.

7.1.3 Analyse des in der Gewinn- und Verlustrechnung ausgewiesenen latenten Steuerertrags (-aufwands) nach Art der temporären Differenz

in Millionen Euro	Auswirkung in der Gewinn- und Verlustrechnung
	31. Dez. 2012	31. Dez. 2011
Latente Steueransprüche:
Steuerliche Verlustvorträge und Steuerguthaben	639	156
Pensionsverpflichtungen	42	(60)
nicht abzugsfähige Rückstellungen	41	177
Differenz zwischen dem Buchwert von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten und ihren steuerlichen Bemessungsgrundlagen	(9)	(45)
Bewertung von Finanzinstrumenten zum beizulegenden Zeitwert (IAS 32/39)	(308)	127
Sonstige	64	(547)
SUMME	469	(192)
Latente Steuerschulden:
Differenz zwischen dem Buchwert von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten und ihren steuerlichen Bemessungsgrundlagen	(28)	(282)
Steuerlich bedingte Rückstellungen	50	(75)
Bewertung von finanziellen Vermögenswerten und Verbindlichkeiten zum beizulegenden Zeitwert (IAS 32/39)	82	(151)
Sonstige	(98)	227
SUMME	6	(281)
LATENTER STEUERERTRAG/(-AUFWAND)	475	(473)

7.2 Im "Sonstigen Ergebnis" ausgewiesener latenter Steuerertrag (-aufwand)

Der im "Sonstigen Ergebnis" ausgewiesene latente Steuerertrag (-aufwand) gliedert sich wie folgt nach Bestandteilen:

in Millionen Euro	31. Dez. 2012	31. Dez. 2011
Zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte	(26)	(9)
Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	234	247
Absicherungen von Nettoinvestitionen	30	37
Absicherungen des Cashflow	273	(97)
SUMME OHNE ANTEIL DER ASSOZIIERTEN UNTERNEHMEN	510	178
Anteil assoziierter Unternehmen	8	30
SUMME	518	208

7.3 Darstellung latenter Steuern in der Bilanz

7.3.1 Änderung bei den latenten Steuern

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

in Millionen Euro	Vermögenswerte	Verbindlichkeiten	Nettoposition
Per 31. Dezember 2011	1.379	(13.038)	(11.659)
Auswirkung auf den Jahresüberschuss für das Jahr	469	6	475
Auswirkung auf die Posten des sonstigen Ergebnisses	393	156	548
Auswirkung von Änderungen des Konsolidierungskreises	(30)	53	23
Auswirkung von Umrechnungsanpassungen	(17)	(80)	(97)
Übertragungen in Vermögenswerte und Verbindlichkeiten, die als zur Veräußerung gehalten eingestuft sind	(51)	369	318
Sonstige	(435)	406	(29)
Auswirkung der Aufrechnung nach steuerlicher Einheit	(170)	170	-
PER 31. DEZEMBER 2012	1.537	(11.959)	(10.421)

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

in Millionen Euro	Bilanz per
	31. Dez. 2012	31. Dez. 2011
Latente Steueransprüche:
Steuerliche Verlustvorträge und Steuerguthaben	2.464	1.835
Pensionsverpflichtungen	1.660	1.404
nicht abzugsfähige Rückstellungen	668	956
Differenz zwischen dem Buchwert von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten und ihren steuerlichen Bemessungsgrundlagen	1.007	1.321
Bewertung von Finanzinstrumenten zum beizulegenden Zeitwert (IAS 32/39)	1.299	1.283
Sonstige	876	849
SUMME	7.974	7.648
Latente Steuerschulden:
Differenz zwischen dem Buchwert von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten und ihren steuerlichen Bemessungsgrundlagen	(16.388)	(16.714)
Steuerlich bedingte Rückstellungen	(249)	(334)
Bewertung von finanziellen Vermögenswerten und Verbindlichkeiten zum beizulegenden Zeitwert (IAS 32/39)	(1.114)	(1.194)
Sonstige	(644)	(1.065)
SUMME	(18.395)	(19.307)
LATENTE STEUERANSPRÜCHE/(-SCHULDEN), NETTO	(10.421)	(11.659)

Latente Steueransprüche von 2.464 Mio. € wurden für steuerliche Verluste und Steuerguthaben ausgewiesen, die am 31. Dezember 2012 vorgetragen wurden (Ende 2011 1.835 Mio. €). Wie schon 2011 enthält dieser Betrag alle steuerlichen Verlustvorträge der steuerlichen Organkreise GDF SUEZ SA und SUEZ Environnement.

Im Falle des:

―	steuerlichen Organkreises "International Power Nordamerika" ist die Gruppe der Auffassung, dass alle steuerlichen Verlustvorträge über einen Zeitraum von zehn Jahren verrechnet sein werden.
―	steuerlichen Organkreises SUEZ Environnement geht die Unternehmensführung davon aus, dass der steuerliche Organkreis alle latenten Steueransprüche nutzen wird, die in den steuerlichen Verlustvorträgen über die Periode ausgewiesen werden, über die sich der mittelfristige Businessplan erstreckt (bis etwa 45%) oder über diesen Zeitrahmen hinaus.

Neben diesen beiden steuerlichen Einheiten sind die latenten Steueransprüche, die bei den steuerlichen Verlustvorträgen ausgewiesen sind, dadurch gerechtfertigt, dass es entsprechende steuerbare temporäre Differenzen gibt, bzw. durch die Erwartungen, dass diese Verlustvorträge über die Periode genutzt werden, über die sich der mittelfristige Plan (2013-2018) erstreckt, wie von der Unternehmensführung genehmigt.

7.4 Nicht angesetzte latente Steuern

7.4.1 Nicht angesetzte abzugsfähige temporäre Differenzen

Am 31. Dezember 2012 belief sich der Steuereffekt von steuerlichen Verlusten und Steuerguthaben, die für Vorträge gewählt werden können, aber nicht verrechnet wurden und in der Bilanz nicht ausgewiesen waren, auf 1.245 Mio. € (1.112 Mio. € am 31. Dezember 2011). Die meisten dieser nicht erfassten steuerlichen Verluste beziehen sich auf Gesellschaften in Ländern, in denen Verluste auf unbestimmte Zeit vorgetragen werden dürfen (hauptsächlich Belgien, Frankreich, Luxemburg und Australien). Diese steuerlichen Verlustvorträge führten nicht zum Ausweisen latenter Steuern, weil mittelfristig ausreichende Gewinnerwartungen fehlen.

Der Steuereffekt sonstiger steuerabzugsfähiger temporärer Differenzen, die nicht in der Bilanz ausgewiesen sind, betrug Ende Dezember 2012 230 Mio. € gegenüber 238 Mio. € für Ende Dezember 2011.

7.4.2 Nicht ausgewiesene latente Steuern auf steuerbare temporäre Differenzen bei Investitionen in Tochtergesellschaften, Gemeinschaftsunternehmen und assoziierte Unternehmen

Wesentliche latente Steuerschulden werden für temporäre Differenzen nicht ausgewiesen, wenn die Gruppe in der Lage ist, den Zeitplan für ihre Aufholung zu steuern und es wahrscheinlich ist, dass die temporäre Differenz in absehbarer Zukunft nicht aufgeholt wird.

ANHANG 8 KONZERNANTEIL AM PERIODISCHEN JAHRESÜBERSCHUSS

Der Konzernanteil am periodischen Jahresüberschuss ist ein finanzieller Indikator, den die Gruppe in ihrer Finanzberichterstattung verwendet, um den Anteil der Gruppe am Nettogewinn, angepasst an ungewöhnliche oder Einmaleffekte, darzustellen.

Dieser finanzielle Indikator schließt daher aus:

―	alle Posten, die zwischen den Zeilen "Kurzfristiges Betriebsergebnis" und "Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit" dargestellt sind, also "Marktbewertung von Warenverträgen, ohne Trading-Instrumente", "Wertminderungsaufwand", "Kosten für Restrukturierungsmaßnahmen", "Änderungen des Konsolidierungskreises" und "Sonstige Einmaleffekte". Diese Posten sind in Anhang 1.4.17 "Kurzfristiges Betriebsergebnis" des Konzernabschlusses per 31. Dezember 2012 definiert.
―	die folgenden Bestandteile des Nettofinanzaufwands: die Auswirkung der Umschuldung, die Ausgleichszahlungen für das Unwinding derivativer Instrumente, Änderungen des beizulegenden Zeitwerts von derivativen Instrumenten, die gemäß IAS 39 nicht die Kriterien von Absicherungen erfüllen, sowie der unwirksame Bestandteil derivativer Instrumente, die die Kriterien von Absicherungen erfüllen;
―	die steuerliche Wirkung der oben genannten Posten, die nach dem gesetzlichen Ertragssteuersatz ermittelt wurde, der für die entsprechende steuerliche Einheit gilt;
―	den Nettoaufwand für die Kernenergieabgabe in Belgien, deren Rechtmäßigkeit die Gruppe anficht;
―	Nettoeinmaleffekte, die im "Anteil am Jahresüberschuss von assoziierten Unternehmen" enthalten sind. Die ausgeschlossenen Posten entsprechen Einmaleffekten wie oben definiert.

Die Abstimmung von Konzernanteil am periodischen Jahresüberschuss und Jahresüberschuss sieht wie folgt aus:

in Millionen Euro	Hinweis	31. Dez. 2012	31. Dez. 2011
ANTEIL DER GRUPPE AM NETTOGEWINN		1.550	4.003
Anteil nicht beherrschender Beteiligungen am Jahresüberschuss		1.205	1.418
JAHRESÜBERSCHUSS		2.755	5.420
Abstimmung von kurzfristigem Betriebsergebnis und Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit		2.387	(706)
Marktbewertung von Warenverträgen, ohne Trading-Instrumente	5,1	(109)	105
Wertminderungsaufwand	5,2	2.474	532
Kosten für Restrukturierungsmaßnahmen	5,3	342	189
Änderungen des Konsolidierungskreises	5,4	(155)	(1.514)
Andere Einmaleffekte	5,5	(165)	(18)
Andere angepasste Posten (nicht im Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit enthalten)		65	144
Gewinne und Verluste aus Umschuldung und der frühzeitigen Begleichung derivativer Instrumente	6,2	89	-
Änderungen des beizulegenden Zeitwerts derivativer Instrumente, die nicht die Kriterien des Hedge-Accountings erfüllen	6,3	214	184
Steuer auf Einmaleffekte		(544)	(176)
Nettoaufwand für die Kernenergieabgabe in Belgien		274	118
Einmalertrag, der im Anteil am Jahresüberschuss von assoziierten Unternehmen enthalten ist	13,1	32	18
PERIODISCHER JAHRESÜBERSCHUSS		5.208	4.858
Periodischer Jahresüberschuss der nicht beherrschenden Beteiligungen		1.377	1.403
KONZERNANTEIL AM PERIODISCHEN JAHRESÜBERSCHUSS		3.831	3.455

ANHANG 9 ERGEBNIS JE AKTIE

	31. Dez. 2012	31. Dez. 2011
Zähler (in Millionen Euro)
Anteil der Gruppe am Nettogewinn	1.550	4.003
Auswirkung von verwässernden Instrumenten:
o Wandelanleihen von International Power	(21)	(19)
Verwässerter Anteil der Gruppe am Nettogewinn	1.529	3.984
Nenner (in Millionen Aktien)
Durchschnittliche Anzahl im Umlauf befindlicher Aktien	2.271	2.235
Auswirkung von verwässernden Instrumenten
o Bonusaktienpläne für Mitarbeiter	12	9
o Pläne zum Zeichnen und Erwerben von Aktien durch Mitarbeiter	-	3
VERWÄSSERTE DURCHSCHNITTLICHE ANZAHL IM UMLAUF BEFINDLICHER AKTIEN	2.284	2.247
Ergebnis je Aktie (Euro)
Unverwässertes Ergebnis je Aktie	0,68	1,79
Verwässertes Ergebnis je Aktie	0,67	1,77

Gemäß IAS 33 ist das Ergebnis je Aktie für das Geschäftsjahr 2011 neu bewertet worden, um die Auswirkung von Aktien zu berücksichtigen, die im Rahmen von im Mai und Oktober 2012 in Aktien gezahlten Dividenden aufgelegt wurden.

Die verwässerten Instrumente der Gruppe, die in die Berechnung des verwässerten Ergebnisses je Aktie einbezogen wurden, umfassen die Anleihen, die in Aktien von International Power plc wandelbar sind, und die Bonusaktien und Performance Shares, die in Form von GDF SUEZ-Wertpapieren gewährt werden, wie in Anhang 24.3 "Bonusaktien und Performance Shares" beschrieben, zusammen mit den Aktienoptionsprogrammen, die in Anhang 24.1 "Aktienoptionsprogramme" beschrieben sind, deren Ausübungspreis unter dem durchschnittlichen Jahrespreis von GDF SUEZ-Aktien liegt (der durchschnittliche Jahrespreis von GDF SUEZ-Aktien lag 2012 bei 18,30 € und 2011 bei 24,20 €).

Das verwässerte Ergebnis je Aktie berücksichtigt nicht die Aktienzeichnungsoptionen, die Mitarbeitern zu einem Ausübungspreis über dem durchschnittlichen Jahrespreis von GDF SUEZ-Aktien bewilligt werden.

Im Geschäftsjahr 2012 waren die Aktienoptionsprogramme, die 2005, 2007, 2008 und 2009 gewährt wurden, wegen ihres Zuwachseffekts aus der Berechnung des verwässerten Ergebnisses je Aktie ausgeschlossen. Die 2007, 2008 und 2009 gewährten Aktienoptionsprogramme waren wegen ihres Zuwachseffekts ebenfalls aus der Berechnung des verwässerten Ergebnisses je Aktie für 2011 ausgeschlossen.

Instrumente, die am 31. Dezember 2012 einen Ertragszuwachs verzeichneten, könnten in späteren Perioden durch Änderungen des durchschnittlichen jährlichen Aktienpreises verwässert werden.

ANHANG 10 GOODWILL

10.1 Bewegungen des Buchwerts des Goodwill

in Millionen Euro	Bruttobetrag	Wertminderungsaufwand	Nettobetrag
Per 31. Dezember 2010	28.332	(399)	27.933
Wertminderungsaufwand	-	(61)
Änderungen des Konsolidierungskreises und sonstige	3.343	23
Umrechnungsanpassungen	107	17
Per 31. Dezember 2011	31.782	(420)	31.362
Wertminderungsaufwand	-	(118)
Änderungen des Konsolidierungskreises	(594)	-
Sonstige	(336)	-
Übertragung in Vermögenswerte, die als zur Veräußerung gehalten eingestuft sind	(263)	-
Umrechnungsanpassungen	(12)	(4)
PER 31. DEZEMBER 2012	30.577	(542)	30.035

Die Auswirkung von Änderungen des Umfangs in der Bilanz per 31. Dezember 2012 bezieht sich hauptsächlich auf die Ausbuchung von Goodwill nach der Änderung der Konsolidierungsmethode für Senoko (406 Mio. €), der Teilveräußerung der kanadischen Aktivitäten im Bereich erneuerbare Energie (140 Mio. €) und der Veräußerung von Sibelga, dem Unternehmen im Kommunalverbund in Brüssel (62 Mio. €). Diese Transaktionen und Änderungen der Konsolidierungsmethode sind in Anhang 2 "Wichtige Änderungen der Konzernstruktur" beschrieben.

Die Verringerung des Buchwerts des Goodwill in der Zeile "Sonstige" um 336 Mio. € war hauptsächlich Folgendem geschuldet:

―

Abschluss der Rechnungslegung für den Kauf in Verbindung mit den Gasspeicheraktivitäten in Deutschland, die 2011 erworben wurden (vgl. Anhang 2 "Wichtige Änderungen der Konzernstruktur");

―

Verringerung des beizulegenden Zeitwerts der finanziellen Verbindlichkeit im Zusammenhang mit der von der Gruppe gewährten Verkaufsoption für die nicht beherrschenden Beteiligungen an La Compagnie du Vent, für die die Gegenbuchung im Einklang mit der Bilanzierungspolitik der Gruppe im Goodwill erscheint (vgl. Anhang 15.2.4 "Andere finanzielle Verbindlichkeiten" und Anhang 1.4.11.2 "Finanzielle Verbindlichkeiten").

Die Zeile "Übertragung in Vermögenswerte, die als zur Veräußerung gehalten eingestuft sind" schließt den Goodwill ein, der den als zur Veräußerung gehalten eingestuften SPP-Aktivitäten zugeordnet ist (vgl. Anhang 2 "Wichtige Änderungen der Konzernstruktur").

Der am 31. Dezember 2012 ausgewiesene Wertminderungsaufwand von 118 Mio. € enthält, einzeln betrachtet, keinen wesentlichen Betrag.

Die Erhöhung des Goodwill-Betrags in der Bilanz per 31. Dezember 2011 war im Wesentlichen den 2.822 Mio. € Goodwill geschuldet, die aus dem Erwerb von International Power entstanden sind, dem vorläufigen Goodwill-Betrag von 566 Mio. € aus dem Erwerb von Gasspeicheraktivitäten in Deutschland und aus dem Erwerb von Ne Varietur (GDF SUEZ Energiedienstleistungen) für 129 Mio. €. Diese Steigerungen wurden teilweise durch die 209 Mio. € ausgeglichen, die infolge des Teilverkaufs von wallonischen Unternehmen im Kommunalverbund und des Verlusts maßgeblichen Einflusses auf flämische Unternehmen im Kommunalverbund aus dem Goodwill auszubuchen waren.

Im Ergebnis des jährlichen Werthaltigkeitstests 2011 bei den Goodwill-CGUs wies die Gruppe einen Wertminderungsaufwand von 61 Mio. € für den Goodwill der CGU Energie Südeuropa aus.

10.2 Wichtige Goodwill-CGUs

10.2.1 Anpassung der Goodwill-CGUs an die neue operative Organisationsstruktur der Gruppe

Infolge der Umsetzung der neuen operativen Organisation der Energiegeschäfte in Europa am 1. Januar 2012 und der Neufestlegung des Umfangs von GDF SUEZ Global Gas & LNG (vgl. Anhang 3.1 "Geschäftssegmente") überprüfte die Gruppe Definition und Umfang der Gruppen Zahlungsmittel generierender Einheiten (Goodwill-CGUs), denen der Goodwill der Aktivitäten von Energie Europa und Global Gas & LNG zuzuordnen ist.

In der Region Zentralwesteuropa (CWE), die aus Frankreich, Benelux und Deutschland besteht, hat die Unternehmenssparte eine neue operative Organisations- und Managementstruktur aufgebaut, um so den Herausforderungen durch die Vereinigung von Energiemärkten in dieser Region gerecht zu werden, in der die Netze nun eng miteinander verknüpft sind. Diese neue Organisationsstruktur spiegelt sich im zentralisierten und gepoolten operativen Management der Gas- und Stromaktivitäten in dieser Region wider.

Infolgedessen beschloss die Gruppe, eine CGU Energie Zentralwesteuropa einzurichten, die die Aktivitäten folgender bis 31. Dezember 2011 bestehender CGUs zusammenfasst:

―	die CGU Energie - Frankreich für die Stromerzeugung, den Verkauf von Gas und Strom und die entsprechenden Dienstleistungen sowie umweltfreundliche Lösungen für Gebäude;
―	die CGU Energie - Benelux & Deutschland für die Stromerzeugung, den Verkauf von Gas und Strom, Verteilungsaktivitäten in Belgien, den Niederlanden, Luxemburg und Deutschland;
―	die CGU Midstream/Downstream für die Handels- und Gasversorgungsaktivitäten der Gruppe aus Lieferverträgen und die Nutzung organisierter Märkte (ohne die LNG-Wertschöpfungskette) und für die Aktivitäten, die Marktenergie bietet und entsprechende Energiedienstleistungen für die größten Kunden der Gruppe in Europa.

Nach dieser Umstrukturierung wurde die Gesamthöhe des Goodwill per 31. Dezember 2011, der bei den vormaligen CGUs Energie - Frankreich und Energie - Benelux und Deutschland (der sich auf 2.906 Mio. € bzw. 7.536 Mio. € belief) angesiedelt war, und ein Goodwill-Teil von 2.196 Mio. € der früheren CGU Midstream/Downstream der CGU Energie Zentralwesteuropa zugeordnet.

Per 31. Dezember 2012 belief sich daher der bei dieser neuen CGU "Zentralwesteuropa" verbuchte Goodwill auf 12.352 Mio. €.

Die Aktivitäten der GDF SUEZ Energie Europa außerhalb der Region "Zentralwesteuropa" wurden innerhalb der gleichen CGUs wie 2011 getestet, nämlich:

―	die CGU Energie - Osteuropa für die Stromerzeugung, den Verkauf von Gas und Strom und Verteilungsaktivitäten in Polen, Rumänien und Ungarn;
―	die CGU Energie - Südeuropa für die Stromerzeugung, den Verkauf von Gas und Strom und Verteilungsaktivitäten in Italien und Griechenland;
―	die CGU Energie - Iberien für die Stromerzeugung, den Verkauf von Gas und Strom und Verteilungsaktivitäten in Spanien und Portugal.

Bis 31. Dezember 2011 war GDF SUEZ Global Gas & LNG in zwei CGUs organisiert: die CGU Exploration - Produktion, zu der die Öl- und Gasfeldexploration, Erschließungs- und Betreiberaktivitäten gehörten; und die CGU Midstream/Downstream, wozu die "Gasversorgungs-" und "Key-Account-Verkaufs-"Aktivitäten gehörten sowie die Aktivitäten der "LNG-Wertschöpfungskette".

Die Übertragung der "Gasversorgungs-" und "Key-Account-Verkaufs-"Aktivitäten auf GDF SUEZ Energie Europa veranlasste die Gruppe dazu, die Rolle und das Geschäftsmodell von GDF SUEZ Global Gas & LNG neu zu definieren. Ab 1. Januar 2012 fokussiert sich die Unternehmenssparte daher wieder auf ein einziges Geschäft, nämlich die vorgelagerten Aktivitäten in der Erdgas Wertschöpfungskette, die die Explorations- & Förderaktivitäten und die LNG-Aktivitäten beinhalten. Diese Neuausrichtung wie auch die globale Überwachung der Performance von "vorgelagerten Gas-Aktivitäten" bewogen die Gruppe, die "Explorations- & Förderaktivitäten" und die "LNG-Wertschöpfungskette" in einer einzigen Goodwill-CGU zusammenzuführen, nämlich der "GDF SUEZ Global Gas & LNG", die dem Geschäftssegment nach IFRS 8 entspricht. Dieser neuen CGU ist der gesamte Goodwill-Betrag per 31. Dezember 2011 zugeordnet worden, der bei der vormaligen CGU Exploration - Produktion verbucht war (d.h. 62 Mio. €), zusammen mit dem Goodwill der früheren CGU Midstream/Downstream, der den LNG-Aktivitäten zuzuschreiben war (2.100 Mio. €).

10.2.2 Darstellung der wichtigsten Goodwill-CGUs

Die folgende Tabelle zeigt die Aufgliederung des Goodwill nach CGU:

Die 2012 bei diesen neuen Goodwill-CGUs durchgeführten Werthaltigkeitstests erbrachten einen erzielbaren Betrag, der ihren jeweiligen Buchwert übersteigt.

in Millionen Euro	Geschäftssegment	31. Dezember 2012	31. Dezember 2011
WESENTLICHE CGUs¹
Energie - Zentralwesteuropa⁽²⁾	Energie Europa	12.352	12.638
Verteilung	Infrastrukturen	4.009	4.009
Global Gas & LNG⁽²⁾	Global Gas & LNG	2.162	2.162
Speicher	Infrastrukturen	1.794	1.359
SONSTIGE BEDEUTENDE CGUs
Energie - Nordamerika	Energie International	1.450	1.627
Energie - Vereinigtes Königreich und übriges Europa	Energie International	678	663
Fernleitungen Frankreich	Infrastrukturen	614	614
Energie - Europa	Energie International	423	820
SONSTIGE CGUs (EINZELN UNTER 600 MIO. €)		6.553	7.470
SUMME		30.035	31.362

¹ Wesentliche CGUs sind solche, die mehr als 5% des Gesamt-Goodwills der Gruppe repräsentieren.
⁽²⁾ Der Goodwill per 31. Dezember 2011 ist im Einklang mit dem Umfang der neuen Goodwill-CGU am 31. Dezember 2012 neu bewertet worden.

10.3 Werthaltigkeitstest von Goodwill-CGUs

Alle Zahlungsmittel generierenden Einheiten, denen Goodwill zugeordnet ist (Goodwill-CGUs), werden ausgehend von den Angaben von Ende Juni und einer Prüfung der Gegebenheiten in der zweiten Jahreshälfte auf Werthaltigkeit getestet. In den meisten Fällen wird der erzielbare Betrag der Goodwill-CGUs mit Bezug auf einen Nutzungswert bestimmt, der auf der Grundlage von Cashflow-Projektionen aus dem Haushalt 2013 und dem mittelfristigen Businessplan 2014-2018, wie vom Direktorium der Gruppe genehmigt, errechnet wird und über diesen Zeitrahmen hinaus mit extrapolierten Cashflows.

Die Cashflow-Projektionen für die Zeit des mittelfristigen Businessplans werden zusammen mit den Extrapolationen über diesen Zeitrahmen hinaus auf der Grundlage makroökonomischer Annahmen erstellt (Inflation, Wechselkurse und Wachstumsraten) und für die Energiegeschäfte auf der Grundlage folgender Parameter:

―	Marktpreise in einem liquiden Zeitfenster ("Terminpreise") für Brennstoff-(Kohle-, Öl- und Gas-) Preise, CO₂ -Preis und Strompreis in den verschiedenen Märkten;
―	über dieses liquide Zeitfenster hinaus auf der Basis mittel- und langfristiger Annahmen von Preisänderungen dieser Brennstoffe, der Nachfrage bei Gas und Strom und von Strompreisen. Die Erwartungen an Strompreise basieren auf einer nach vorne orientierten Wirtschaftsanalyse des Gleichgewichts zwischen Stromangebot und -nachfrage.

Die von der Gruppe verwendeten mittel- und langfristigen Annahmen sind mit den Daten und Untersuchungen aus externen Studien konsistent.

Die angesetzten Abzinsungssätze entsprechen den gewichteten durchschnittlichen Kapitalkosten, die angepasst sind, um das Geschäft, das Land und das Fremdwährungsrisiko für jede überprüfte Goodwill-CGU zu spiegeln. Die gewählten Abzinsungssätze beinhalten einen risikolosen Marktzinssatz und einen Länderrisikozuschlag als Bestandteil. Die Abzinsungssätze sind mit den verfügbaren externen Informationsquellen konsistent. Die Sätze nach Steuern, mit denen 2012 der Nutzungswert von Goodwill-CGUs bewertet wurde, lagen zwischen 4,8% und 17%, verglichen mit 5,2% und 13,6% für 2011. Die Abzinsungssätze, die für jede der acht wichtigsten Goodwill-CGUs benutzt wurden, erscheinen in den nachstehenden Anhängen 10.3.1 "Wesentliche CGUs" und 10.3.2 "Sonstige bedeutende CGUs".

10.3.1 Wesentliche CGUs

Dieser Abschnitt stellt die Methode zur Bestimmung des Nutzungswerts, die Schlüsselannahmen, die der Bewertung zugrunde liegen, und die Empfindlichkeitsanalysen für die Werthaltigkeitstests bei CGUs dar, bei denen die Höhe des Goodwill per 31. Dezember 2012 mehr als 5% des Gesamtgoodwill der Gruppe repräsentiert.

Goodwill, der der CGU Energie Zentralwesteuropa ("CWE") zugeordnet ist

Der auf diese CGU per 31. Dezember 2012 allozierte Gesamt-Goodwill betrug 12.352 Mio. €. Die CGU Zentralwesteuropa setzt sich aus Erdgaslieferung und -handel, Stromerzeugung und Verkauf von Energie in Frankreich, Belgien, den Niederlanden, Luxemburg und Deutschland zusammen.

Der Nutzungswert wird auf der Grundlage von Cashflow-Projektionen aus dem Haushalt 2013 und dem mittelfristigen Businessplan 2014-2018, wie vom Direktorium der Gruppe genehmigt, und von Abzinsungssätzen zwischen 6,5% und 9% berechnet, je nach Risikoprofil, das jeder Art von Strom erzeugendem Vermögenswert zugewiesen wird (Windpark, Wasserkraftwerke, Atomkraftwerke und thermische Kraftwerke). Ein Endwert wurde durch Extrapolation des Cashflow über diese Zeit hinaus bestimmt.

Die Cashflow-Projektionen für die Strom- und Gasaktivitäten in der Region CWE beruhen auf einer großen Zahl von Schlüsselannahmen, wie den langfristigen Preisen für die verschiedenen Brennstoffe und CO₂ , dem Trend bei der Nachfrage nach Strom und Gas, den künftigen Marktaussichten, Prognosen für den Bedarf an neuen Erzeugungskapazitäten und Änderungen des regulatorischen Rahmens (insbesondere im Hinblick auf die Kernkraftkapazitäten in Belgien) und der Preisregulierung auf europäischen Energiemärkten. Schließlich stellen die Abzinsungssätze ebenfalls eine der Schlüsselannahmen für die Berechnung des Nutzungswerts dieser Goodwill-CGU dar.

Die Endwerte für die Aktivitäten, aus denen ein wichtiger Beitrag kommt, werden wie folgt bestimmt:

Aktivitäten	Annahmen für Endwerte
Stromerzeugung in Frankreich	Cashflow-Projektion für die Restnutzungsdauer von Strom erzeugenden Vermögenswerten und den zugrunde liegenden Verträgen
Gasliefer- und Handelstätigkeiten	Exit-Wert, extrapoliert auf der Grundlage des letzten Cashflows (2018) des mittelfristigen Plan mit Ansetzen einer Wachstumsrate von 2%
Stromerzeugung in Benelux und Deutschland	Cashflow-Projektion bis 2025 und ein Exit-Wert für 2025

Die Stromverkaufspreisprojektionen, die für die Laufzeit des mittelfristigen Businessplans (über das liquide Zeitfenster hinaus) und zum Extrapolieren des Cashflow nach 2018 (dem letzten Jahr des Businessplans) genutzt werden, beruhen auf grundlegenden Gleichgewichtsmodellen von langfristigem Stromangebot und -nachfrage für die Region CWE und auf der angenommenen schrittweisen Annäherung an ein Preisniveau, mit dem neue Marktteilnehmer ihre Investitionskosten und Grenzkosten decken können. Die daraus abgeleiteten Erwartungen an einen mittel- und langfristigen Strompreis sind mit den Trends aus externen Studien konsistent.

Betrachtet man das Stromerzeugungsportfolio, wurden die Reaktoren von Doel 3 und Tihange 2 2012 abgeschaltet, weil es in den Reaktorbehältern entsprechende Feststellungen gab. Im Dezember 2012 legte Electrabel der Belgischen Bundesagentur für Atomaufsicht (FANC) ein technisches Dossier vor, das ein interdisziplinäres Team mit Unterstützung nationaler und internationaler Sachverständiger erstellt hat. Dieser technische Bericht belegt, dass die Behälter strukturell intakt sind und in Bezug auf jede getroffene Feststellung alle Sicherheitskriterien mit einem erheblichen Spielraum erfüllen. Am 15. Januar und 1. Februar 2013 äußerte sich die FANC zu den von Electrabel vorgelegten Nachweisen. Die FANC ist der Ansicht, dass die Kernkraftwerke wieder in Betrieb genommen werden können, forderte aber weitere Informationen von Electrabel. In diesem Kontext plant die Gruppe, die beiden Einheiten 2013 wieder in Betrieb zu nehmen.

Annahmen zum regulatorischen Rahmen und den Gaspreisen

―

In Frankreich berücksichtigen die Erwartungen an den Cashflow für den Verkauf von Erdgas die vollständige Anwendung der Bestimmungen des Vertrags über öffentliche Dienstleistung vom 23. Dezember 2009, in dem es um die regulierten Erdgaspreise in Frankreich geht (vgl. Anhang 25.1.1 "Beziehungen zum französischen Staat").

―

In Belgien hat der Ministerrat nach seinen Sitzungen vom 4. und 20. Juli 2012 eine Reihe von Beschlüssen zum Strommarkt verkündet. Die belgische Regierung hat insbesondere den folgenden Zeitplan bestätigt und dabei die Möglichkeit aus Artikel 9 des Gesetzes über den Atomausstieg von 2003 ausgeschlossen, von dem Zeitplan für den Atomausstieg mit einer einfachen Königlichen Verordnung abzuweichen:

―	die Reaktoren Doel 1 und Doel 2 werden 2015 stillgelegt, während die Betriebsdauer für Tihange 1 um 10 Jahre bis 2025 verlängert wird. Die Bedingungen, unter denen die Kernenergiekapazitäten dem Markt angeboten werden, müssen noch geklärt werden.
―	die Reaktoren Doel 3, Tihange 2 und Tihange 3/Doel 4 werden 2022, 2023 bzw. 2025 stillgelegt.

In dieser Phase sind Inhalt und Konsequenzen der meisten dieser Ankündigungen unklar, sowohl hinsichtlich der Energielandschaft insgesamt als auch der Bedingungen, unter denen die angekündigten Maßnahmen umgesetzt und angewandt werden sollen. Demgemäß hat die Gruppe ihre Position hinsichtlich der Stromindustrie nicht geändert und ist insbesondere der Ansicht, dass eine Stromproduktion aus Kernenergie dennoch erforderlich sein wird, um die Versorgungssicherheit in Belgien nach 2025 zu gewährleisten. Der für 2025 berechnete Endwert für die belgischen Stromerzeugungsaktivitäten beinhaltet daher eine Stromproduktion aus Kernenergie mit einer Gesamtkapazität gleich den aggregierten Kapazitäten der vier Reaktoren Doel 3, Doel 4, Tihange 2 und Tihange 3.

Hinsichtlich der Reaktoren Doel 1 und 2 ist die Gruppe der Auffassung, dass sich die belgische Regierung im Ergebnis dieser Beschlüsse nicht an die im Oktober 2009 abgegebene Absichtserklärung hält, die feste und wechselseitige Verpflichtungen vorsieht, die für die Parteien bindend sind, insbesondere in Bezug auf die um 10 Jahre verlängerte Nutzungsdauer der Kernkraftwerke Doel 1, Doel 2 und Tihange 1. Während die Gruppe diese Maßnahme zwar anficht, hat sie den Nutzungswert der Goodwill-CGU festgelegt, indem sie von einer Stilllegung von Doel 1 und 2 2015 sowie von einem Prinzip der "Gewinnbeteiligung" für die Kernkraftwerke ausgeht, die von der Verlängerung der Nutzungsdauer, die die Regierung einräumt, profitieren.

Empfindlichkeitsanalysen

Eine Erhöhung des angesetzten Abzinsungssatzes um 0,5% hätte eine Negativwirkung von 70% auf den Überschuss zwischen erzielbarem Betrag und Buchwert. Der erzielbare Betrag würde jedoch weiter über dem Buchwert liegen. Eine Senkung des angesetzten Abzinsungssatzes um 0,5% hätte eine Positivwirkung von 56% auf diese Berechnung.

Eine Senkung des Stromverkaufspreises um 1 €/MWh hätte eine Negativwirkung von 14% auf den Überschuss zwischen erzielbarem Betrag und Buchwert. Der erzielbare Betrag würde jedoch weiter über dem Buchwert liegen. Eine Erhöhung des Verkaufspreises für Strom um 1 €/MWh hätte eine Positivwirkung von 14% auf diese Berechnung.

Schließlich wurden verschiedene Umstellungsszenarios in Bezug auf die Atomstromproduktion in Belgien in Betracht gezogen:

―

die Verlängerung der Nutzungsdauer der Reaktoren Doel 3, Doel 4, Tihange 2 und Tihange 3, gefolgt vom Verschwinden jeder Kernkraftkomponente aus dem Portfolio hätte eine Negativwirkung von 64% auf den Überschuss zwischen erzielbarem Betrag und Buchwert. Der erzielbare Wert würde jedoch weiter über dem Buchwert liegen;

―

das Verschwinden jeglicher Kernenergiekomponente aus dem Portfolio nach einer Betriebsdauer der jetzigen Anlagen von 40 Jahren hätte eine drastische Negativwirkung auf den erzielbaren Betrag. Der sich daraus ergebende erzielbare Betrag wäre niedriger als der Buchwert der CGU. Bei diesem Szenario würde das Risiko eines Wertminderungsaufwands etwa 1.200 Mio. € per 31. Dezember 2012 ausmachen, wenn man davon ausgeht, dass die anderen Annahmen des Werthaltigkeitstests unverändert bleiben.

Der auf die Verteilungs-CGU allozierte Goodwill

Der auf diese CGU per 31. Dezember 2012 allozierte Gesamt-Goodwill betrug 4.009 Mio. €. Die Verteilungs-CGU führt die französischen Aktivitäten der Gasverteilung zusammen.

Der Nutzungswert dieser Verteilungs-CGU wurde mit Cashflow-Projektionen auf der Grundlage des Haushalts 2013 und des vom Direktorium der Gruppe genehmigten mittelfristigen Businessplans 2014-2018 errechnet. Der auf diese Projektionen angewandte Abzinsungssatz lag bei 5,2%. Der Schlusswert, der für das Ende des mittelfristigen Businessplans errechnet wurde, entspricht der erwarteten regulatorischen Kapitalbasis (Regulated Asset Base - RAB) ohne Aufschlag Ende 2018. Die RAB ist der Wert, den der Regulator den Vermögenswerten zuweist, die der Verteiler betreibt. Sie ist die Summe des künftigen Cashflow vor Steuern, abgezinst in einer Höhe, die der Rendite vor Steuern entspricht, die der Regulierer garantiert.

Da die in der Verteilungs-CGU zusammengefassten Geschäfte reguliert sind, würde eine angemessene Änderung jedweden der Bewertungsparameter nicht zu einem erzielbaren Betrag unterhalb des Buchwerts führen.

Der auf die CGU Global Gas & LNG allozierte Goodwill

Der auf diese CGU per 31. Dezember 2012 allozierte Gesamt-Goodwill betrug 2.162 Mio. €. In der CGU Global Gas & LNG kommen die vorgelagerten Aktivitäten der Erdgaswertschöpfungskette zusammen.

Der Nutzungswert wurde mit Cashflow-Projektionen auf der Grundlage des Haushalts 2013 und dem vom Direktorium der Gruppe genehmigten mittelfristigen Businessplan 2014-2018 errechnet, Ein Endwert wurde durch Extrapolation des Cashflow über diese Zeit hinaus bestimmt.

Der Endwert für die LNG-Aktivitäten entspricht einem Exitwert, der durch das Ansetzen einer langfristigen Wachstumsrate von 2,5% auf den Cashflow des letzten Jahres des vom Direktorium der Gruppe genehmigten mittelfristigen Businessplans bestimmt wird. Diese Wachstumsrate von 2,5% beinhaltet die Auswirkung der Inflation mit 2% und die Auswirkung eines erwarteten langfristigen Anstiegs bei den LNG-Volumen von 0,5%.

Diese langfristige Wachstumsannahme wird weithin durch externe Studien und die Prognosen anderer Player auf dem Markt untermauert. Der auf diese Projektionen angewandte Abzinsungssatz lag bei 9,3%.

Der Nutzungswert der Explorations- und Förderaktivitäten in der Erschließungs- oder Produktionsphase wird mit einem Projektionszeitfenster ermittelt, das der Nutzungsdauer der zugrunde liegenden erschlossenen nachgewiesenen Vorräte entspricht.

Die Hauptannahmen und -schätzungen enthalten vor allem die Abzinsungssätze, Änderungen der Kohlenwasserstoffpreise, Wechselkursänderungen Euro/US-Dollar und die Marktaussichten. Die zugewiesenen Werte sind unsere besten Schätzungen für Marktpreise und den erwarteten künftigen Trend für diese Märkte. Die für die Öl- und Erdgaspreise benutzten Projektionen stehen im Einklang mit dem Konsens auf der Grundlage verschiedener externer Studien. Die angesetzten Abzinsungssätze bewegen sich zwischen 9% und 17% und unterscheiden sich hauptsächlich durch die Risikozuschläge für die Länder, in denen die Gruppe tätig ist.

Eine Erhöhung des angesetzten Abzinsungssatzes um 0,5% hätte eine Negativwirkung von 14,9% auf den Überschuss zwischen erzielbarem Betrag der Goodwill-CGU und Buchwert. Der erzielbare Wert würde jedoch weiter über dem Buchwert liegen. Eine Senkung des angesetzten Abzinsungssatzes um 0,5% hätte eine Positivwirkung von 16% auf diese Berechnung.

Eine Senkung der Kohlenwasserstoffpreise um 10% hätte eine Negativwirkung von 23% auf den Überschuss zwischen erzielbarem Betrag und Buchwert. Der erzielbare Betrag würde jedoch weiter über dem Buchwert liegen. Eine Erhöhung der Kohlenwasserstoffpreise um 10% hätte eine Positivwirkung von 20% auf diese Berechnung.

Ein Rückgang der langfristigen Wachstumsrate zur Bestimmung des Endwerts der LNG-Aktivitäten um 0,5% hätte eine Negativwirkung von 7% auf den Überschuss zwischen erzielbarem Betrag und Buchwert. Der erzielbare Betrag würde jedoch weiter über dem Buchwert liegen. Eine Zunahme der angesetzten langfristigen Wachstumsrate um 0,5% hätte eine Positivwirkung von 9% auf diese Berechnung.

Der auf die Speicher-CGU allozierte Goodwill

Der auf diese CGU per 31. Dezember 2012 allozierte Gesamt-Goodwill betrug 1.794 Mio. €. Die Speicher-CGU vereint in sich Unternehmen, die unterirdische Erdgasspeicherkapazitäten in Frankreich, Deutschland und im Vereinigten Königreich besitzen, betreiben und vermarkten.

Der Nutzungswert der Speicher-CGU wurde mit Cashflow-Projektionen auf der Grundlage des Haushalts 2013 und dem vom Direktorium der Gruppe genehmigten mittelfristigen Businessplan 2014-2018 errechnet, Der Endwert für die Zeit nach diesen sechs Jahren wurde durch Ansetzen einer Zuwachsrate von 1,8% auf den normalen Cashflow des letzten Jahres des mittelfristigen Businessplans bestimmt. Die auf diese Projektionen angewandten Abzinsungssätze reichen von 6,6% bis 6,9%.

Die Hauptannahmen beinhalten im Wesentlichen Prognosen für die Kapazitätsreserve, die erwartete Dauer, bis sich die Öl- und Gaspreise wieder angleichen, die Marktaussichten und insbesondere den mittelfristigen Trend bei der Gasnachfrage in Europa sowie die anzusetzenden Abzinsungssätze. Die diesen Annahmen zugewiesenen Werte sind unsere besten Schätzungen für Marktpreise und den erwarteten künftigen Trend für diese Märkte.

Die Auswirkung eines Rückgangs von Speicherkapazitätsverkäufen um 5% über den Zeitrahmen des mittelfristigen Businessplans und bei normalem Cashflow, der für den Endwert angesetzt würde, hätte eine Negativwirkung von 81% auf den Überschuss zwischen erzielbarem Betrag und Buchwert. Der erzielbare Betrag würde jedoch weiter über dem Buchwert liegen. Eine Zunahme der Speicherkapazitätsverkäufe um 5% während der Laufzeit des mittelfristigen Businessplans hätte eine positive Auswirkung von 81% auf diese Berechnung.

Eine Erhöhung des angesetzten Abzinsungssatzes um 0,5% hätte eine Negativwirkung von 99% auf den Überschuss zwischen erzielbarem Betrag und Buchwert. Der erzielbare Betrag würde jedoch weiter über dem Buchwert liegen. Eine Senkung des angesetzten Abzinsungssatzes um 0,5% hätte eine Positivwirkung von 121% auf diese Berechnung.

10.3.2 Sonstige bedeutende CGUs

Die folgende Tabelle beschreibt die Annahmen zur Ermittlung des erzielbaren Betrags der sonstigen wichtigen CGUs.

CGU	Geschäftssegment	Bewertung	Abzinsungssatz
Energie - Nordamerika	Energie International	DCF	5,2% - 9,3%
Energie - Vereinigtes Königreich und übriges Europa	Energie International	DCF + DDM	5,5% - 9,2%
Fernleitungen Frankreich	Infrastrukturen	DCF	5,5%
Energie - Asien	Energie International	DCF + DDM	7,4% - 15,1%

"DDM" bezieht sich auf das Modell der abgezinsten Dividenden (discounted dividend model - DDM)

10.4 Goodwill-Segmentinformation

Der Buchwert von Goodwill lässt sich wie folgt nach Geschäftssegmenten analysieren:

in Millionen Euro	31. Dez. 2012	31. Dez. 2011
Energie International	3.653	4.281
Energie Europa	13.030	13.642
Global Gas & LNG	2.162	2.162
Infrastrukturen	6.574	6.705
Energiedienstleistungen	1.357	1.325
SUEZ Environnement	3.257	3.246
SUMME	30.035	31.362

ANHANG 11 IMMATERIELLE VERMÖGENSWERTE

11.1.4 Veränderungen bei immateriellen Vermögenswerten

in Millionen Euro	Immaterielle Rechte aus Konzessionsverträgen	Kapazitätsanrechte	Sonstige	Summe
BRUTTOBETRAG
Per 31. Dezember 2010	5.304	2.424	11.251	18.979
Erwerbe	369	-	606	975
Veräußerungen	(16)	-	(75)	(91)
Umrechnungsanpassungen	61	-	50	111
Änderungen des Konsolidierungskreises	(8)	-	491	483
Sonstige	51	(70)	41	23
Per 31. Dezember 2011	5.762	2.354	12.363	20.480
Erwerbe	439	-	606	1.045
Veräußerungen	(31)	-	(348)	(379)
Umrechnungsanpassungen	1	-	(11)	(10)
Änderungen des Konsolidierungskreises	4	-	57	61
Übertragung in Vermögenswerte, die als zur Veräußerung gehalten eingestuft sind	-	-	(327)	(327)
Sonstige	59	24	140	223
PER 31. DEZEMBER 2012	6.235	2.379	12.480	21.094
KUMULIERTE AMORTISATION UND WERTMINDERUNG
Per 31. Dezember 2010	(1.789)	(753)	(3.657)	(6.199)
Amortisation und Wertminderungsaufwand	(260)	(85)	(815)	(1.160)
Veräußerungen	14	-	61	75
Umrechnungsanpassungen	(9)	-	(20)	(29)
Änderungen des Konsolidierungskreises	22	-	53	75
Sonstige	(77)	69	(8)	(16)
Per 31. Dezember 2011	(2.099)	(769)	(4.387)	(7.254)
Amortisation und Wertminderungsaufwand	(290)	(88)	(890)	(1.268)
Veräußerungen	27	-	310	338
Umrechnungsanpassungen	3	-	8	11
Änderungen des Konsolidierungskreises	-	-	3	3
Übertragung in Vermögenswerte, die als zur Veräußerung gehalten eingestuft sind	-	-	158	158
Sonstige	129	-	(190)	(61)
PER 31. DEZEMBER 2012	(2.229)	(857)	(4.988)	(8.073)
BUCHWERT
Per 31. Dezember 2011	3.664	1.586	7.977	13.226
PER 31. DEZEMBER 2012	4.006	1.522	7.492	13.020

Anschaffungen im Zusammenhang mit immateriellen Rechten aus Konzessionsverträgen entsprechen den Bauarbeiten aus Konzessionsverträgen an von SUEZ Environnement und GDF SUEZ Energiedienstleistungen geführten Infrastruktureinrichtungen.

Da Slovensky Plynárensky Priemysel a. s. ("SPP"), IP Maestrale und Sohar Power Company SAOG als "Zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte" eingestuft wurden (vgl. Anhang 2.4 "Zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte"), ist der Buchwert der entsprechenden immateriellen Vermögenswerte in die Zeile "Zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte" in die Bilanz per 31. Dezember 2012 übertragen worden.

Änderungen des Konsolidierungskreises enthalten 2011 primär die Erstkonsolidierung von International Power (430 Mio. €), den Erwerb von WSN Environmental Solutions (128 Mio. €) und die Veräußerung von G6 Rete Gas (-115 Mio. €).

11.1.1 Immaterielle Rechte aus Konzessionsverträgen

Dieser Posten enthält vor allem die Rechte, Nutzern Rechnungen zu stellen, die nach dem Modell der immateriellen Vermögenswerte ausgewiesen werden, wie in IFRIC 12 dargelegt (vgl. Anhang 23 "Dienstleistungskonzessionsvereinbarungen").

11.1.2 Kapazitätsanrechte

Die Gruppe hat Kapazitätsanrechte an Kraftwerken erworben, die von Dritten betrieben werden. Diese Kraftwerkskapazitätsanrechte wurden in Verbindung mit Transaktionen oder im Rahmen des Engagements der Gruppe bei der Finanzierung des Baus bestimmter Kraftwerke erworben.

Als Gegenleistung erhielt die Gruppe das Recht, einen Teil der Produktion über die Nutzungsdauer der Basisvermögenswerte zu kaufen. Diese Rechte werden über die Nutzungsdauer der Basisvermögenswerte abgeschrieben, aber nicht mehr als 40 Jahre lang; Gegenwärtig hält die Gruppe Anrechte an dem Kraftwerk Chooz B in Frankreich und dem virtuellen Kraftwerk (VPP) in Italien.

11.1.3 Sonstige

Ende 2012 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 GDF Gaz de France sowie Lieferverträge. Die Explorations- und Produktionsgenehmigungen unter "Sonstige" der obigen Tabelle werden in Anhang 20 "Explorations- & Förderaktivitäten" erklärt.

Der Buchwert immaterieller Vermögenswerte, die nicht abgeschrieben werden, weil ihre Nutzungsdauer unbestimmt ist, betrug per 31. Dezember 2012 1.012 Mio. € (936 Mio. € per 31. Dezember 2011). Dieser Titel bezieht sich hauptsächlich auf Wasserentnahmerechte und die Marke GDF Gaz de France, die als Teil der Zuordnung der Kosten des Unternehmenszusammenschlusses zu den Vermögenswerten und Verbindlichkeiten von Gaz de France ausgewiesen wurden.

11.2 Information über Forschungs- und Entwicklungskosten

Aktivitäten in Forschung und Entwicklung beziehen sich hauptsächlich auf verschiedene Studien über technologische Innovation, Verbesserungen der Effizienz von Anlagen, Sicherheit, Umweltschutz, Dienstleistungsqualität und die 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 2012 auf 236 Mio. € und 2011 auf 231 Mio. €. Aufwendungen für unternehmenseigene Projekte in der Entwicklungsphase, die die Kriterien eines immateriellen Vermögenswerts erfüllen, sind nicht wesentlich.

ANHANG 12 SACHANLAGEN

12.1 Bewegungen bei Sachanlagen

in Millionen Euro	Grundstücke	Gebäude	Anlagen und Maschinen	Fahrzeuge	Abbruchkosten	Anlagen im Bau
BRUTTOBETRAG
Per 31. Dezember 2010	2.937	5.813	87.568	1.791	1.648	10.618
Erwerbe	44	93	1.273	131	-	6.549
Veräußerungen	(45)	(88)	(402)	(85)	-	-
Umrechnungsanpassungen	(9)	(75)	2	1	6	(159)
Änderungen des Konsolidierungskreises	160	429	9.265	11	11	707
Übertragung in Vermögenswerte, die als zur Veräußerung gehalten eingestuft sind	-	-	(1.487)	-	(12)	(2)
Sonstige	122	927	5.029	65	98	(6.359)
Per 31. Dezember 2011	3.209	7.100	101.248	1.916	1.751	11.354
Erwerbe	77	99	1.049	117	-	6.576
Veräußerungen	(34)	(68)	(657)	(134)	(3)	(28)
Umrechnungsanpassungen	20	101	(276)	9	18	(280)
Änderungen des Konsolidierungskreises	(12)	(10)	(1.354)	-	4	(149)
Übertragung in Vermögenswerte, die als zur Veräußerung gehalten eingestuft sind	(4)	(154)	(3.116)	(3)	(23)	(52)
Sonstige	(41)	245	5.138	(10)	226	(5.206)
PER 31. DEZEMBER 2012	3.215	7.313	102.033	1.895	1.973	12.214
KUMULIERTE PLANMÄSSIGE ABSCHREIBUNG UND WERTMINDERUNGSAUFWAND
Per 31. Dezember 2010	(1.029)	(2.273)	(26.616)	(1.158)	(832)	(139)
planmäßige Abschreibung und Wertminderungsaufwand	(76)	(358)	(5.018)	(154)	(122)	(70)
Veräußerungen	23	67	356	81	-	8
Umrechnungsanpassungen	(13)	16	149	1	(4)	(1)
Änderungen des Konsolidierungskreises	-	-	(50)	4	2	-
Übertragung in Vermögenswerte, die als zur Veräußerung gehalten eingestuft sind	-	-	455	-	1	-
Sonstige	-	(8)	(105)	(2)	(6)	(5)
Per 31. Dezember 2011	(1.094)	(2.555)	(30.828)	(1.229)	(960)	(208)
Planmäßige Abschreibung	(87)	(379)	(4.917)	(173)	(130)	-
Wertminderungsaufwand	(46)	(35)	(1.440)	-	(1)	(284)
Veräußerungen	17	61	466	121	1	67
Umrechnungsanpassungen	(5)	(15)	89	(6)	(8)	8
Änderungen des Konsolidierungskreises	3	(4)	114	2	(5)	-
Übertragung in Vermögenswerte, die als zur Veräußerung gehalten eingestuft sind	1	67	927	1	11	9
Sonstige	(12)	66	(214)	25	(8)	103
PER 31. DEZEMBER 2012	(1.224)	(2.794)	(35.803)	(1.258)	(1.100)	(304)
BUCHWERT
Per 31. Dezember 2011	2.115	4.544	70.420	687	791	11.146
PER 31. DEZEMBER 2012	1.991	4.519	66.230	637	873	11.910

in Millionen Euro	Sonstige	Summe
BRUTTOBETRAG
Per 31. Dezember 2010	1.175	111.551
Erwerbe	91	8.182
Veräußerungen	(31)	(650)
Umrechnungsanpassungen	1	(232)
Änderungen des Konsolidierungskreises	15	10.598
Übertragung in Vermögenswerte, die als zur Veräußerung gehalten eingestuft sind	(2)	(1.504)
Sonstige	43	(75)
Per 31. Dezember 2011	1.292	127.869
Erwerbe	122	8.041
Veräußerungen	(41)	(965)
Umrechnungsanpassungen	(1)	(410)
Änderungen des Konsolidierungskreises	(3)	(1.524)
Übertragung in Vermögenswerte, die als zur Veräußerung gehalten eingestuft sind	1	(3.351)
Sonstige	3	354
PER 31. DEZEMBER 2012	1.372	130.015
KUMULIERTE PLANMÄSSIGE ABSCHREIBUNG UND WERTMINDERUNGSAUFWAND
Per 31. Dezember 2010	(802)	(32.848)
planmäßige Abschreibung und Wertminderungsaufwand	(134)	(5.933)
Veräußerungen	27	562
Umrechnungsanpassungen	2	151
Änderungen des Konsolidierungskreises	-	(43)
Übertragung in Vermögenswerte, die als zur Veräußerung gehalten eingestuft sind	1	458
Sonstige	32	(95)
Per 31. Dezember 2011	(874)	(37.749)
Planmäßige Abschreibung	(122)	(5.807)
Wertminderungsaufwand	(1)	(1.806)
Veräußerungen	39	772
Umrechnungsanpassungen	-	63
Änderungen des Konsolidierungskreises	2	111
Übertragung in Vermögenswerte, die als zur Veräußerung gehalten eingestuft sind	1	1.017
Sonstige	21	(19)
PER 31. DEZEMBER 2012	(934)	(43.418)
BUCHWERT
Per 31. Dezember 2011	417	90.120
PER 31. DEZEMBER 2012	438	86.597

Änderungen des Konsolidierungskreises wirkten sich netto mit -1.413 Mio. € auf die Sachanlagen aus. Diese Änderungen ergeben sich zumeist aus dem Verlust der Beherrschung der kanadischen Aktivitäten im Bereich erneuerbare Energie (-1.150 Mio. €), aus der Veräußerung von Breeze II in Deutschland (-332 Mio. €), der Änderung der Konsolidierungsmethode für Senoko (-442 Mio. €) und dem erhöhten Beitrag von Energia Sustentavel Do Brasil (Jirau) zur Bilanz der Gruppe (565 Mio. €) (vgl.Anhang 2 "Wichtige Änderungen der Konzernstruktur").

Da Slovensky Plynárensky Priemysel a. s. ("SPP"), IP Maestrale und Sohar Power Company SAOG als "Zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte" eingestuft wurden (vgl. Anhang 2.4 "Zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte"), ist der Buchwert der entsprechenden Sachanlagen in die Zeile "Zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte" der Bilanz per 31. Dezember 2012 übertragen worden.

Der 2012 zu Lasten der Sachanlagen angesetzte Wertminderungsaufwand, der in Anhang 5.2.2 "Wertminderungsaufwand, Anlagen und Ausrüstung und immaterielle Vermögenswerte (ohne Goodwill)" erläutert ist, betrug 1.806 Mio. €. Dabei ging es hauptsächlich um das Portfolio thermischer Kraftwerke in Europa, einschließlich eines thermischen Kraftwerks in den Niederlanden (-513 Mio. €), thermische Kraftwerke in Italien (-294 Mio. €), thermische Kraftwerke im Vereinigten Königreich (-152 Mio. €) sowie ein Pumpspeicherwerk in Deutschland (-56 Mio. €).

Die Hauptauswirkungen von Wechselkursschwankungen auf den Nettowert von Sachanlagen per 31. Dezember 2012 bestehen zumeist aus Umrechnungsverlusten beim brasilianischen Real (-678 Mio. €), dem US-Dollar (-258 Mio. €) und Umrechnungsgewinnen beim chilenischen Peso (205 Mio. €), der norwegischen Krone (169 Mio. €) und dem britischen Pfund (86 Mio. €).

2011 wirkten sich Änderungen des Konsolidierungskreises netto mit 10.555 Mio. € auf die Sachanlagen aus. Sie resultierten hauptsächlich aus der Konsolidierung der Eröffnungsbilanz von International Power (10.941 Mio. €), dem Erwerb von Gasspeicherstätten in Deutschland (403 Mio. €), dem Acea-Geschäft (312 Mio. €) und dem Erwerb von WSN Environmental Solutions durch Sita Australia (144 Mio. €). Sie sind auch das Ergebnis der Veräußerung von G6 Rete Gas (-624 Mio. €), EFOG (-336 Mio. €) und des Verlustes der Beherrschung von Bristol Water (-380 Mio. €) (vgl. Anhang 2,7 "Wichtige Transaktionen 2011").

Nach der Einstufung der Hidd Power Company und der Kraftwerke Choctaw und Hot Springs 2011 als "Zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte" (vgl. Anhang 2.4 "Zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte") wurde der Buchwert der entsprechenden Sachanlagen in der Bilanz in die "Zur Veräußerung gehaltenen Vermögenswerte" übertragen.

Vermögenswerte im Bezug auf Exploration und Förderung von Bodenschätzen aus der obigen Tabelle werden in Anhang 20 "Explorations- & Förderaktivitäten" erklärt. Felder in Entwicklung stehen unter "Anlagen in Bau", produzierende Felder unter "Anlagen und Ausrüstung".

12.2 Als Sicherheit gestellte und mit Hypotheken belastete Vermögenswerte

Posten aus Sachanlagen, die die Gruppe als Sicherheit für Fremdkapital und Schulden stellte, beliefen sich per Dezember 2012 auf 6.748 Mio. € gegenüber 9.383 Mio. € im Vorjahr. Dieser Rückgang resultiert zumeist aus Umschuldungstransaktionen und Änderungen des Konsolidierungskreises, zu denen es im Laufe des Jahres 2012 kam.

12.3 Vertragliche Verpflichtungen zum Kauf von Sachanlagen

In Zuge ihrer gewöhnlichen Geschäftstätigkeit gingen einige Unternehmen der Gruppe Verpflichtungen zum Kauf von Sachanlagen ein, die zu liefern sich die entsprechenden Dritten verpflichtet haben. Diese Verpflichtungen beziehen sich im Wesentlichen auf Bestellungen von Ausrüstung, Fahrzeugen und Material, die für den Bau von Energieerzeugungsanlagen (Kraftwerke und bei den Explorations- & Förderaktivitäten Felder in Entwicklung) und für Dienstleistungsvereinbarungen erforderlich sind.

Die Investitionszusagen der Gruppe zum Erwerb von Sachanlagen beliefen sich per 31. Dezember 2012 auf 6.486 Mio. € gegenüber €6.459 Mio. am 31. Dezember 2011.

12.4 Sonstige Informationen

Die Fremdkapitalkosten, die 2012 in den Sachanlagenkosten enthalten waren, beliefen sich per 31. Dezember 2012 auf 365 Mio. € und per 31. Dezember 2011 auf 379 Mio. €.

ANHANG 13 INVESTITIONEN IN ASSOZIIERTE UNTERNEHMEN

13.1 Aufgliederung von Investitionen in assoziierte Unternehmen

in Millionen Euro	Buchwert von Investitionen in assoziierte Unternehmen		Anteil am Jahresüberschuss von assoziierten Unternehmen
	31. Dez. 2012	31. Dez. 2011	31. Dez. 2012	31. Dez. 2011
Paiton (BEI, Indonesien)	604	614	66	65
GASAG (BEE, Deutschland)	300	471	(14)	16
Senoko (BEI, Singapur)	311	-	27	-
Kanadische Aktivitäten im Bereich erneuerbare Energie (BEI Kanada)	225	-	-	-
ISAB Energy (BEI, Italien)	191	153	34	4
Umm Al Nar (BEI, Vereinigte Arabische Emirate)	101	101	17	14
GTT (B3G, Frankreich)	86	88	4	(8)
Belgische Unternehmen im Kommunalverbund (BEE, Belgien)	7	39	60	187
Beteiligungen an Equity-Partnern von SUEZ Environnement	490	497	22	37
Sonstige	647	656	217	147
SUMME	2.961	2.619	433	462

Der gestiegene Buchwert von Investitionen in assoziierte Unternehmen erklärt sich hauptsächlich wie folgt:

―	Nach der Änderung der Konsolidierungsmethode, die in Anhang 2.5 "Sonstige Transaktionen und Änderungen von Konsolidierungsmethoden im Jahr 2012" erläutert wird, wird Senoko seit 29. Juni 2012 nach der Equity-Methode konsolidiert;
―	seit ihrer Teilveräußerung im Dezember 2012 (vgl. Anhang 2.3 "Veräußerungen im Jahre 2012") werden die kanadischen Aktivitäten im Bereich erneuerbare Energie nach der Equity-Methode konsolidiert;
―	nach dem Werthaltigkeitstest, der mit der Investition der Gruppe in die GASAG durchgeführt wurde, hat man für diese Investition eine Wertminderung von 300 Mio. € angesetzt, um ihren Buchwert mit ihrem erzielbaren Betrag in Übereinstimmung zu bringen (vgl. Anhang 5.2.4 "Wertminderungsaufwand bei Investitionen in assoziierte Unternehmen").

In den letzten zwei Jahren resultierten Änderungen des Umfangs bei den belgischen Unternehmen im Kommunalverbund aus:

―	dem Verkauf der 30%igen Beteiligung an Sibelga, Betreiber des Brüsseler Gas- und Stromverteilungsnetzes, per 31. Dezember 2012 (vgl. Anhang 2.3 "Veräußerungen im Jahre 2012");
―	der Einstufung der Investition in die flämischen Unternehmen im Kommunalverbund als zur Veräußerung verfügbare Wertpapiere per 30. Juni 2011, da die Gruppe auf diese Unternehmen keinen maßgeblichen Einfluss mehr hatte.

Die Gewinnanteile (Verlustanteile) an assoziierten Unternehmen beinhalten einen einmaligen Gewinn (Verlust) in einer Gesamthöhe von -32 Mio. € (2011: -18 Mio. €), bei dem es vor allem um Wertminderungen, Schwankungen des beizulegenden Zeitwerts bei derivativen Instrumenten und Gewinne (Verluste) bei Veräußerungen nach Steuern geht (vgl. Anhang 8 "Konzernanteil am periodischen Jahresüberschuss").

Der Gesamtbetrag nicht ausgewiesener Verluste von assoziierten Unternehmen (der der kumulierten Höhe der Verluste entspricht, die den Buchwert von Investitionen in die entsprechenden assoziierten Unternehmen überschreiten) betrug - das sonstige Ergebnis eingeschlossen - per 31. Dezember 2012 361 Mio. € (per 31. Dezember 2011 412 Mio. €). Diese nicht ausgewiesenen Verluste entsprechen hauptsächlich dem negativen beizulegenden Zeitwert von Finanzinstrumenten, die als Zinsabsicherungen designiert waren ("Sonstiges Ergebnis"), die assoziierte Unternehmen im Nahen Osten in Verbindung mit der Finanzierung des Baus von Kraftwerken und Meerwasserentsalzungsanlagen vereinbart haben.

13.2 Schlüsselzahlen assoziierter Unternehmen

in Millionen Euro	Beherrschung in %	Anteil in %	Summe Vermögenswerte⁽¹⁾	Summe Verbindlichkeiten⁽¹⁾	Eigenkapital⁽¹⁾	Umsatzerlöse⁽¹⁾
Per 31. Dezember 2012
Paiton (BEI, Indonesien)	40,5	40,5	3.928	2.427	1.501	816
GASAG (BEE, Deutschland)	31,6	31,6	2.575	1.861	714	1.371
Senoko (BEI, Singapur)⁽²⁾	30,0	30,0	3.515	2.477	1.038	1.366
ISAB Energy (BEI, Italien)	49,0	34,3	763	382	381	608
Umm Al Nar (BEI, Vereinigte Arabische Emirate)	20,0	20,0	1.251	814	436	206
GTT (B3G, Frankreich)	40,0	40,0	150	101	48	90
Kanadische Aktivitäten im Bereich erneuerbare Energie (BEI Kanada)	40,0	40,0	1.246	931	315	10
Wallonische Unternehmen im Kommunalverbund (BEE, Belgien)⁽³⁾	25,0	25,0	3.496	2.167	1.329	926
Per 31. Dezember 2011
Paiton (BEI, Indonesien)	44,7	28,3	3.658	2.285	1.373	558
GASAG (BEE, Deutschland)	31,6	31,6	2.770	2.054	716	1.165
ISAB Energy (BEI, Italien)	49,0	23,9	652	340	312	430
Umm Al Nar (BEI, Vereinigte Arabische Emirate)	20,0	14,0	1.285	872	414	289
GTT (B3G, Frankreich)	40,0	40,0	102	78	24	53
Wallonische und Brüsseler Unternehmen im Kommunalverbund (BEE, Belgien)⁽³⁾			4.685	2.816	1.869	1.227

in Millionen Euro	Nettogewinn (-verlust)⁽¹⁾
Per 31. Dezember 2012
Paiton (BEI, Indonesien)	161
GASAG (BEE, Deutschland)	(38)
Senoko (BEI, Singapur)⁽²⁾	89
ISAB Energy (BEI, Italien)	69
Umm Al Nar (BEI, Vereinigte Arabische Emirate)	91
GTT (B3G, Frankreich)	12
Kanadische Aktivitäten im Bereich erneuerbare Energie (BEI Kanada)	2
Wallonische Unternehmen im Kommunalverbund (BEE, Belgien)⁽³⁾	232
Per 31. Dezember 2011
Paiton (BEI, Indonesien)	145
GASAG (BEE, Deutschland)	52
ISAB Energy (BEI, Italien)	7
Umm Al Nar (BEI, Vereinigte Arabische Emirate)	65
GTT (B3G, Frankreich)	10
Wallonische und Brüsseler Unternehmen im Kommunalverbund (BEE, Belgien)⁽³⁾	266

⁽¹⁾ Die Schlüsselzahlen für assoziierte Unternehmen werden auf 100%-Basis dargestellt.
⁽²⁾ Die Umsatzerlöse und der Jahresüberschuss bei Senoko beziehen sich auf die zweite Hälfte 2012.
⁽³⁾ Ausgehend von den kombinierten Finanzdaten für das vorige Geschäftsjahr, die nach IFRS angepasst wurden.

ANHANG 14 INVESTITIONEN IN JOINT VENTURES

Die wichtigsten Joint Ventures haben wie folgt zum Konzernabschluss beigetragen:

in Millionen Euro	Beherrschung in %	Anteil in %	Kurzfristige Vermögenswerte	Langfristige Vermögenswerte	Kurzfristige Verbindlichkeiten	Langfristige Verbindlichkeiten
Per 31. Dezember 2012
Energía Sustentavel Do Brasil (BEI Brasilien)	60,0	60,0	197	3.036	209	1.717
SPP-Gruppe (BEE, Slowakei) - "Zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte"	24,5	24,5	1.675		516
WSW Energie und Wasser (BEE Deutschland)	33,1	33,1	43	300	54	75
Senoko (BEI, Singapur)			-	-	-	-
Projekt Eco Electrica (BEI Puerto Rico)	50,0	35,0	82	384	49	108
Sonstige			1.591	3.665	2.092	1.797
SUMME			3.588	7.386	2.920	3.696
Per 31. Dezember 2011
Energia Sustentavel Do Brasil (BEI Brasilien)	50,1	35,0	177	1.936	125	1.035
SPP-Gruppe (BEE, Slowakei)	24,5	24,5	308	1.655	95	342
WSW Energie und Wasser (BEE Deutschland)	33,1	33,1	43	304	57	75
Senoko (BEI, Singapur)	30,0	20,9	123	864	217	470
Projekt Eco Electrica (BEI Puerto Rico)	50,0	24,4	77	416	48	134
Sonstige			1.686	4.079	2.165	1.899
SUMME			2.415	9.255	2.707	3.954

in Millionen Euro	Umsatzerlöse	Jahres-Überschuss
Per 31. Dezember 2012
Energía Sustentavel Do Brasil (BEI Brasilien)	-	(95)
SPP-Gruppe (BEE, Slowakei) - "Zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte"	658	(82)
WSW Energie und Wasser (BEE Deutschland)	189	20
Senoko (BEI, Singapur)	387	12
Projekt Eco Electrica (BEI Puerto Rico)	158	26
Sonstige	1.910	(204)
SUMME	3.301	(323)
Per 31. Dezember 2011
Energia Sustentavel Do Brasil (BEI Brasilien)	-	15
SPP-Gruppe (BEE, Slowakei)	752	140
WSW Energie und Wasser (BEE Deutschland)	190	11
Senoko (BEI, Singapur)	603	28
Projekt Eco Electrica (BEI Puerto Rico)	136	19
Sonstige	2.269	(108)
SUMME	3.950	104

In der zweiten Hälfte 2012 erwarb die Gruppe von Camargo Correa die 9,9%ige Beteiligung an Energia Sustentavel Do Brasil ("Jirau") und erhöhte ihren Anteil an der gemeinschaftlichen Beherrschung von 50,1% auf 60% (vgl. Anhang 2 "Wichtige Änderungen der Konzernstruktur").

Der Beitrag von SPP zur Bilanz ist per 31. Dezember 2012 als "Zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte" eingestuft (vgl. Anhang 2 "Wichtige Änderungen der Konzernstruktur"). Der Beitrag von SPP zum Jahresüberschuss betrug 2012 94 Mio. €, ohne einen Wertminderungsaufwand von -176 Mio. € für diese zur Veräußerung gehaltene Gruppe von Vermögenswerten (vgl. Anhang 5.2.1 "Wertminderung des Goodwill").

Wegen der Änderung der Konsolidierungsmethode per 29. Juni 2012 (vgl. Anhang 2 "Wichtige Änderungen der Konzernstruktur") ist der Beitrag von Senoko zur Gewinn- und Verlustrechnung per 1. Juli 2012 als "Anteil am Jahresüberschuss von assoziierten Unternehmen" eingestuft (vgl. Anhang 13 "Investitionen in assoziierte Unternehmen"). Die Umsatzerlöse und der Jahresüberschuss in der obigen Tabelle sind Beiträge von Senoko in der ersten Hälfte 2012.

ANHANG 15 FINANZINSTRUMENTE

15.1 Finanzielle Vermögenswerte

Die folgende Tabelle stellt die unterschiedlichen Kategorien finanzieller Vermögenswerte der Gruppe dar, aufgegliedert in kurzfristige und langfristige Posten:

in Millionen Euro	31. Dez. 2012			31. Dez. 2011
	Langfristig	kurzfristig	Summe	Langfristig	Kurzfristig	Summe
Zur Veräußerung gehaltene Wertpapiere	3.398		3.398	3.299		3.299
Kredite und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten	3.541	26.664	30.206	3.813	24.446	28.259
Kredite und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten (ohne Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und andere Forderungen)	3.541	1.630	5.171	3.813	1.311	5.124
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und andere Forderungen		25.034	25.034		23.135	23.135
Sonstige finanzielle Vermögenswerte zum beizulegenden Zeitwert	3.108	4.711	7.819	2.911	8.197	11.108
Derivate	3.108	4.280	7.387	2.911	5.312	8.223
Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte		432	432		2.885	2.885
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente		11.383	11.383		14.675	14.675
SUMME	10.047	42.758	52.805	10.023	47.319	57.342

15.1.1 Zur Veräußerung gehaltene Wertpapiere

in Millionen Euro
Per 31. Dezember 2010	3.252
Erwerbe	249
Veräußerungen - Buchwert ohne Änderungen des beizulegenden Zeitwerts, erfasst unter "Sonstiges Ergebnis"	(50)
Veräußerungen - "Sonstiges Ergebnis", ausgebucht	(425)
Sonstige Änderungen des im Eigenkapital erfassten beizulegenden Zeitwerts	(70)
Änderungen des im Ertrag ausgewiesenen beizulegenden Zeitwerts	(130)
Änderungen des Konsolidierungskreises, der Währungsumrechnung und sonstige Änderungen	473
Per 31. Dezember 2011	3.299
Erwerbe	142
Veräußerungen - Buchwert ohne Änderungen des beizulegenden Zeitwerts, erfasst unter "Sonstiges Ergebnis"	(55)
Veräußerungen - "Sonstiges Ergebnis", ausgebucht	(1)
Sonstige Änderungen des im Eigenkapital erfassten beizulegenden Zeitwerts	310
Änderungen des im Ertrag ausgewiesenen beizulegenden Zeitwerts	(191)
Änderungen des Konsolidierungskreises, der Währungsumrechnung und sonstige Änderungen	(106)
PER 31. DEZEMBER 2012	3.398

Die zur Veräußerung verfügbaren Wertpapiere der Gruppe betrugen per 31. Dezember 2012 3.398 Mio. €, davon waren 1.309 Mio. € gelistete und 2.089 Mio. € nicht gelistete Wertpapiere (1.243 Mio. € bzw. 2.056 Mio. € per 31. Dezember 2011).

Infolge eines anhaltenden Rückgangs des Marktpreises unter ihre Anschaffungskosten wies die Gruppe per 31. Dezember 2012 einen Wertminderungsaufwand von 84 Mio. € für die börsennotierten Wertpapiere von Acea aus (vgl. Anhang 5.2.3 "Wertminderungsaufwand bei finanziellen Vermögenswerten").

Die wichtigsten 2011 durchgeführten Transaktionen waren die Erfassung der Beteiligungen der Gruppe an den flämischen gemischten Unternehmen im Kommunalverbund als zur Veräußerung verfügbare Wertpapiere (587 Mio. €) und die Veräußerung von GDF SUEZ LNG Liquefaction, das eine Beteiligung an Atlantic LNG mit einem Anschaffungswert von 97 Mio. € hielt.

15.1.1.1 Im Eigenkapital oder im Ertrag erfasste Gewinne und Verluste bei zur Veräußerung verfügbaren Wertpapieren

Die nachstehende Tabelle zeigt im Eigenkapital oder im Ertrag erfasste Gewinne und Verluste bei zur Veräußerung verfügbaren Wertpapieren:

in Millionen Euro		Bewertung nach Erwerbung
	Dividenden	Änderung des beizulegenden Zeitwerts	Umrechnung der Fremdwährung	Wertminderung	In den Ertrag umgestuft	Nettogewinne (-verluste) aus Veräußerungen
Eigenkapital^*	-	310	-	-	(1)	-
Ertrag	122			(191)	1	(5)
SUMME PER 31. DEZEMBER 2012	122	310		(191)		(5)
Eigenkapital^*	-	(70)	14	-	(425)	-
Ertrag	139			(130)	425	33
SUMME PER 31. DEZEMBER 2011	139	(70)	14	(130)		33

^* Ohne steuerliche Auswirkung

2011 betrugen die Gewinne, die unter "Sonstiges Ergebnis" im Eigenkapital ausgewiesen und infolge der Veräußerung der Anteile an Atlantic LNG in den Ertrag umgestuft worden waren, 421 Mio. €.

15.1.1.2 Analyse von zur Veräußerung verfügbaren Wertpapieren in Verbindung mit Werthaltigkeitstests

Die Gruppe überprüfte den Wert ihrer zur Veräußerung gehaltenen Wertpapiere fallweise um zu entscheiden, ob in Anbetracht des gegenwärtigen Marktumfelds Wertminderungsaufwand anzusetzen ist.

Neben anderen zu berücksichtigenden Faktoren gilt als Indikator für eine Wertminderung gelisteter Wertpapiere, wenn der Wert solcher Wertpapiere unter 50% ihrer Anschaffungskosten fällt oder mehr als 12 Monate lang unter ihren Anschaffungskosten bleibt.

Die Gruppe setzte einen Wertminderungsaufwand von 191 Mio. € an. Er enthielt einen Wertminderungsaufwand von 92 Mio. € bei gelisteten Wertpapieren (davon 84 Mio. € in Verbindung mit Acea-Wertpapieren).

Ausgehend von ihren Analysen wies die Gruppe per 31. Dezember 2012 keinen anderen Wertminderungsaufwand für zur Veräußerung verfügbare Wertpapiere aus. Zudem fand die Gruppe keinen Hinweis auf wesentliche nicht realisierte Kapitalverluste bei anderen Wertpapieren per 31. Dezember 2012.

15.1.2 Kredite und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten

in Millionen Euro	31. Dez. 2012			31. Dez. 2011
	Langfristig	Kurzfristig	gesamt	Langfristig	Kurzfristig	gesamt
Kredite und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten (ohne Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen)	3.541	1.630	5.171	3.813	1.311	5.124
Zweigunternehmen gewährte Kredite	805	543	1.348	875	555	1.430
Sonstige Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten	847	297	1.144	1.056	159	1.215
Forderungsbeträge aus Konzessionsverträgen	421	628	1.049	418	466	884
Forderungsbeträge aus Finanzierungsleasings	1.468	162	1.630	1.464	132	1.596
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und andere Forderungen		25.034	25.034		23.135	23.135
SUMME	3.541	26.664	30.206	3.813	24.446	28.259

Die folgende Tabelle zeigt den Wertminderungsaufwand bei Krediten und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten.

in Millionen Euro	31. Dez. 2012			31. Dez. 2011
	Brutto	Wertberichtigung und Wertminderung	Netto	Brutto	Wertberichtigung und Wertminderung	Netto
Kredite und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten (ohne Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen)	5.556	(385)	5.171	5.504	(380)	5.124
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und andere Forderungen	26.079	(1.044)	25.034	24.133	(997)	23.135
SUMME	31.635	(1.430)	30.206	29.637	(1.377)	28.259

Angaben über die Überfälligkeit von Forderungen, die aber nicht wertgemindert sind, und über das Gegenparteirisiko bei Krediten und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten (einschließlich Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen) werden in Anhang 16.2 "Gegenparteirisiko" gemacht.

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

in Millionen Euro	Zinsertrag	Bewertung nach Erwerbung
		Umrechnung der Fremdwährung	Wertminderung
Per 31. Dezember 2011	142	15	17
Per 31. Dezember 2012	155	(6)	(134)

Kredite und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten (ohne Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und andere Forderungen)

Per 31. Dezember 2012 und per 31. Dezember 2011 wurde kein wesentlicher Wertminderungsaufwand zu Lasten von Krediten und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten (ohne Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und andere Forderungen) ausgewiesen.

Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und andere Forderungen

Beim erstmaligen Ansatz werden die Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und andere Forderungen zum beizulegenden Zeitwert eingebucht, der im Allgemeinen ihrem Nennwert entspricht. Wertminderungsaufwand wird nach dem geschätzten Risiko der Nichteinziehung verbucht. Der Buchwert von Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und anderen Forderungen stellt eine angemessene Schätzung des beizulegenden Zeitwerts in der Konzernbilanz dar.

Der Wertminderungsaufwand, der zu Lasten von Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und anderen Forderungen angesetzt wurde, betrug Ende 2012 1.044 Mio. € und 977 Mio. € Ende 2011.

15.1.3 Andere erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte

in Millionen Euro	31. Dez. 2012			31. Dez. 2011
	Langfristig	Kurzfristig	Summe	Langfristig	Kurzfristig	Summe
Derivate	3.108	4.280	7.387	2.911	5.312	8.223
Fremdkapital absichernde Derivate	1.363	102	1.464	1.187	314	1.502
Commodities absichernde Derivate	737	4.155	4.893	969	4.916	5.885
Andere Posten absichernde Derivate	1.008	23	1.030	755	81	836
Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte (ohne Margenausgleich)	-	255	255	-	2.572	2.572
Finanzielle Vermögenswerte, die die Kriterien einer erfolgswirksamen Bewertung zum beizulegenden Zeitwert erfüllen	-	255	255	-	2.527	2.527
Finanzielle Vermögenswerte, die für eine erfolgswirksame Bewertung zum beizulegenden Zeitwert eingestuft sind	-	-	-	-	45	45
Margenausgleich bei Derivaten, die Fremdkapital absichern - Vermögenswerte	-	177	177	-	314	314
SUMME	3.108	4.711	7.819	2.911	8.197	11.108

Finanzielle Vermögenswerte, die die Kriterien einer erfolgswirksamen Bewertung zum beizulegenden Zeitwert erfüllen (ohne Derivate), sind hauptsächlich Geldmarktfonds, die zu Handelszwecken gehalten und kurzfristig verkauft werden. Sie sind in der Berechnung der Nettoverschuldung der Gruppe enthalten (vgl. Anhang 15.3 "Nettoverschuldung").

Gewinne aus finanziellen Vermögenswerten mit einer erfolgswirksamen Bewertung zum beizulegenden Zeitwert (ohne Derivate), die zu Handelszwecken gehalten werden, beliefen sich 2012 auf 7 Mio. € gegenüber 26 Mio. € für 2011.

Gewinne und Verluste aus finanziellen Vermögenswerten, die 2012 und 2011 als erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert eingestuft sind, waren nicht wesentlich.

15.1.4 Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente

Per 31. Dezember 2012 beliefen sich die Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente auf 11.383 Mio. € (per 31. Dezember 2011 waren es 14.675 Mio. €).

Ende 2012 enthielt dieser Betrag 270 Mio. € Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente, die Beschränkungen unterlagen (per 31. Dezember 2011 waren es 600 Mio. €). Verfügungsbeschränkte Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente umfassen hauptsächlich 182 Mio. € Zahlungsmitteläquivalente, die bereitgestellt wurden, um die Rückzahlung von Fremdkapital und Schulden als Teil von Projektfinanzierungsvereinbarungen mit bestimmten Tochtergesellschaften abzudecken.

Die Gewinne, die bei "Zahlungsmitteln und Zahlungsmitteläquivalenten" angesetzt wurden, beliefen sich 2012 auf 177 Mio. € gegenüber 206 Mio. € 2011.

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

Wie in Anhang 18.2 "Verbindlichkeiten für den Abbruch von Nuklearanlagen" angegeben, wies das belgische Gesetz vom 11. April 2003 in seiner Fassung vom 25. April 2007 Synatom, einer 100%igen Tochtergesellschaft der Gruppe, die Verantwortung für das Management und die Investition von Geldern zu, die von Betreibern von Kernkraftwerken in Belgien vereinnahmt werden, um die Kosten für die Demontage von Kernkraftwerken und für die Verwaltung von radioaktivem spaltbarem Material zu decken.

Nach diesem Gesetz kann Synatom Betreibern von Kernkraftwerken für bis zu 75% dieser Gelder Kredite gewähren, vorausgesetzt, sie erfüllen bestimmte finanzielle Kriterien - insbesondere hinsichtlich der Bonität. Mittel, die nicht als Kredite an Betreiber vergeben werden können, gehen entweder als Kredite an Unternehmen, die die gesetzlich vorgeschriebenen Bonitätskriterien erfüllen, oder sie werden in finanzielle Vermögenswerte wie Anleihen und Geldmarktfonds investiert.

Kredite an Unternehmen außerhalb der Gruppe und sonstige Barkapitaleinlagen sind der folgenden Tabelle zu entnehmen:

in Millionen Euro	31. Dez. 2012	31. Dez. 2011
Kredite an Dritte	696	534
Kredite an Eso/Elia	454	454
Kredite an Eandis	80	80
Kredite an Ores	80	-
Kredite an Sibelga	82	-
Sonstige Barkapitaleinlagen	733	727
Anleihen-Portfolio	213	207
Geldmarktfonds	520	520
SUMME	1.429	1.261

Kredite an Unternehmen außerhalb der Gruppe stehen in der Bilanz als "Kredite und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten". Von Synatom gehaltene Anleihen und Geldmarktfonds stehen unter "Zur Veräußerung verfügbare Wertpapiere".

15.1.6 Übertragung finanzieller Vermögenswerte

Per 31. Dezember 2012 war der ausstehende Betrag übertragener finanzieller Vermögenswerte (wie auch von Risiken, denen die Gruppe nach der Übertragung dieser finanziellen Vermögenswerte ausgesetzt bleibt) als Teil von Transaktionen, die dazu führten, dass entweder (i) alle oder ein Teil dieser Vermögenswerte in der Bilanz verblieben oder (ii) sie bei Fortbestehen des Engagements in diesen finanziellen Vermögenswerten vollständig dekonsolidiert wurden, auf Konzernebene nicht wesentlich.

15.1.7 Als Sicherheit für Finanzschulden gestellte finanzielle Vermögenswerte und Eigenkapitalinstrumente

in Millionen Euro	31. Dez. 2012	31. Dez. 2011
Als Sicherheit gestellte finanzielle Vermögenswerte und Eigenkapitalinstrumente	5.821	4.789

Dieser Posten enthält hauptsächlich als Sicherheit für Fremdkapital und Schulden gestellte Eigenkapitalinstrumente.

15.2 Finanzielle Verbindlichkeiten

Finanzielle Verbindlichkeiten werden ausgewiesen entweder:

―	als "Verbindlichkeiten zu fortgeführten Anschaffungskosten" bei Fremdkapital und Schulden, Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten und anderen finanziellen Verbindlichkeiten;
―	als "erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Verbindlichkeiten" bei Derivaten oder als Derivate eingestuften finanziellen Verbindlichkeiten.

Die folgende Tabelle stellt die unterschiedlichen finanziellen Verbindlichkeiten der Gruppe am 31. Dezember 2012 dar, aufgegliedert in kurzfristige und langfristige Posten:

in Millionen Euro	31. Dez. 2012			31. Dez. 2011
	Langfristig	Kurzfristig	Summe	Langfristig	Kurzfristig	Summe
Fremdkapital und Schuld	45.247	11.962	57.209	43.375	13.213	56.588
Derivate	2.751	4.092	6.844	3.310	5.185	8.495
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten	-	19.481	19.481	-	18.387	18.387
Andere finanzielle Verbindlichkeiten	343	-	343	684	-	684
SUMME	48.341	35.536	83.877	47.369	36.784	84.153

15.2.1 Fremdkapital und Schulden

in Millionen Euro	31. Dez. 2012			31. Dez. 2011
	Langfristig	Kurzfristig	Summe	Langfristig	Kurzfristig	Summe
Ausgaben von Anleihen	30.309	1.099	31.407	26.197	2.522	28.719
Commercial Paper		5.378	5.378		4.116	4.116
Ziehungen von Kreditfazilitäten	1.582	319	1.902	1.537	506	2.043
Verbindlichkeiten aus Finanzierungsleasings	913	447	1.360	1.250	139	1.389
Andere Kredite von Banken	10.595	1.565	12.161	12.478	2.935	15.413
Anderes Fremdkapital	982	143	1.125	942	636	1.578
SUMME FREMDKAPITAL	44.381	8.951	53.332	42.404	10.853	53.257
Kontokorrentkredite und Transaktionskonten		1.326	1.326		1.310	1.310
AUSSTEHENDES FREMDKAPITAL UND SCHULD	44.381	10.277	54.658	42.404	12.163	54.568
Auswirkung der Bewertung zu fortgeführten Anschaffungskosten	331	692	1.023	689	243	932
Auswirkung von Absicherungen des beizulegenden Zeitwerts	535	89	624	281	77	358
Margenausgleich bei Derivaten, die Fremdkapital absichern - Verbindlichkeiten		904	904		730	730
FREMDKAPITAL UND SCHULD	45.247	11.962	57.209	43.375	13.213	56.588

Am 31. Dezember 2012 belief sich der beizulegende Zeitwert des Bruttofremdkapitals und der Bruttoverschuldung auf 62.828 Mio. € gegenüber einem Buchwert von 57.209 Mio. €.

Finanzerträge und -aufwendungen bei Fremdkapital und Schulden werden in Anhang 6 "Nettofinanzerträge/(-aufwendungen)" dargestellt.

Fremdkapital und Schulden werden in Anhang 15.3 "Nettoverschuldung" analysiert.

15.2.2 Derivate

Derivate, die bei den Verbindlichkeiten angesetzt sind, werden zum beizulegenden Zeitwert bewertet, sie gliedern sich wie folgt:

in Millionen Euro	31. Dez. 2012			31. Dez. 2011
	Langfristig	Kurzfristig	Summe	Langfristig	Kurzfristig	Summe
Fremdkapital absichernde Derivate	225	54	279	76	331	407
Commodities absichernde Derivate	724	3.960	4.684	994	4.699	5.693
Andere Posten absichernde Derivate	1.803	78	1.881	2.241	155	2.396
SUMME	2.751	4.092	6.844	3.310	5.185	8.495

15.2.3 Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten

in Millionen Euro	31. Dez. 2012	31. Dez. 2011
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen	17.981	16.780
Verbindlichkeit aus Sachanlagen	1.500	1.608
SUMME	19.481	18.387

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

15.2.4 Sonstige finanzielle Verbindlichkeiten

Die sonstigen finanziellen Verbindlichkeiten gliedern sich wie folgt:

in Millionen Euro	31. Dez. 2012	31. Dez. 2011
Verbindlichkeiten aus Erwerben von Wertpapieren	207	548
Sonstige	136	136
SUMME	343	684

Sonstige finanzielle Verbindlichkeiten beziehen sich zumeist auf Verbindlichkeiten gegenüber verschiedenen Gegenparteien aus Verkaufsoptionen, die die Gruppe nicht beherrschenden Anteilseignern voll konsolidierter Unternehmen gewährt. Diese Kaufzusicherungen für Eigenkapitalinstrumente werden daher als finanzielle Verbindlichkeiten erfasst (vgl. Anhang 1.4.11.2 "Finanzielle Verbindlichkeiten"), sie betreffen:

―	33,20% des Kapitals der Compagnie Nationale du Rhone (CNR);
―	41,01% des Kapitals von La Compagnie du Vent.

Die Veränderung über die Periode entspricht hauptsächlich dem gesunkenen beizulegenden Zeitwert der Put-Option, die die Gruppe auf die Wertpapiere von La Compagnie du Vent gewährte.

Die Ausübung der Optionen bei CNR ist davon abhängig, ob das französische "Murcef"-Gesetz aufgehoben wird, während die Ausübung der Optionen bei La Compagnie du Vent jetzt in mehreren Stufen vonstattengehen kann (vgl. Anhang 27 "Gerichts- Und Wettbewerbsrechtliche Verfahren").

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

15.3 Nettoschuld

15.3.1 Nettoschuld nach Art

in Millionen Euro	31. Dez. 2012			31. Dez. 2011
	Langfristig	Kurzfristig	Summe	Langfristig	Kurzfristig	Summe
ausstehendes Fremdkapital und Schuld	44.381	10.277	54.658	42.404	12.163	54.568
Auswirkung der Bewertung zu fortgeführten Anschaffungskosten	331	692	1.023	689	243	932
Auswirkung der Absicherung des beizulegenden Zeitwerts^(a)	535	89	624	281	77	358
Margenausgleich bei Derivaten, die Fremdkapital absichern - Verbindlichkeiten		904	904		730	730
FREMDKAPITAL UND SCHULD	45.247	11.962	57.209	43.375	13.213	56.588
Derivate, die Fremdkapital absichern - bei Verbindlichkeiten verbucht^(b)	225	54	279	76	331	407
BRUTTOSCHULDEN	45.472	12.017	57.489	43.451	13.543	56.994
Vermögenswerte im Zusammenhang mit Finanzierung	(59)	(237)	(295)	(311)	(20)	(331)
VERMÖGENSWERTE IM ZUSAMMENHANG MIT FINANZIERUNG	(59)	(237)	(295)	(311)	(20)	(331)
Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte (ohne Margenausgleich)	-	(255)	(255)	-	(2.572)	(2.572)
Margenausgleich bei Derivaten, die Fremdkapital absichern -Vermögenswerte		(177)	(177)		(314)	(314)
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	-	(11.383)	(11.383)	-	(14.675)	(14.675)
Derivate, die Fremdkapital absichern - bei Vermögenswerten verbucht^(b)	(1.363)	(102)	(1.464)	(1.187)	(314)	(1.502)
ZAHLUNGSMITTEL, NETTO	(1.363)	(11.916)	(13.279)	(1.187)	(17.875)	(19.063)
NETTOSCHULD	44.050	(136)	43.914	41.952	(4.352)	37.601
ausstehendes Fremdkapital und Schuld	44.381	10.277	54.658	42.404	12.163	54.568
Vermögenswerte im Zusammenhang mit Finanzierung	(59)	(237)	(295)	(311)	(20)	(331)
Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte (ohne Margenausgleich)	-	(255)	(255)	-	(2.572)	(2.572)
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	-	(11.383)	(11.383)	-	(14.675)	(14.675)
NETTOSCHULD OHNE DIE AUSWIRKUNG VON DERIVATEN, BARSICHERHEIT UND FORTGEFÜHRTEN ANSCHAFFUNGSKOSTEN	44.323	(1.598)	42.725	42.093	(5.103)	36.990

^(a) Dieser Posten entspricht der Neubewertung des Zinsbestandteils der Schuld in einer qualifizierten Sicherungsbeziehung für den beizulegenden Zeitwert.
^(b) Dieser Posten stellt den beizulegenden Zeitwert von auf die Schuld bezogenen Derivaten dar, unabhängig davon, ob sie die Kriterien einer Sicherung erfüllen.

15.3.2 Die wichtigsten Ereignisse in der Periode

a. Auswirkung von Änderungen des Konsolidierungskreises und der Wechselkurse auf die Änderungen bei der Nettoverschuldung

2012 führten die Änderungen des Konsolidierungskreises zu einem Anstieg der Nettoschulden um 5.564 Mio. €. Die Gründe dafür sind:

―

Kauf von 30% nicht beherrschenden Beteiligungen an International Power
Der Kauf von nicht beherrschenden Beteiligungen an International Power (vgl. Anhang 2.1 "International Power") bewirkte einen Anstieg der Nettoschulden um 8.086 Mio. €. Einzelheiten der Finanzierung dieser Transaktion sind dem nachstehenden Anhang 15.3.2.b "Finanzierungsplan als Teil des Erwerbs nicht beherrschender Anteile an International Power" zu entnehmen.

―

Kauf von Aktien von International Power plc, die nach der Umwandlung eines Teils der Wandelanleihen in Aktien von International Power plc aufgelegt wurden (vgl. Anhang 2.1 "International Power")

Die Gruppe kaufte 346 Millionen International Power plc-Aktien, die zwischen dem 1. Juli und dem 28. August 2012 infolge von Umwandlungen aufgelegt worden sind, die Inhaber von Wandelanleihen in International Power plc-Aktien vorgenommen haben. Die Auszahlungen der Gruppe für diese gewandelten Anleihen betrugen 1.828 Mio. €.

Nach diesen Transaktionen entstanden für die Rückzahlung der im Umlauf befindlichen Anleihen zum Nennwert, die in International Power plc-Aktien umwandelbar waren, Kosten von 25 Mio. €.

Berücksichtigt man die Ausbuchung von Fremdkapital und Schulden in Höhe der Wandelanleihen (1.130 Mio. €), verursachten diese Transaktionen gestiegene Nettoschulden von 723 Mio. €.

―	Veräußerungen als Teil des Plans zur "Portfolio-Optimierung" (vgl. Anhang 2.3 "Veräußerungen im Jahre 2012"), die die Nettoschulden um 2.026 Mio. € verringerten.
―	Die Einstufung von IP Maestrale, Sohar und SPP als "Zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte" (vgl. Anhang 2.4 "Zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte") verringerte die Nettoschulden per 31. Dezember 2012 um 946 Mio. €.
―	Andere Änderungen des Konsolidierungskreises senkten die Nettoschulden um 273 Mio. €.

Wechselkursänderungen 2012 bauten die Nettoschulden um 149 Mio. € ab (einschließlich -285 Mio. € beim brasilianischen Real und +115 Mio. € beim chilenischen Peso).

b. Finanzierungsplan als Teil des Erwerbs nicht beherrschender Anteile an International Power

Um die britischen aufsichtsbehördlichen Forderungen zu erfüllen, richtete die Gruppe am 4. Mai. 2012 eine zweckgebundene Konsortialkreditfazilität über 6.000 Mio. € ein. Der Betrag dieser Fazilität verringerte sich schrittweise, denn sie wurde durch folgende Emissionen von Anleihen refinanziert:

Ausgabedatum	Nennwert (Millionen)	Währung	Zinssatz	Fälligkeit
22. Mai 2012	1.000	EUR	1,50%	Feb. 2016
	1.000	EUR	2,25%	Juni 2018
	1.000	EUR	3,00%	Feb. 2023
10. Juli 2012	750	EUR	1,50%	Juli 2017
	750	EUR	2,63%	Juli 2022
2. Oktober 2012	750	USD	1,63%	Okt. 2017
	750	USD	2,88%	Okt. 2022

Diese zweckgebundene Konsortialkreditfazilität wurde gekündigt, als am 17. Dezember 2012 die letzte Rückzahlung erfolgte.

Als Teil des Zinsrisikomanagements, das in Anhang 16 "Risiken durch Finanzinstrumente" erläutert wird, wurden Swaps für dieses Fremdkapital vereinbart.

c. Andere Finanzierungs- und Refinanzierungsgeschäfte

2012 führte die Gruppe folgende Transaktionen als Teil ihrer laufenden Finanzierungsgeschäfte durch:

Ausgabe und Rückkauf von Anleihen durch GDF SUEZ SA und GIE GDF SUEZ Alliance:

GDF SUEZ SA kaufte die verbleibenden 1.140 Mio. € der Anleihenausgabe von 1.750 Mio. € zurück und zahlte 4,375% Zinsen, die am 16. Januar 2012 fällig waren. 2010 wurden 610 Mio. € dieser Anleihe vorfristig zurückgezahlt.

Die Anleihe von 300 Mio. € zu einem Zinssatz von 5,5%, die GIE GDF SUEZ Alliance ausgegeben hatte, wurde zum Ablaufdatum am 26. November 2012 zurückgekauft.

GDF SUEZ SA kaufte zum Ablaufdatum am 19. Dezember 2012 eine Anleihe über 975 Mio. Schweizer Franken (802 Mio. €) zu einem Festzinssatz von 3,5% zurück.

Zudem bot GDF SUEZ folgende Ausgaben an:

Ausgabedatum	Nennwert (Millionen)	Währung	Zinssatz	Fälligkeit
2. Juli 2012	400	EUR	2,50%	Januar 2020
6. Juli 2012	10.000	YEN	1,26%	Juli 2022
9. Oktober 2012	275	CHF	1,13%	Oktober 2020
	175	CHF	1,63%	Oktober 2024

Als Teil des Zinsrisikomanagements, das in Anhang 16 "Risiken durch Finanzinstrumente" erläutert wird, wurden Swaps für dieses Fremdkapital vereinbart.

Ausgabe und Rückkauf von Fremdkapital durch SUEZ Environnement Company

Am 31. Mai 2012 nahm SUEZ Environnement Company 250 Mio. € einer "Club Deal"-Konsortialkreditlinie in Anspruch.

Am 11. Juni 2012 startete die SUEZ Environnement Company ein Angebot für einen Zwischenrückkauf der 2014 fälligen Anleihen, die 2009 ausgegeben und mit 4,875% verzinst worden waren. Am Ende dieser Transaktion sind Anleihen für 191 Mio. € zurückgekauft worden. Am gleichen Tag begann die SUEZ Environnement Company mit der Ausgabe einer zusätzlichen Anleihe mit einer Laufzeit von 10 Jahren über 250 Mio. €, die am 24. Juni 2022 fällig wird und mit 4,125% verzinst ist.

Finanzierungsgeschäfte der Unternehmenssparte GDF SUEZ Energie International

Die Gruppe bezahlte vorfristig die externen Schulden von Unternehmen der Unternehmenssparte GDF SUEZ Energie International in Nordamerika in Höhe von 514 Mio. $ (400 Mio. €).

Die Ende Juni 2012 fällig werdenden Bankschulden der in Australien angesiedelten Unternehmen der Unternehmenssparte GDF SUEZ Energie International wurden wie folgt refinanziert:

―	die Schulden von Hazelwood in Höhe von 652 Mio. australischen Dollar (526 Mio. €) wurden am 29. Juni 2012 intern von der Gruppe refinanziert;
―	die Schulden von Loy Yang B in Höhe von 1.107 Mio. australischen Dollar (892 Mio. €) wurden mit einem neuen Konsortialbankkredit über 1.062 Mio. australische Dollar (856 Mio. €) mit einer Laufzeit bis 30. Juni 2017 refinanziert.

Die Gruppe kaufte die High-Yield-Anleihe in Höhe von 250 Mio. € zurück, die 2017 fällig ist und von International Power Finance Ltd. ausgegeben worden war. Diese Anleihe erbrachte Zinsen von 7,25%. Nach Ablauf der Angebotsfristen, die im September und Oktober 2012 begannen, wurden 95,9% der Anleihen zurückgegeben und für 300 Mio. € zurückgekauft.

Die Projektfinanzierungsschulden von 234 Mio. £ für die Finanzierung des Kohlekraftwerks der Rugeley Power Limited, die im Juli 2014 fällig werden, wurden im Dezember 2012 vorfristig zurückgezahlt (288 Mio. €) und intern refinanziert.

Schließlich bestätigte die BNDES, die brasilianische Bank für Entwicklung, am 1. Oktober 2012 die Gewährung eines zusätzlichen Kredits über 2.300 Mio. brasilianische Real (900 Mio. €) für das Wasserkraftwerksprojekt Jirau in Brasilien (das Projektunternehmen ist mit einer Beteiligung von 60% quotenkonsolidiert). Mit diesem Kredit konnte die gesamte verfügbare Nettoverschuldung für dieses Projekt auf 9.500 Mio. brasilianische Real (3.600 Mio. €) erhöht werden.

15.4 Beizulegender Zeitwert von Finanzinstrumenten nach Stufen der Hierarchie des beizulegenden Zeitwerts

15.4.1 Finanzielle Vermögenswerte

Die folgende Tabelle zeigt die Zuordnung von Finanzinstrumenten, die unter Vermögenswerten gebucht sind, zu den verschiedenen Stufen der Hierarchie des beizulegenden Zeitwerts:

in Millionen Euro	31. Dez. 2012				31. Dez. 2011
	Summe	Stufe 1	Stufe 2	Stufe 3	Summe	Stufe 1
Zur Veräußerung gehaltene Wertpapiere	3.398	1.309	-	2.089	3.299	1.243
Kredite und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten, die als zur Absicherung des beizulegenden Zeitwerts eingestuft genutzt werden	416		416		290
Kredite und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten (ohne Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und andere Forderungen)	416		416		290
Derivate	7.387	108	7.192	88	8.223	200
Fremdkapital absichernde Derivate	1.464	-	1.464	-	1.502	-
Commodities absichernde Derivate - im Zusammenhang mit Portfolio-Management	2.282	101	2.105	77	3.622	180
Commodities absichernde Derivate - im Zusammenhang mit Handelstätigkeit	2.610	7	2.592	11	2.263	20
Andere Posten absichernde Derivate	1.030	-	1.030	-	836	-
Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte (ohne Margenausgleich)	255	125	129		2.572	2.371
Finanzielle Vermögenswerte, die die Kriterien einer erfolgswirksamen Bewertung zum beizulegenden Zeitwert erfüllen	255	125	129		2.527	2.371
Finanzielle Vermögenswerte, die für eine erfolgswirksame Bewertung zum beizulegenden Zeitwert eingestuft sind					45
SUMME	11.456	1.542	7.738	2.177	14.384	3.814

in Millionen Euro	31. Dez. 2011
	Stufe 2	Stufe 3
Zur Veräußerung gehaltene Wertpapiere	-	2.057
Kredite und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten, die als zur Absicherung des beizulegenden Zeitwerts eingestuft genutzt werden	290
Kredite und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten (ohne Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und andere Forderungen)	290
Derivate	7.926	97
Fremdkapital absichernde Derivate	1.502	-
Commodities absichernde Derivate - im Zusammenhang mit Portfolio-Management	3.359	83
Commodities absichernde Derivate - im Zusammenhang mit Handelstätigkeit	2.229	14
Andere Posten absichernde Derivate	836	-
Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte (ohne Margenausgleich)	200
Finanzielle Vermögenswerte, die die Kriterien einer erfolgswirksamen Bewertung zum beizulegenden Zeitwert erfüllen	156
Finanzielle Vermögenswerte, die für eine erfolgswirksame Bewertung zum beizulegenden Zeitwert eingestuft sind	45
SUMME	8.417	2.153

Eine Definition dieser drei Stufen ist Anhang 1.4.11.3 "Derivative und Bilanzierung von Sicherungsgeschäften" zu entnehmen.

Zur Veräußerung gehaltene Wertpapiere

Börsennotierte Wertpapiere - am Ende der Berichtsperiode nach ihrem Marktpreis 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.

Per 31. Dezember 2012 lassen sich die Änderungen bei zur Veräußerung verfügbaren Wertpapieren der Stufe 3 wie folgt analysieren:

in Millionen Euro	Zur Veräußerung gehaltene Wertpapiere
Per 31. Dezember 2011	2.057
Erwerbe	73
Veräußerungen - Buchwert ohne Änderungen des beizulegenden Zeitwerts, verbucht unter "Sonstiges Ergebnis"	(55)
Veräußerungen - "Sonstiges Ergebnis", ausgebucht	(1)
Sonstige Änderungen des im Eigenkapital verbuchten beizulegenden Zeitwerts	187
Änderungen des im Ertrag ausgewiesenen beizulegenden Zeitwerts	(100)
Änderungen des Konsolidierungskreises, der Währungsumrechnung und sonstige Änderungen	(72)
Per 31. Dezember 2012	2.089
Im Ertrag verbuchte Gewinne und Verluste bei Instrumenten, die am Ende der Periode gehalten wurden	(3)

Kredite und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten (ohne Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und andere Forderungen)

Kredite und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten (ohne Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstigen Forderungen), eingestuft als Sicherungsverhältnis des beizulegenden Zeitwerts, stehen in der obigen Tabelle auf Stufe 2. Nur der Zinsbestandteil dieser Posten wird neu bewertet, wobei der beizulegende Zeitwert durch Verweis auf beobachtbare Daten ermittelt wird.

Derivate

Bei Derivaten der Stufe 1 handelt es sich zumeist um Futures, die in organisierten Märkten mit Clearingstellen gehandelt werden. Sie werden nach ihrem notierten Preis zum beizulegenden Zeitwert bewertet.

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

Die Bewertung anderer Derivate zum beizulegenden Zeitwert beruht auf den allgemein üblichen Modellen im Handelsumfeld für Commodities und schließt direkt und indirekt beobachtbare Parameter ein. Diese Instrumente stehen auf Stufe 2 der Hierarchie des beizulegenden Zeitwerts.

Finanzielle Vermögenswerte, die als erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert eingestuft werden oder diese Kriterien erfüllen

Finanzielle Vermögenswerte, die als erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert gelten, für die die Gruppe regelmäßig Angaben zum Nettovermögenswert hat, sind der Stufe 1 zuzurechnen. Sind Nettovermögenswerte nicht regelmäßig verfügbar, gehören diese Instrumente zu Stufe 2.

Finanzielle Vermögenswerte, die als erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert eingestuft sind, sind der Stufe 2 zuzurechnen.

15.4.2 Finanzielle Verbindlichkeiten

Die folgende Tabelle zeigt die Zuordnung von Finanzinstrumenten, die in die Verbindlichkeiten gebucht sind, zu den verschiedenen Stufen der Hierarchie des beizulegenden Zeitwerts:

in Millionen Euro	31. Dez. 2012				31. Dez. 2011
	Summe	Stufe 1	Stufe 2	Stufe 3	Summe	Stufe 1
Fremdkapital, das für eingestufte Absicherungen des beizulegenden Zeitwerts genutzt wird	11.027	-	11.027	-	9.458	-
Derivate	6.844	67	6.600	176	8.495	89
Fremdkapital absichernde Derivate	279	-	279	-	407	-
Commodities absichernde Derivate - im Zusammenhang mit Portfolio-Management	2.271	48	2.115	108	3.291	81
Commodities absichernde Derivate - im Zusammenhang mit Handelstätigkeit	2.412	19	2.385	8	2.402	9
Andere Posten absichernde Derivate	1.881	-	1.821	60	2.396	-
SUMME	17.870	67	17.627	176	17.953	89

in Millionen Euro	31. Dez. 2011
	Stufe 2	Stufe 3
Fremdkapital, das für eingestufte Absicherungen des beizulegenden Zeitwerts genutzt wird	9.458	-
Derivate	8.049	357
Fremdkapital absichernde Derivate	407	-
Commodities absichernde Derivate - im Zusammenhang mit Portfolio-Management	2.917	293
Commodities absichernde Derivate - im Zusammenhang mit Handelstätigkeit	2.389	4
Andere Posten absichernde Derivate	2.335	60
SUMME	17.507	357

Fremdkapital und Schulden

Dieser Titel enthält Anleihen, die als Sicherungsverhältnis des beizulegenden Zeitwerts eingestuft sind und die auf Stufe 2 der Tabelle oben dargestellt sind. Nur der Zinsbestandteil der Anleihen wird neu bewertet, wobei der beizulegende Zeitwert durch Verweis auf beobachtbare Daten ermittelt wird.

Derivate

Vgl. Einstufung von derivativen Finanzinstrumenten in Anhang 15.4.1. "Finanzielle Vermögenswerte".

ANHANG 16 RISIKEN DURCH FINANZINSTRUMENTE

GDF SUEZ benutzt Derivate hauptsächlich, um seiner Gefährdung durch Marktrisiken zu begegnen. Die Vorgehensweisen beim Management finanzieller Risiken werden in Abschnitt 2 "Risikofaktoren" des Referenzdokuments beschrieben.

16.1 Marktrisiken

16.1.1 Commodity-Risiken

Commodity-Risiken entstehen zumeist aus folgenden Tätigkeiten:

―	Portfolio-Management und
―	Trading.

Die Gruppe hat zwei Arten von Commodity-Risiken identifiziert: Preisrisiken durch Marktpreisfluktuationen und der Geschäftstätigkeit innewohnende Volumen-Risiken.

In ihrer gewöhnlichen Geschäftstätigkeit sieht sich die Gruppe Commodity-Risiken bei Gas, Strom, Kohle, Öl und Ölerzeugnissen, sonstigen Brennstoffen, CO₂ und sonstigen "grünen" Produkten ausgesetzt. Die Gruppe ist auf diesen Energiemärkten aktiv, entweder für Lieferzwecke oder um ihre Energieerzeugungskette und ihren Energieabsatz zu optimieren und abzusichern. Die Gruppe setzt auch Derivate ein, um ihren Kunden Sicherungsinstrumente anzubieten und ihre eigenen Positionen zu besichern.

16.1.1.1 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:

―	das Gewährleisten der Versorgung und ein Gleichgewicht 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 der Gruppe über die Haushaltsperiode zu schützen und die mittelfristigen Ergebnisse auszugleichen (über drei oder fünf Jahre, je nach Reife jedes Markts). Er ermutigt die Portfolio-Manager, Sicherungsinstrumente für ihr Portfolio abzuschließen.

Sensibilitäten des Portfolios aus Finanzderivaten für Commodities, die per 31. Dezember 2012 als Teil des Portfolio-Managements genutzt werden, sind der folgenden Tabelle zu entnehmen. Für künftige Änderungen der konsolidierten Ergebnisse und des konsolidierten Eigenkapitals sind sie nicht repräsentativ, denn sie beinhalten die Sensibilitäten nicht, die sich bei Kauf- und Verkaufskontrakten auf die Commodities beziehen, die den Basiswert bilden.

SENSIBILITÄTSANALYSE⁽¹⁾

in Millionen Euro	Preisänderungen	31. Dez. 2012		31. Dez. 2011
		Vorsteuerliche Auswirkung auf den Ertrag	Vorsteuerliche Auswirkung auf das Eigenkapital	Vorsteuerliche Auswirkung auf den Ertrag	Vorsteuerliche Auswirkung auf das Eigenkapital
Ölprodukte	+10 US$/bbl	200	(6)	(159)	123
Erdgas	+3 €/MWh	13	(186)	267	(77)
Strom	+5 €/MWh	(333)	45	(394)	17
Kohle	+10 US$/t	60	69	9	48
Treibhausgas-Emissionsrechte	+2 €/t	169	(4)	33	(2)
EUR/USD	+10%	(315)	(13)	(1)	(209)
EUR/GBP	+10%	80	22	(33)	(3)
GBP/USD	+10%	21	-	39	-

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

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

16.1.1.2 Handelstätigkeiten

Die Handelstätigkeit der Gruppe wird hauptsächlich bei GDF SUEZ Trading abgewickelt. Zweck dieser 100%igen Tochter ist, (i) die Unternehmen der Gruppe bei der Optimierung ihrer Asset-Portfolios zu unterstützen, (ii) Managementlösungen für das Energiepreisrisiko zu erarbeiten und umzusetzen und (iii) eine konzerneigene Handelstätigkeit zu entwickeln.

Umsatzerlöse aus Handelsgeschäften beliefen sich in dem am 31. Dezember 2012 beendeten Jahr auf insgesamt 258 Mio. € (2011: 227 Mio. €).

Die Anwendung des Value-at-Risk (VaR) zur Quantifizierung des Marktrisikos aus Handelsgeschäften erlaubt eine diagonale Messung des Risikos unter Berücksichtigung aller Märkte und Erzeugnisse. Der VaR steht für den maximalen potenziellen Verlust eines Portfolios aus Vermögenswerten über eine bestimmte Haltezeit auf der Basis eines gegebenen Konfidenzintervalls. Er ist kein Hinweis auf erwartete Ergebnisse, sondern ein regelmäßiges Backtesting.

Die Gruppe benutzt eine eintägige Haltezeit und ein Konfidenzintervall von 99%, um den VaR zu berechnen, sowie Stress-Tests gemäß den gesetzlichen Anforderungen an Banken.

Der folgende Value-at-Risk entspricht den aggregierten VaR der Handelsunternehmen der Gruppe.

BENUTZTER VALUE AT RISK

in Millionen Euro	31. Dez. 2012	Durchschnitt 2012⁽¹⁾	Maximum 2012⁽²⁾	Minimum 2012⁽²⁾	Durchschnitt 2011⁽¹⁾
Handelsgeschäfte	2	4	8	2	4

⁽¹⁾ durchschnittlicher täglicher VaR
⁽²⁾ 2012 beobachteter maximaler und minimaler täglicher VaR.

16.1.2 Sicherungsverhältnisse für Commodity-Risiken

Die Gruppe schließt Sicherungen für Cashflow und für den beizulegenden Zeitwert nach Definition in IAS 39 ab, indem sie Derivate (Festpreisverträge oder Optionskontrakte) nutzt, 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 Commodity-Derivaten am 31. Dezember 2012 und 31. Dezember 2011:

in Millionen Euro	31. Dez. 2012				31. Dez. 2011
	Vermögenswerte		Verbindlichkeiten		Vermögenswerte
	Langfristig	Kurzfristig	Langfristig	Kurzfristig	Langfristig	Kurzfristig
Derivate in Verbindung mit Portfolio-Management	737	1.545	(724)	(1.548)	969	2.653
Absicherungen des Cashflow	273	614	(256)	(551)	349	1.227
Sonstige Derivate	464	931	(467)	(996)	620	1.426
Derivate in Verbindung mit Handelsgeschäften		2.610		(2.412)		2.263
SUMME	737	4.155	(724)	(3.960)	969	4.916

in Millionen Euro	31. Dez. 2011
	Verbindlichkeiten
	Langfristig	Kurzfristig
Derivate in Verbindung mit Portfolio-Management	(994)	(2.297)
Absicherungen des Cashflow	(208)	(710)
Sonstige Derivate	(786)	(1.587)
Derivate in Verbindung mit Handelsgeschäften		(2.402)
SUMME	(994)	(4.699)

Vgl. auch Anhänge 15.1.3 "Andere erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte" und 15.2.2 "Derivate".

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 mit künftigem Cashflow verrechnet werden, der aus den ihnen zugrunde liegenden Transaktionen entsteht.

16.1.2.1 Cashflow-Hedges

in Millionen Euro	31. Dez. 2012				31. Dez. 2011
	Vermögenswerte		Verbindlichkeiten		Vermögenswerte
	Langfristig	Kurzfristig	Langfristig	Kurzfristig	Langfristig	Kurzfristig
Erdgas	33	157	(30)	(144)	101	268
Strom	165	266	(129)	(217)	93	258
Kohle	6	17	(42)	(75)	18	22
Öl	20	158	(19)	(76)	52	546
Sonstige	49	16	(36)	(39)	85	133
SUMME	273	614	(256)	(551)	349	1.227

in Millionen Euro	31. Dez. 2011
	Verbindlichkeiten
	Langfristig	Kurzfristig
Erdgas	(41)	(248)
Strom	(85)	(220)
Kohle	(27)	(33)
Öl	(26)	(179)
Sonstige	(29)	(30)
SUMME	(208)	(710)

Die Nominalvolumen und Fälligkeiten von Cashflow-Hedges sehen wie folgt aus:

NOMINALVOLUMEN (NETTO)^*

In GWh	Summe am 31. Dez. 2012	2013	2014	2015	2016	2017
Erdgas, Strom und Kohle	19.479	(9.368)	16.919	10.961	456	248
Ölprodukte	64.935	50.558	14.007	743	(373)	-
Andere	-	-	-	-	-	-
SUMME	84.414	41.190	30.926	11.704	83	248

In GWh	mehr als 5 Jahre
Erdgas, Strom und Kohle	263
Ölprodukte	-
Andere	-
SUMME	263

^* Long-/(Short-)-Position

NOMINALVOLUMEN (NETTO)^*

in tausend Tonnen	Summe am 31. Dez. 2012	2013	2014	2015	2016	2017
Treibhausgas-Emissionsrechte	24	19	5	-	-	-
SUMME	24	19	5	-	-	-

in tausend Tonnen	mehr als 5 Jahre
Treibhausgas-Emissionsrechte	-
SUMME	-

^* Long-/(Short-)-Position

Per 31. Dezember 2012 wurde ein Verlust von 127 Mio. € bei den Cashflow-Hedges im Eigenkapital ausgewiesen, gegenüber einem Gewinn von 430 Mio. € Ende 2011. Ein Gewinn von 393 Mio. € wurde 2012 aus dem Eigenkapital in den Ertrag umgruppiert, verglichen mit einem Gewinn von 71 Mio. €, der 2011 umgruppiert wurde.

Gewinne und Verluste aus dem unwirksamen Bestandteil von Sicherungsinstrumenten werden als Ertrag gebucht. Ein Verlust von 29 Mio. € wurde 2012 im Ertrag ausgewiesen, verglichen mit einem Gewinn von 20 Mio. € für 2011.

16.1.2.2 Sonstige Commodity-Derivate

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

16.1.3 Währungsrisiken

Die Gruppe ist einem Devisenrisiko ausgesetzt, definiert als Auswirkung von Wechselkursschwankungen auf ihre Bilanz und Gewinn- und Verlustrechnung, die ihre Geschäfts- und Finanzierungstätigkeit beeinflussen. Das Devisenrisiko beinhaltet (i) das Transaktionsrisiko aus der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit; (ii) das Transaktionsrisiko, das speziell mit geplanten Investitionen oder Fusionen und Erwerben verbunden ist, und (iii) das Umrechnungsrisiko aus der Konsolidierung der Jahresabschlüsse in Euro von Tochtergesellschaften mit einer anderen funktionalen Währung als dem Euro. Dieses Risiko betrifft vor allem Brasilien, Thailand, Norwegen, das Vereinigte Königreich, Australien, die Vereinigten Staaten und die Vermögenswerte, die als Dollar-basiert gelten.

16.1.3.1 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. 2012		31. Dez. 2011
	Vor Absicherung	Nach Absicherung	Vor der Absicherung	Nach Absicherung
EUR	63%	66%	61%	60%
USD	12%	14%	12%	16%
GBP	8%	3%	8%	4%
Andere Währungen	17%	17%	19%	20%
SUMME	100%	100%	100%	100%

NETTOSCHULD

	31. Dez. 2012		31. Dez. 2011
	Vor Absicherung	Nach Absicherung	Vor der Absicherung	Nach Absicherung
EUR	62%	65%	53%	52%
USD	13%	16%	14%	21%
GBP	8%	3%	9%	2%
Andere Währungen	17%	16%	24%	25%
SUMME	100%	100%	100%	100%

16.1.3.2 Empfindlichkeitsanalyse für das Devisenrisiko

Die Sensibilität wurde ausgehend von der Nettoschuldenposition der Gruppe (einschließlich der Auswirkung von Zins- und Devisenderivaten) und Finanzinstrumenten, die sich als Absicherungen für Nettoinvestitionen eignen, am Berichtsdatum analysiert.

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

Auswirkung auf den Ertrag nach Währungsabsicherungen

Änderungen der Umrechnungssätze zum Euro beeinflussen den Ertrag nur über Gewinne und Verluste bei Verbindlichkeiten, 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 30 Mio. € bedeuten.

Wirkung auf das Eigenkapital

Bei Finanzinstrumenten (Schulden und Derivaten), die als Absicherung für Nettoinvestitionen geeignet sind, hätte eine einheitliche nachteilige Änderung von 10% bei Devisen zum Euro eine Positivwirkung von 629 Mio. € auf das Eigenkapital. Dieser Wirkung steht eine verrechnende Änderung bei der abgesicherten Nettoinvestition entgegen.

16.1.4 Zinsrisiko

Die Gruppe ist bestrebt, ihre Fremdkapitalkosten dadurch zu managen, dass sie die Auswirkung von Zinsschwankungen auf die Gewinn- und Verlustrechnung begrenzt. Dazu sichert sie mittelfristig (fünf Jahre) eine ausgeglichene Zinsstruktur. Ziel der Gruppe ist daher, für ihre Nettoverschuldung einen Mix aus Festzinsen, variablen Zinsen und gekappten variablen Zinsen zu nutzen. Der Zinsmix kann sich je nach Markttrends um dieses Gleichgewicht herum bewegen.

Um die Zinsstruktur ihrer Nettoverschuldung zu gestalten, nutzt die Gruppe Sicherungsinstrumente, insbesondere Zinsswaps und Optionen. Per 31. Dezember 2012 hatte die Gruppe ein Portfolio aus Zinsoptionen (Caps), die sie vor einer Erhöhung der kurzfristigen Zinssätze bei Euro, US-Dollar und Pfund Sterling schützen.

16.1.4.1 Analyse von Finanzinstrumenten nach Art des Zinssatzes

Die folgenden Tabellen zeigen eine Untergliederung der ausstehenden Bruttoverschuldung und Nettoverschuldung nach Art des Zinssatzes vor und nach Absicherung:

AUSSTEHENDE BRUTTOSCHULDEN

	31. Dez. 2012		31. Dez. 2011
	Vor Absicherung	Nach Absicherung	Vor Absicherung	Nach Absicherung
Variable Zinsen	38%	39%	42%	41%
Festzins	62%	61%	58%	59%
SUMME	100%	100%	100%	100%

NETTOSCHULD

	31. Dez. 2012		31. Dez. 2011
	Vor Absicherung	Nach Absicherung	Vor Absicherung	Nach Absicherung
Variable Zinsen	21%	22%	15%	12%
Festzins	79%	78%	85%	88%
SUMME	100%	100%	100%	100%

16.1.4.2 Empfindlichkeitsanalyse für das Zinsrisiko

Die Sensibilität wurde ausgehend von der Nettoschuldenposition der Gruppe (einschließlich der Auswirkung von Zins- und Devisenderivaten in Verbindung mit Nettoschulden) am Abschlussstichtag analysiert.

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

Auswirkung auf den Ertrag nach Absicherung

Ein einheitlicher Anstieg der kurzfristigen Zinsen (über alle Währungen) um 1% des Nennbetrags der Nettoschuld zu variablem Zinssatz und für den Anteil des variablen Zinssatzes bei Derivaten würde den Nettozinsaufwand um 96 Mio. € erhöhen. Eine Senkung der kurzfristigen Zinsen um 1% würde den Nettozinsaufwand um 6 Mio. € verringern. Die asymmetrischen Auswirkungen sind den niedrigen kurzfristigen Zinsen (unter 1%) zuzuschreiben, die für bestimmte finanzielle Vermögenswerte und Verbindlichkeiten gelten.

In der Gewinn- und Verlustrechnung würde ein einheitlicher Anstieg der Zinsen um 1% (über alle Währungen) auf Derivate, die sich nicht für ein Hedge-Accounting eignen, einen Gewinn von 193 Mio. € bewirken, der sich aus den Änderungen des beizulegenden Zeitwerts der Derivate ergäbe. Doch würde eine Zinssenkung von 1% zu einem Verlust in Höhe von 351 Mio. € führen. Die asymmetrischen Auswirkungen entstehen durch das Zinsoptions-Portfolio.

Wirkung auf das Eigenkapital

Eine einheitliche Erhöhung der Zinsen um 1% (über alle Währungen) hätte eine Positivwirkung von 312 Mio. € auf das Eigenkapital, und zwar wegen der geänderten Auswirkung des Zinssatzes auf den beizulegenden Zeitwert der Derivate, die als Sicherungsinstrumente für den Cashflow und Nettoinvestitionen geeignet und in der Bilanz ausgewiesen sind. Doch hätte eine Zinssenkung von 1% eine Negativwirkung von 356 Mio. €.

16.1.4.3 Devisen- und Zinsabsicherungen

Die folgende Tabelle zeigt die beizulegenden Zeitwerte und Nominalvolumen von Finanzinstrumenten, die als Devisen- oder Zinsabsicherungen designiert sind:

WÄHRUNGSDERIVATE

in Millionen Euro	31. Dez. 2012		31. Dez. 2011
	Beizulegender Zeitwert	Nominalbetrag	Beizulegender Zeitwert	Nominalbetrag
Absicherungen des beizulegenden Zeitwerts	64	1.953	404	2.221
Cashflow-Absicherungen	(36)	4.101	155	6.089
Absicherungen von Nettoinvestitionen	65	6.288	(130)	6.918
Derivative Instrumente, die nicht die Kriterien des Hedge-Accounting erfüllen	(38)	13.881	(21)	11.196
SUMME	55	26.222	408	26.424

ZINSDERIVATE

in Millionen Euro	31. Dez. 2012		31. Dez. 2011
	Beizulegender Zeitwert	Nominalbetrag	Beizulegender Zeitwert	Nominalbetrag
Absicherungen des beizulegenden Zeitwerts	804	6.546	563	8.490
Cashflow-Absicherungen	(460)	4.568	(694)	7.261
Derivative Instrumente, die nicht die Kriterien des Hedge-Accounting erfüllen	(66)	28.239	(636)	20.782
SUMME	279	39.353	(766)	36.532

Die beizulegenden Zeitwerte in der Tabelle oben sind positiv, wenn es sich um einen Vermögenswert handelt, und negativ bei einer Verbindlichkeit.

Die Gruppe 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-Absicherungen werden hauptsächlich dazu benutzt, künftige Devisen-Cashflows sowie Schulden zu variablem Zinssatz abzusichern.

Sicherungsinstrumente für Nettoinvestitionen sind zumeist kombinierte Währungsswaps.

Derivate, die nicht die Voraussetzungen für Hedge-Accounting erfüllen, sind Instrumente, die von der Rechnungslegung her nicht der Definition für Sicherungsgeschäfte gerecht werden, auch wenn sie als wirtschaftliche Sicherung von Fremdkapital und Devisenverpflichtungen fungieren.

Per 31. Dezember 2012 stellt die Nettoauswirkung von Absicherungen eines beizulegenden Zeitwerts, die in der Gewinn- und Verlustrechnung ausgewiesen sind, einen Verlust von 12 Mio. € dar.

Absicherungen des beizulegenden Zeitwerts

Absicherungen des Cashflow

Devisen- und Zinsderivate, die die Kriterien von Cashflow-Absicherungen erfüllen, lassen sich nach Fälligkeit wie folgt analysieren:

PER 31. DEZEMBER 2012

in Millionen Euro	Summe	2013	2014	2015	2016	2017
Aufschlüsselung des beizulegenden Zeitwerts der Derivate nach Fälligkeitstermin	(496)	(51)	(74)	(51)	(43)	(28)

in Millionen Euro	mehr als 5 Jahre
Aufschlüsselung des beizulegenden Zeitwerts der Derivate nach Fälligkeitstermin	(249)

PER 31. DEZEMBER 2011

in Millionen Euro	Summe	2012	2013	2014	2015	2016
Aufschlüsselung des beizulegenden Zeitwerts der Derivate nach Fälligkeitstermin	(539)	(30)	(156)	(108)	(76)	(52)

in Millionen Euro	mehr als 5 Jahre
Aufschlüsselung des beizulegenden Zeitwerts der Derivate nach Fälligkeitstermin	(117)

Per 31. Dezember 2012 wurde ein Verlust von 340 Mio. € im Eigenkapital ausgewiesen.

Der Betrag, der in der Periode aus dem Eigenkapital in den Ertrag umgegliedert wurde, war ein Gewinn von 4 Mio. €.

Der im Ertrag ausgewiesene unwirksame Anteil von Cashflow-Absicherungen war nicht wesentlich.

Absicherungen von Nettoinvestitionen

Der unwirksame Anteil an Sicherungsinstrumenten von Nettoinvestitionen, die im Ertrag ausgewiesen wurden, stellte einen Verlust von 10 Mio. € dar.

16.2 Gegenparteirisiko

In ihrer Geschäfts- und Finanzierungstätigkeit sieht sich die Gruppe 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).

16.2.1 Betriebliche Tätigkeit

Das Gegenparteirisiko bei betrieblichen Tätigkeiten wird mit Standardmechanismen gesteuert, wie Garantien Dritter, Aufrechnungsvereinbarungen und Margenausgleich, wobei spezielle Sicherungsinstrumente oder spezielle Vorauszahlungsverfahren und Vorgehensweisen zum Beitreiben von Schulden eingesetzt werden, insbesondere bei Privatkunden.

Gemäß der Konzernpolitik ist jeder Unternehmenssparte für ihren Umgang mit dem Gegenparteirisiko verantwortlich, obwohl die Handhabung der größten Gefährdungen durch Gegenparteien weiterhin bei der Gruppe liegt.

Die Kreditqualität großer Gegenparteien und solcher mittlerer Größe, bei denen die Gruppe einer Gefährdung oberhalb eines bestimmten Schwellenwerts ausgesetzt ist, wird mit einem speziellen Rating-Verfahren bewertet, während bei Geschäftskunden, bei denen die Gefährdung für die Gruppe eher gering ist, eine vereinfachte Kreditwürdigkeitsprüfung benutzt wird. Diese Vorgehensweisen beruhen auf förmlich dokumentierten, konsistenten Methoden in der gesamten Gruppe. Konsolidierte Risiken werden nach Gegenpartei und Segment (Kreditqualität, Branche usw.) mit Hilfe des laufenden Risikos (Zahlungsrisiko, Marktwertrisiko) überwacht.

Das Energy Market Risk Committee (CRME - Ausschuss für Risiken auf dem Energiemarkt) der Gruppe konsolidiert und überwacht die Risikogefährdung der Gruppe durch ihre wichtigsten Gegenparteien im Energiebereich vierteljährlich und achtet darauf, dass die für diese Gegenparteien festgelegten Risikogrenzen eingehalten werden.

Nachstehend werden überfällige Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und andere Forderungen analysiert:

FORDERUNGEN AUS LIEFERUNGEN UND LEISTUNGEN UND ANDERE FORDERUNGEN

in Millionen Euro	Überfällige Vermögenswerte, die am Abschlussstichtag nicht wertgemindert waren				Wertgeminderte Vermögenswerte	Vermögenswerte, die weder wertgemindert noch überfällig sind
	0-6 Monate	6-12 Monate	mehr als 1 Jahre	Summe	Summe	Summe
Per 31. Dezember 2012	1.273	373	335	1.981	1.452	22.646
Per 31. Dezember 2011	1.324	285	512	2.121	1.464	20.547

in Millionen Euro	Summe
Per 31. Dezember 2012	26.079
Per 31. Dezember 2011	24.132

Das Laufzeit von Forderungen, die überfällig, aber nicht wertgemindert sind, kann je nach Art des Kunden, mit dem die Gruppe Geschäfte macht, erheblich variieren (Privatunternehmen, Einzelpersonen oder öffentliche Behörden). Die Gruppe entscheidet daher von Fall zu Fall über das Ansetzen einer Wertminderung, je nach den Kenndaten des betreffenden Kunden. Hinsichtlich der Forderungen ist die Gruppe nicht der Ansicht, dass sie einer wesentlichen Risikokonzentration ausgesetzt ist.

Bei den Commodity-Derivaten entsteht das Gegenparteirisiko aus dem positiven beizulegenden Zeitwert. Bei der Berechnung des beizulegenden Zeitwerts dieser Derivate wird das Gegenparteirisiko berücksichtigt.

GEGENPARTEIRISIKO

in Millionen Euro	31. Dez. 2012		31. Dez. 2011
	Investment Grade⁽²⁾	Summe	Investment Grade⁽²⁾	Summe
Bruttoexposition⁽¹⁾	4.617	4.893	5.079	5.885
Nettoexposition⁽³⁾	1.418	1.575	2.428	2.620
% Kreditrisiko bei Gegenparteien mit "Investment Grade"	90,0%		92,7%

⁽¹⁾ Entspricht dem maximalen Risiko, d.h. dem Wert der in der Bilanz erscheinenden Vermögenswerte (positiver beizulegender Zeitwert).
⁽²⁾ Der 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 und in der Spalte "Investment Grade" erscheinen. Der Investment-Grade wird auch nach einem internen Rating-Modell bestimmt, das in der Gruppe gerade eingeführt wird und ihre wichtigsten Gegenparteien abdeckt
⁽³⁾ Nach Berücksichtigung der Verbindlichkeiten mit den gleichen Gegenparteien (negativer beizulegender Zeitwert), Sicherheiten, Aufrechnungsvereinbarungen und anderen Möglichkeiten der Verbesserung der Kreditqualität.

16.2.2 Finanzierungstätigkeit

Hinsichtlich ihrer Finanzierungstätigkeit hat die Gruppe Verfahren für das Management und die Überwachung von Risiken eingeführt, die (i) auf der Akkreditierung von Gegenparteien nach externen Kredit-Ratings, objektiven Marktdaten (Kreditausfallswaps, Börsenkurswert) und Finanzstruktur und (ii) auf den Grenzen der Gefährdung durch das Gegenparteirisiko beruhen.

Um ihre Gefährdung durch ein Gegenparteirisiko zu verringern, bediente sich die Gruppe in zunehmendem Maße eines strukturierten rechtlichen Rahmens, der auf Rahmenvereinbarungen (einschließlich Aufrechnungsklauseln) und Besicherungsverträgen (Margenausgleich) beruht.

Die Kontrolle des Managements des Gegenparteirisikos aus Finanzierungstätigkeit wird durch ein Middle Office wahrgenommen, das unabhängig vom Treasury Department der Gruppe arbeitet und der Finance Division berichtet.

16.2.2.1 Gegenparteirisiko aus Krediten und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten (ohne Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen)

Der Saldo der ausstehenden überfälligen Kredite und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten (ohne Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen) wird im Folgenden analysiert:

KREDITE UND FORDERUNGEN ZU FORTGEFÜHRTEN ANSCHAFFUNGSKOSTEN (OHNE FORDERUNGEN AUS LIEFERUNGEN UND LEISTUNGEN UND ANDERE FORDERUNGEN)

in Millionen Euro	Überfällige Vermögenswerte, die am Abschlussstichtag nicht wertgemindert waren				Wertgeminderte Vermögenswerte	Vermögenswerte, die weder wertgemindert noch überfällig sind
	0-6 Monate	6-12 Monate	mehr als 1 Jahre	Summe	Summe	Summe
Per 31. Dezember 2012	10	11	98	119	408	4.982
Per 31. Dezember 2011	6	10	24	40	412	4.891

in Millionen Euro	Summe
Per 31. Dezember 2012	5.509
Per 31. Dezember 2011	5.343

Der Saldo der ausstehenden Kredite und Forderungen, die zu fortgeführten Anschaffungskosten gebucht sind (ohne Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen), enthält keinen Wertminderungsaufwand oder Änderungen des beizulegenden Zeitwerts und der fortgeführten Anschaffungskosten und belief sich per 31. Dezember 2012 auf -385 Mio. €, -2 Mio. € bzw. 49 Mio. € (-380 Mio. €, -2 Mio. € bzw. 163 Mio. € am 31. Dezember 2011). Änderungen dieser Posten sind in Anhang 15.1.2 "Kredite und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten" dargelegt.

16.2.2.2 Gegenparteirisiko aus Investitionstätigkeit und der Verwendung von derivativen Finanzinstrumenten

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

Per 31. Dezember 2012 betrug die Gesamtsumme der Außenstände mit einem Kreditrisiko 12.046 Mio. €.

in Millionen Euro	31. Dez. 2012				31. Dez. 2011
	Summe	Investment Grade⁽¹⁾	Nicht bewertet⁽²⁾	Ohne Investment Grade⁽²⁾	Summe	Investment Grade⁽¹⁾
Gefährdung⁽³⁾	12.046	91%	8%	1%	19.755	94%

in Millionen Euro	31. Dez. 2011
	Nicht bewertet⁽²⁾	Ohne Investment Grade⁽²⁾
Gefährdung⁽³⁾	5%	1%

⁽¹⁾ Gegenparteien, die von Standard & Poor's mindestens mit BBB- oder von Moody's mit Baa3 bewertet weiden.
⁽²⁾ Der größte Teil dieser beiden Kreditrisiken wird von Konzerngesellschaften getragen, bei denen es nicht beherrschende Beteiligungen gibt, oder von Konzerngesellschaften, die in Schwellenländern tätig sind, in denen Zahlungsmittel nicht gepoolt werden können und daher lokal investiert werden.
⁽³⁾ Nach Berücksichtigung von Besicherungsvereinbarungen.

Per 31. Dezember 2012 repräsentierte keine einzelne Gegenpartei mehr als 20% der Barkapitaleinlagen.

16.3 Liquiditätsrisiko

Im Kontext ihrer Geschäftstätigkeit besteht für die Gruppe das Risiko, unzureichend liquide zu sein, um ihre vertraglichen Verpflichtungen zu erfüllen. Ebenso wie die Risiken, die mit dem Management von Betriebskapital verbunden sind, erfordern bestimmte Marktaktivitäten einen Margenausgleich.

Die Gruppe hat einen vierteljährlich tagenden Ausschuss eingesetzt, dessen Aufgabe in der Steuerung und Überwachung des Liquiditätsrisikos für die gesamte Gruppe besteht, damit ein breites Spektrum an Investitionen und Finanzierungsquellen gewahrt bleibt, in der Vorbereitung von Prognosen für Bareinlagen und für Veräußerungen von Beteiligungen und in der Durchführung von Stress-Tests für den Margenausgleich, auf den zurückgegriffen wird, wenn Commodity-, Zins- und Währungsderivate verhandelt werden.

Die Gruppe zentralisiert den nahezu gesamten Finanzierungsbedarf und Zahlungsmittelüberschüsse der von ihr beherrschten Unternehmen sowie den größten Teil ihres mittelfristigen und langfristigen externen Finanzierungsbedarfs. Die Zentralisierung erfolgt über Finanzierungs-Vehikel (lang- und kurzfristig) und durch spezielle Cash-Pooling-Vehikel der Gruppe in Frankreich, Belgien und Luxemburg.

Die von diesen Strukturen gehaltenen Überschüsse werden nach 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.

Die sich seit 2008 fortsetzenden Finanzkrisen und das daraus entstandene erhöhte Gegenparteirisiko veranlasste die Gruppe, ihre Investitionspolitik mit dem Ziel zu straffen, eine extrem hohe Liquidität vorzuhalten und das investierte Kapital zu schützen (95% der am 31. Dezember 2012 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 die Gruppe nötigenfalls sofort auf Marktentwicklungen reagieren kann.

Grundlagen der Finanzpolitik der Gruppe sind:

―	Zentralisierung der externen Finanzierung;
―	Diversifizierung der Finanzierungsquellen in Bezug auf Kreditinstitute und Kapitalmärkte;
―	ein ausgeglichenes Schuldenrückzahlungsprofil.

Die Gruppe ist bestrebt, ihre Finanzierungsquellen dadurch zu diversifizieren, dass sie im Rahmen ihres Euro-Medium-Term-Notes-Programms öffentliche oder private Anleihen emittiert. Sie begibt auch Commercial Papers in Frankreich, Belgien und den Vereinigten Staaten.

Per 31. Dezember 2012 machten Bankkredite 31% der Bruttoverschuldung aus (ohne Kontokorrentkredite und die Auswirkung von Derivaten und fortgeführten Anschaffungskosten), während die restlichen Schulden auf Kapitalmärkten aufgenommen wurden (einschließlich 31.407 Mio. € in Anleihen bzw. 59% der Bruttoverschuldung).

In Umlauf befindliche kurzfristige Commercial-Paper-Emissionen machten per 31. Dezember 2012 10% der Bruttoverschuldung bzw. 5.378 Mio. € aus. Da Commercial Papers relativ kostengünstig und hochliquide sind, verwendet die Gruppe sie zyklisch oder strukturiert, um ihren kurzfristigen Zahlungsmittelbedarf zu finanzieren. Alle im Umlauf befindlichen Commercial Papers sind jedoch durch bestätigte Bankkreditlinien gedeckt, so dass die Gruppe ihre Tätigkeit weiterhin finanzieren könnte, sollte diese Finanzierungsquelle austrocknen.

Die verfügbaren Zahlungsmittel - das sind Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente sowie finanzielle Vermögenswerte, die als erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert eingestuft sind oder diese Kriterien erfüllen -, abzüglich Kontokorrentkredite und Transaktionskonten, die in die Verbindlichkeiten gebucht werden, beliefen sich per 31. Dezember 2012 auf 10.312 Mio. €, von denen 72% in der Euro-Zone investiert waren.

Die Gruppe hat auch Zugang zu bestätigten Kreditlinien. Diese Fazilitäten sind für den Umfang ihrer Geschäftstätigkeit und für den zeitlichen Horizont der vertraglich vereinbarten Schuldentilgung angemessen. Per 31. Dezember 2012 wurden bestätigte Kreditfazilitäten für insgesamt 17.470 Mio. € gewährt, von denen 15.568 Mio. € zur Verfügung standen und nicht in Anspruch genommen waren. 78% der gesamten Kreditlinien und 73% der nicht gezogenen Fazilitäten sind zentralisiert. Keine dieser zentralisierten Fazilitäten enthält eine Verzugsklausel, die mit Zusicherungen oder Mindestbonitätsbewertungen verbunden ist.

16.3.1 Nicht abgezinste vertraglich vereinbarte Zahlungen für Finanzierungstätigkeiten

Per 31. Dezember 2012 lassen sich die nicht abgezinsten vertraglich vereinbarten Zahlungen der Nettoschuld (ohne Auswirkung von Derivaten und fortgeführten Anschaffungskosten) wie folgt nach Fälligkeit ordnen:

PER 31. DEZEMBER 2012

in Millionen Euro	Summe	2013	2014	2015	2016	2017
Ausgaben von Anleihen	31.407	1.099	2.868	2.128	2.619	3.275
Commercial Paper	5.378	5.378	-	-	-	-
Ziehungen von Kreditfazilitäten	1.902	319	119	130	673	11
Verbindlichkeiten aus Finanzierungsleasings	1.360	447	153	130	123	127
Andere Kredite von Banken	12.161	1.565	1.718	1.016	958	1.383
Anderes Fremdkapital	1.125	143	97	83	49	171
Kontokorrentkredite und Transaktionskonten	1.326	1.326	-	-	-	-
AUSSTEHENDES FREMDKAPITAL UND SCHULD	54.658	10.277	4.955	3.487	4.422	4.967
Vermögenswerte im Zusammenhang mit Finanzierung	(295)	(237)	-	-	-	(1)
Finanzielle Vermögenswerte, die als erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert designiert sind oder diese Kriterien erfüllen	(255)	(255)
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	(11.383)	(11.383)	-	-	-	-
NETTOSCHULD OHNE DIE AUSWIRKUNG VON DERIVATEN, BARSICHERHEIT UND FORTGEFÜHRTEN ANSCHAFFUNGSKOSTEN	42.725	(1.598)	4.955	3.487	4.422	4.966

in Millionen Euro	mehr als 5 Jahre
Ausgaben von Anleihen	19.419
Commercial Paper	-
Ziehungen von Kreditfazilitäten	650
Verbindlichkeiten aus Finanzierungsleasings	380
Andere Kredite von Banken	5.520
Anderes Fremdkapital	581
Kontokorrentkredite und Transaktionskonten	-
AUSSTEHENDES FREMDKAPITAL UND SCHULD	26.550
Vermögenswerte im Zusammenhang mit Finanzierung	(58)
Finanzielle Vermögenswerte, die als erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert designiert sind oder diese Kriterien erfüllen
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	-
NETTOSCHULD OHNE DIE AUSWIRKUNG VON DERIVATEN, BARSICHERHEIT UND FORTGEFÜHRTEN ANSCHAFFUNGSKOSTEN	26.492

PER 31. DEZEMBER 2011

in Millionen Euro	Summe	2012	2013	2014	2015	2016
AUSSTEHENDES FREMDKAPITAL UND SCHULD	54.568	12.163	3.362	5.890	4.104	3.105
Vermögenswerte für Finanzierung, finanzielle Vermögenswerte, die als erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert designiert sind oder diese Kriterien erfüllen, und Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	(17.578)	(17.267)	(193)	(11)	(32)	(11)
NETTOSCHULD OHNE DIE AUSWIRKUNG VON DERIVATEN, BARSICHERHEIT UND FORTGEFÜHRTEN ANSCHAFFUNGSKOSTEN	36.990	(5.104)	3.168	5.879	4.072	3.094

in Millionen Euro	mehr als 5 Jahre
AUSSTEHENDES FREMDKAPITAL UND SCHULD	25.943
Vermögenswerte für Finanzierung, finanzielle Vermögenswerte, die als erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert designiert sind oder diese Kriterien erfüllen, und Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	(63)
NETTOSCHULD OHNE DIE AUSWIRKUNG VON DERIVATEN, BARSICHERHEIT UND FORTGEFÜHRTEN ANSCHAFFUNGSKOSTEN	25.880

Per 31. Dezember 2012 lassen sich nicht abgezinste vertragliche Zinszahlungen auf ausstehendes Fremdkapital und Schulden wie folgt nach Fälligkeit ordnen:

PER 31. DEZEMBER 2012

in Millionen Euro	Summe	2013	2014	2015	2016	2017
Nicht abgezinste vertragliche Zinsströme auf ausstehendes Fremdkapital und Schulden	19.823	2.012	1.892	1.741	1.590	1.450

in Millionen Euro	mehr als 5 Jahre
Nicht abgezinste vertragliche Zinsströme auf ausstehendes Fremdkapital und Schulden	11.137

PER 31. DEZEMBER 2011

in Millionen Euro	Summe	2012	2013	2014	2015	2016
Nicht abgezinste vertragliche Zinsströme auf ausstehendes Fremdkapital und Schulden	20.882	2.277	1.959	1.827	1.628	1.476

in Millionen Euro	mehr als 5 Jahre
Nicht abgezinste vertragliche Zinsströme auf ausstehendes Fremdkapital und Schulden	11.716

Per 31. Dezember 2012 lassen sich die nicht abgezinsten vertraglich vereinbarten Zahlungen für im Umlauf befindliche Derivate (ohne Commodity-Instrumente), die in den Vermögenswerten und Verbindlichkeiten ausgewiesen sind, nach Fälligkeit wie folgt ordnen (Nettobeträge):

PER 31. DEZEMBER 2012

in Millionen Euro	Summe	2013	2014	2015	2016	2017
Derivate (ohne Commodity-Instrumente)	(1.139)	(229)	(282)	(114)	(58)	2

in Millionen Euro	mehr als 5 Jahre
Derivate (ohne Commodity-Instrumente)	(458)

PER 31. DEZEMBER 2011

in Millionen Euro	Summe	2012	2013	2014	2015	2016
Derivate (ohne Commodity-Instrumente)	(795)	203	254	(801)	47	(58)

in Millionen Euro	mehr als 5 Jahre
Derivate (ohne Commodity-Instrumente)	(440)

Um die wirtschaftliche Substanz dieser Transaktionen besser widerspiegeln zu können, bezieht sich der Cashflow, der mit den Derivaten verbunden ist, die bei Vermögenswerten und Verbindlichkeiten angesetzt und in der obigen Tabelle dargestellt sind, auf Nettopositionen.

Die Fälligkeiten der nicht gezogenen Kreditfazilitätsprogramme der Gruppe werden in der folgenden Tabelle analysiert:

PER 31. DEZEMBER 2012

in Millionen Euro	Summe	2013	2014	2015	2016	2017
Bestätigte, nicht gezogene Kreditfazilitätsprogramme	15.568	1.949	2.149	5.142	1.106	4.556

in Millionen Euro	mehr als 5 Jahre
Bestätigte, nicht gezogene Kreditfazilitätsprogramme	666

PER 31. DEZEMBER 2011

in Millionen Euro	Summe	2012	2013	2014	2015	2016
Bestätigte, nicht gezogene Kreditfazilitätsprogramme	15.149	1.199	1.060	2.452	4.470	5.689

in Millionen Euro	mehr als 5 Jahre
Bestätigte, nicht gezogene Kreditfazilitätsprogramme	279

Von diesen nicht gezogenen Programmen sind 5.378 Mio. € der Deckung von Emissionen von Commercial Papers zugeteilt.

Per 31. Dezember 2012 repräsentierte keine einzelne Gegenpartei mehr als 7% der bestätigten, nicht abgerufenen Kreditlinien der Gruppe.

16.3.2 Undiskontierte vertraglich vereinbarte Zahlungen für betriebliche Tätigkeit

Die folgende Tabelle ist eine Analyse nicht abgezinster beizulegender Zeitwerte, die im Hinblick auf Commodity-Derivate geschuldet sind und gefordert werden, die in der Bilanz bei den Vermögenswerten und Verbindlichkeiten ausgewiesen sind.

LIQUIDITÄTSRISIKO

in Millionen Euro	Summe	2013	2014	2015	2016	2017
Derivate, die bei Verbindlichkeiten gebucht sind
in Verbindung mit Portfolio-Management	(2.284)	(1.551)	(515)	(142)	(29)	(13)
in Verbindung mit Handelsgeschäften	(2.411)	(2.411)
Derivate, die bei Vermögenswerten gebucht sind
in Verbindung mit Portfolio-Management	2.308	1.557	510	171	2	41
in Verbindung mit Handelsgeschäften	2.609	2.609
SUMME PER 31. DEZEMBER 2012	222	204	(5)	29	(27)	28

in Millionen Euro	mehr als 5 Jahre
Derivate, die bei Verbindlichkeiten gebucht sind
in Verbindung mit Portfolio-Management	(35)
in Verbindung mit Handelsgeschäften
Derivate, die bei Vermögenswerten gebucht sind
in Verbindung mit Portfolio-Management	27
in Verbindung mit Handelsgeschäften
SUMME PER 31. DEZEMBER 2012	(8)

LIQUIDITÄTSRISIKO

in Millionen Euro	Summe	2012	2013	2014	2015	2016
Derivate, die unter Verbindlichkeiten gebucht sind
in Verbindung mit Portfolio-Management	(3.357)	(2.334)	(524)	(216)	(98)	(92)
in Verbindung mit Handelsgeschäften	(2.390)	(2.390)
Derivate, die bei Vermögenswerten gebucht sind
in Verbindung mit Portfolio-Management	3.658	2.668	671	189	55	33
in Verbindung mit Handelsgeschäften	2.255	2.255
SUMME PER 31. DEZEMBER 2011	166	199	146	(27)	(43)	(59)

in Millionen Euro	Mehr als 5 Jahre
Derivate, die unter Verbindlichkeiten gebucht sind
in Verbindung mit Portfolio-Management	(93)
in Verbindung mit Handelsgeschäften
Derivate, die bei Vermögenswerten gebucht sind
in Verbindung mit Portfolio-Management	43
in Verbindung mit Handelsgeschäften
SUMME PER 31. DEZEMBER 2011	(50)

Die Gruppe analysiert die restlichen vertraglichen Fälligkeiten von Commodity-Derivaten, die in ihrem Portfolio-Management enthalten sind. Bei Derivaten für Handelsgeschäfte geht man davon aus, dass sie in weniger als einem Jahr liquide sind. Sie erscheinen in der Bilanz bei den laufenden Posten.

16.3.3 Zusicherungen für Warenkauf- und -verkaufsverträge, die im Zuge der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit geschlossen wurden

In Zuge ihrer gewöhnlichen Geschäftstätigkeit schlossen einige Gesellschaften der Gruppe langfristige Verträge ab, von denen einige Klauseln mit unbedingter Abnahmeverpflichtung enthalten. Sie bestehen in festen Zusicherungen, festgelegte Mengen von Gas, Strom und Dampf und zugehörige Dienstleistungen zu kaufen (verkaufen) im Austausch für die feste Zusicherung der anderen Partei, besagte Mengen und Dienstleistungen zu liefern (zu kaufen). Für diese Kontrakte ist belegt, dass sich nicht in den Geltungsbereich von IAS 39 fallen. Die nachstehende Tabelle zeigt die wichtigsten künftigen Verpflichtungen aus Kontrakten, die die Unternehmenssparten Global Gas & LNG, Energie Europa und Energie International eingegangen sind (in TWh):

in TWh	Summe per 31. Dez. 2012	2013	2014-2017	mehr als 5 Jahre	Summe per 31. Dez. 2011
Feste Käufe	(8.980)	(906)	(2.964)	(5.110)	(10.005)
Feste Verkäufe	1.993	451	640	903	2.099

16.3.4 Eigenkapitalrisiko

Per 31. Dezember 2012 beliefen sich die von der Gruppe gehaltenen zur Veräußerung verfügbaren Wertpapiere auf 3.398 Mio. € (vgl. Anhang 15.1.1 "Zur Veräußerung gehaltene Wertpapiere").

Ein Marktpreisrückgang für gelistete Aktien um 10% hätte eine Negativwirkung (vor Steuern) von etwa 131 Mio. € auf das Gesamtergebnis der Gruppe.

Das wichtigste nicht börsennotierte Wertpapier der Gruppe ist ihre Beteiligung an flämischen Unternehmen im Kommunalverbund, die im Verhältnis zur regulatorischen Kapitalbasis bewertet wird.

Das Portfolio von börsennotierten und nicht an der Börse notierten Wertpapieren der Gruppe wird im Kontext eines speziellen Investmentverfahrens gemanagt, seine Performance wird regelmäßig an das Executive Management berichtet.

ANHANG 17 EIGENKAPITAL

17.1 Stammkapital

	Anzahl Anteile			Wert (in Millionen Euro)
	Summe	Eigene Aktien	Im Umlauf befindlich	Stammkapital	Kapitalrücklage	Eigene Aktien
PER 31. DEZEMBER 2010	2.250.295.757	(25.854.164)	2.224.441.593	2.250	29.683	(665)
Aktienemission	2.340.451		2.340.451	2	33
Käufe und Veräußerungen eigener Aktien		(13.029.330)	(13.029.330)			(264)
PER 31. DEZEMBER 2011	2.252.636.208	(38.883.494)	2.213.752.714	2.253	29.716	(930)
Aktienemission	4.604.700		4.604.700	5	68
Anteilsbasierte Dividendenzahlungen	155.583.181		155.583.181	156	2.438
Übertragung in die gesetzliche Rücklage					(15)
Käufe und Veräußerungen eigener Aktien		(16.650.339)	(16.650.339)			(276)
PER 31. DEZEMBER 2012	2.412.824.089	(55.533.833)	2.357.290.256	2.413	32.207	(1.206)

Die Änderungen der Anzahl der Aktien im Jahr 2012 gehen zurück auf:

―	die Ausübung von Aktienzeichnungsoptionen bei 4,6 Millionen Aktien (vgl. Anhang 24.1 "Aktienoptionsprogramme");
―	Nettoerwerbe von Aktien in Höhe von 16,7 Millionen Aktien im Rahmen des Aktienrückkaufprogramms der Gruppe (vgl. Anhang 17.3 "Eigene Aktien") als Teil der Umsetzung des Plans zum Kauf neuer Aktienoptionen oder des Bonusaktienplans;
―	die Auszahlung eines Teils des Dividendensaldos für 2011 in Aktien. Das Dividendenguthaben (d.h. 0,67 € von einer Gesamtdividende von 1,50 € je Aktie) wurde am 24. Mai 2012 in Höhe von 340 Mio. € bar und in Höhe von 1.134 Mio. € in Aktien ausgezahlt, was zu einer Begebung von 69.002.807 neuen Aktien führte (vgl. Anhang 17.5 "Dividenden");
―	die Auszahlung eines Teils des Zwischendividenden für 2012 in Aktien. Auf der Verwaltungsratssitzung vom 19. September 2012 wurde die Zahlung einer Zwischendividende von 0,83 € je Aktie für das Geschäftsjahr 2012 mit der Option genehmigt, dass die Aktionäre diese Zwischendividende in Aktien erhalten. Diese Zwischendividende wurde am 25. Oktober 2012 in Höhe von 427 Mio. € bar und in Höhe von 1.460 Mio. € in Aktien gezahlt, was zu einer Begebung von 86.580.374 neuen Aktien führte (vgl. Anhang 17.5 "Dividenden");

Die Änderungen der Anzahl der Aktien im Jahr 2011 gingen zurück auf:

―	die Ausübung von Aktienzeichnungsoptionen (2,3 Millionen Aktien);
―	Nettoerwerbe von Aktien aus dem Aktienrückkaufprogramm der Gruppe, einschließlich 6,7 Millionen Aktien, die in Verbindung mit der Liquiditätsvereinbarung gekauft wurden, und 6,3 Millionen Aktien, die als Teil der Umsetzung der neuen Aktienkauf- oder Bonusaktienprogramme gekauft wurden.

17.2 Potenzielles Aktienkapital und Instrumente, die einen Anspruch auf Zeichnung neuer GDF SUEZ SA-Aktien schaffen

Instrumente, die einen Anspruch auf Zeichnung neuer GDF SUEZ SA-Aktien schaffen, sind nur Aktienzeichnungsoptionen, die die Gruppe ihren Mitarbeitern und Führungskräften gewährt. Die am 31. Dezember 2012 laufenden Aktienzeichnungsprogramme sind in Anhang 24.1.1 "Einzelheiten geltender Aktienoptionsprogramme" beschrieben. Die Höchstzahl neuer Aktien, die ausgegeben werden könnte, wenn diese Optionen ausgeübt würden, lag am 31. Dezember 2012 bei 15,8 Millionen.

Aktien, die aus den Bonusaktien- und Performance-Share-Programmen zugeteilt werden (in Anhang 24.3 "Bonusaktien und Performance Shares" beschrieben), sind durch vorhandene GDF SUEZ SA-Aktien gedeckt.

17.3 Eigene Aktien

Die Gruppe hat ein Aktienrückkaufprogramm, das die Ordentliche und Außerordentliche Hauptversammlung am 23. April 2012 dem Verwaltungsrat genehmigt hat. Das Programm sieht den Rückkauf von bis zu 10% der Aktien vor, die das Stammkapital der GDF SUEZ SA am Tag dieser Hauptversammlung darstellen. Der aggregierte Betrag der Käufe, abzüglich der Aufwendungen, aus dem Programm darf 9 Mrd. € nicht überschreiten, und der Kaufpreis muss unter 40 € pro Aktie - ohne Erwerbskosten - betragen.

Am 31. Dezember 2012 hielt die Gruppe 55,5 Millionen eigene Aktien, von denen 48,6 Millionen die Aktien-Verpflichtungen der Gruppe gegenüber den Mitarbeitern und Führungskräften abdecken sollten und 6,9 Millionen in Verbindung mit der Liquiditätsvereinbarung gehalten wurden.

Die mit einem Anbieter von Investmentdienstleistungen geschlossene Liquiditätsvereinbarung weist diesem die Aufgabe zu, das Tagesgeschäft auf dem Markt zu betreiben, um Aktien von GDF SUEZ SA zu kaufen oder zu verkaufen, um für Liquidität und einen aktiven Markt für die Aktien an den Börsen in Paris und Brüssel zu sorgen. Die Mittel, die für die Umsetzung dieser Vereinbarung bereitgestellt wurden, beliefen sich auf 150 Mio. €. Die Anzahl der Aktien, die in Verbindung mit dieser Vereinbarung gekauft werden kann, darf 24,1 Millionen nicht überschreiten.

17.4 Sonstige Angaben zur Kapitalrücklage und konsolidierten Rücklagen

Der Gesamtbetrag aus Kapitalrücklage und konsolidierten Rücklagen (einschließlich Jahresüberschuss im Geschäftsjahr) belief sich per 31. Dezember 2012 auf 58.543 Mio. € und enthält die gesetzliche Rücklage der GDF SUEZ SA von 241 Mio. €. Die französische Gesetzgebung sieht vor, dass 5% des Jahresüberschusses französischer Unternehmen der gesetzlichen Rücklage zugeordnet werden müssen, bis sie 10% des Aktienkapitals erreicht. Diese Rücklage darf nur im Falle der Liquidation an die Aktionäre verteilt werden. Die konsolidierten Rücklagen enthalten auch kumulative versicherungsmathematische Differenzen, die am 31. Dezember 2012 Verluste von 2.015 Mio. € (Verluste per 31. Dezember 2011: 1.423Mio. €) und latente Steuern auf diese versicherungsmathematischen Differenzen von 651 Mio. € per 31. Dezember 2012 (449 Mio. € per 31. Dezember 2011) darstellten.

Die ausschüttbare Kapitalrücklage und die Rücklagen der GDF SUEZ SA beliefen sich am 31. Dezember 2012 auf 43.623 Mio. € (im Vergleich zum 31. Dezember 2011 43.602 Mio. €).

17.5 Dividenden

Die folgende Tabelle zeigt die Dividenden und Zwischendividenden, die GDF SUEZ SA 2011 und 2012 ausgeschüttet hat.

	Ausgeschütteter Betrag (in Millionen Euro)	Nettodividende je Aktie (in Euro)
für 2011
Zwischendividende (gezahlt am 15. November 2011)	1.838	0,83
Restliche Dividende für 2011 (gezahlt am 24. Mai 2012 entweder in bar oder in Aktien)	1.474	0,67
Barzahlung	340
Auszahlung in Aktien	1.134
für 2012
Zwischendividende (gezahlt am 25. Oktober 2012 entweder in bar oder in Aktien)	1.887	0,83
Barzahlung	427
Auszahlung in Aktien	1.460

Empfohlene Dividende für 2012

Die Aktionäre werden auf der Hauptversammlung, auf der der Jahresabschluss der Gruppe für das am 31. Dezember 2012 beendete Jahr genehmigt werden soll, aufgefordert, einer Dividende von 1,50 € je Aktie zuzustimmen; das ist eine Gesamtausschüttung von 3.466 Mio. €, geht man von der Zahl der am 31. Dezember 2012 in Umlauf befindlichen Aktien aus. Eine Zwischendividende von 0,83 € je Aktie wurde bereits am 25. Oktober 2012 gezahlt, das sind insgesamt 1.887 Mio. €.

Vorbehaltlich der Zustimmung durch die Jahreshauptversammlung wird diese Dividende, abzüglich der gezahlten Zwischendividende, am 30. April 2013 ausgeschüttet und nicht im Jahresabschluss per 31. Dezember 2012 als Verbindlichkeit ausgewiesen, da der Jahresabschluss per Ende 2012 vor der Gewinnausschüttung vorgelegt wird.

Der zusätzliche Beitrag von 3%, den das Loi de Finances 2012 vorsieht und der im Einklang mit der für 2012 empfohlenen Dividende zu zahlen ist, beliefe sich auf 60 Mio. €, sofern das Dividendenguthaben bar beglichen wird. Bezogen auf die Dividende, die der Jahreshauptversammlung zur Zustimmung vorgelegt wird, wird für diesen Beitrag in der Bilanz per 31. Dezember 2012 keine Verbindlichkeit ausgewiesen.

17.6 Im Eigenkapital (Konzernanteil) ausgewiesene Gesamtgewinne und -verluste

in Millionen Euro	31. Dez. 2012	31. Dez. 2011
Zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte	460	185
Absicherungen von Nettoinvestitionen	(82)	(27)
Cashflow-Hedges (ohne Wareninstrumente)	(690)	(283)
Cashflow-Absicherungen für Erzeugnisse	215	677
Latente Steuern auf die obigen Posten	143	(153)
Anteil assoziierter Unternehmen an umgliederbaren Posten, nach Steuern	(288)	(159)
Umrechnungsanpassungen	235	447
SUMME UMGLIEDERBARER POSTEN	(6)	687
Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	(1.983)	(1.393)
Latente Steuern auf versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	648	447
Anteil assoziierter Unternehmen an nicht umgliederbaren Posten bei versicherungsmathematischen Gewinnen und Verlusten, nach Steuern	(29)	(29)
SUMME NICHT UMGLIEDERBARER POSTEN	(1.363)	(974)
SUMME	(1.370)	(287)

Alle in der Tabelle oben dargestellten Posten können in späteren Perioden in den Ertrag umgebucht werden, bis auf die versicherungsmathematischen Gewinne und Verluste, die in den konsolidierten Rücklagen aufgeführt werden, die der Gruppe zuzuordnen sind.

17.7 Nicht beherrschende Beteiligungen

2012 schloss die Gruppe den Erwerb von 30,26% nicht beherrschender Anteile an International Power ab. Der Buchwert der nicht beherrschenden Beteiligung, die im Ergebnis dieses Geschäfts erworbenen wurde, betrug 5.841 Mio. €. Dieses Geschäft ist in Anhang 2 "Wichtige Änderungen der Konzernstruktur" genauer beschrieben.

Wichtige Transaktionen 2011 mit einer Auswirkung auf den Buchwert nicht beherrschender Beteiligungen:

―	die Gruppe erwarb eine beherrschende Beteiligung von 69,78% an International Power plc. Die im Ergebnis dieses Geschäfts erworbenen "nicht beherrschenden Beteiligungen" betrugen zum Erwerbszeitpunkt 6.303 Mio. €.
―	weiterhin erwarb die China Investment Corporation ("CIC") eine nicht beherrschende Beteiligung von 30% am Explorations- und Fördergeschäft der Gruppe ("GDF SUEZ E&P"). Als Resultat dieser Transaktion wurden 1.341 Mio. € unter "nicht beherrschende Beteiligungen" zum Veräußerungszeitpunkt angesetzt.
―	schließlich erwarb das Public Konsortium aus CNP Assurances, CDC Infrastructure und Caisse des Dépôts eine nicht beherrschende Beteiligung von 25% an GRTgaz. Der nicht beherrschende Anteil des Konsortiums betrug zum Transaktionszeitpunkt 923 Mio. €.

17.8 Kapitalmanagement

GDF SUEZ ist ständig bestrebt, seine Finanzstruktur zu optimieren, um ein optimales Gleichgewicht zwischen den Nettoschulden und dem EBITDA zu erreichen. Wichtigstes Ziel der Gruppe beim Management ihrer Finanzstruktur ist, den Wert für Aktionäre zu maximieren und die Kapitalkosten zu verringern und dabei gleichzeitig genügend finanzielle Flexibilität für die Gruppe zu sichern, die sie für ihre Expansion benötigt. Die Gruppe organisiert ihre Finanzstruktur nach den vorherrschenden wirtschaftlichen Bedingungen und nimmt erforderliche Anpassungen vor. In diesem Kontext kann sie sich dafür entscheiden, die Höhe der an die Aktionäre gezahlten Dividenden anzupassen, einen Teil des Kapitals auszuzahlen, eigene Aktien zurückzukaufen (vgl. Anhang 17.3 "Eigene Aktien"), neue Aktien zu emittieren, anteilsbasierte Vergütungsprogramme aufzulegen, ihr Investitionsbudget neu zu bemessen oder Vermögenswerte zu verkaufen, um die Nettoverschuldung herabzusetzen.

Konzernpolitik ist, bei den Rating-Agenturen ein A-Rating zu wahren. Dazu managt sie ihre Finanzstruktur unter Berücksichtigung der Indikatoren, die diese Agenturen für gewöhnlich überwachen, nämlich das Geschäftsprofil der Gruppe, ihre Finanzpolitik und eine Reihe finanzwirtschaftlicher Kennziffern. Eine der gebräuchlichsten Kennzahlen ist die, bei der der operative Cashflow, abzüglich des Nettofinanzaufwands und gezahlter Steuern, im Zähler steht und die angepasste Nettofinanzverschuldung im Nenner. Die Nettofinanzverschuldung wird hauptsächlich an Rückstellungen den Kernenergiebereich betreffend, Rückstellungen für nicht finanzierte Pensionspläne und Verpflichtungen aus dem Operating-Leasing angepasst.

Die Zielsetzungen, die Politik und die Verfahren für das Kapitalmanagement der Gruppe haben sich in den letzten Jahren nicht geändert.

GDF SUEZ SA muss außer den gesetzlich vorgeschriebenen keine Mindestkapitalanforderungen erfüllen.

ANHANG 18 RÜCKSTELLUNGEN

in Millionen Euro	31. Dez. 2011	Zugänge	Auflösungen (Verwendungen)	Auflösungen (frei gewordene Rückstellungen)	Änderungen des Konsolidierungskreises	Auswirkung der Bereinigung von Anpassungen des Diskontierungssatzes
Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstige langfristige Leistungen	5.209	249	(580)	(19)	1	184
Aufarbeitung und Lagerung radioaktiven Brennelementen	4.218	116	(48)			210
Demontage von Anlagen und Ausrüstung^(a)	2.941	10	(5)	(31)	(9)	146
Flächensanierung	1.536	33	(87)	(4)	6	46
Rechtsstreitigkeiten, Schadensregulierungen und Steuerrisiken	763	367	(163)	(62)	1	6
Sonstige Eventualforderungen und -schulden	1.516	719	(531)	(44)	(12)	17
SUMME RÜCKSTELLUNGEN	16.183	1.494	(1.414)	(160)	(13)	609

in Millionen Euro	Umrechnungsanpassungen	Sonstige	31. Dez. 2012
Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstige langfristige Leistungen	(8)	711	5.746
Aufarbeitung und Lagerung radioaktiven Brennelementen			4.496
Demontage von Anlagen und Ausrüstung^(a)	9	27	3.088
Flächensanierung	20	180	1.730
Rechtsstreitigkeiten, Schadensregulierungen und Steuerrisiken	(16)	31	927
Sonstige Eventualforderungen und -schulden	10	37	1.711
SUMME RÜCKSTELLUNGEN	14	985	17.698

^(a) davon 2.681 Mio. € als Rückstellungen für den Abbruch von Nuklearanlagen per 31. Dezember 2012 gegenüber 2.532 Mio. € am 31. Dezember 2011.

Die Auswirkung von glattgestellten 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 2012, die im ergebnisneutral verrechneten Ergebnis verbucht sind, und (ii) die Erhöhung der Rückstellungen für Flächensanierung im Explorations- und Fördergeschäft, 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	31. Dez. 2012 Nettozuteilungen
Erträge aus betrieblichen Tätigkeiten	(221)
Sonstige Finanzerträge und -aufwendungen	609
Ertragssteuern	141
SUMME	529

Die verschiedenen Arten von Rückstellungen und die Berechnungsgrundsätze werden nachstehend beschrieben.

18.1 Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstige langfristige Leistungen

Vgl. Anhang 19 "Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstige langfristige Leistungen".

18.2 Verbindlichkeiten aus der Demontage von Kernkraftanlagen

Aus den Tätigkeiten der Stromerzeugung aus radioaktivem Material hat die Gruppe Verpflichtungen zum Abbruch von Nuklearanlagen und zur Wiederaufarbeitung abgebrannter Brennelemente.

18.2.1 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 der Kommission für atomare Vorschriften, die im Nachgang zu dem oben erwähnten Gesetz gebildet wurde, ist die Kontrolle des Verfahrens zur Berechnung und zum Management dieser Rückstellungen. Die Kommission 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 die Kommission für atomare Vorschriften in ihrer Arbeit dem genannten Gesetz gerecht werden kann, legt Synatom alle drei Jahre einen Bericht vor, aus dem die Kern-Parameter hervorgehen, die zur Berechnung dieser Rückstellungen benutzt werden.

Am 22. September 2010 übergab Synatom der Kommission für atomare Vorschriften seinen Dreijahresbericht über Rückstellungen für Nuklearanlagen. Gegenüber dem vorhergehenden Bericht blieben die Kern-Parameter wie Schätzmethoden, finanzielle Parameter und Management-Szenarios unverändert. Die berücksichtigten Änderungen bezogen sich auf die Übernahme der neuesten Wirtschaftsdaten und detaillierter technischer Analysen (Tarife, physische und radiologische Bestandsaufnahmen usw.).

Zur Prüfung des Berichts von 2010 forderte die Kommission für atomare Vorschriften 2011 zwei zusätzliche Analysen an. Sie wurden von der Gruppe am 22. November 2011 vorgelegt. Die Kommission für atomare Vorschriften schloss ihre Überprüfung im Laufe des Jahres 2012 ab und empfahl, die Rückstellungen gegenüber ihrer Stellungnahme von 2010 unverändert zu lassen. Wie 2011 ging es auch bei den Änderungen von Rückstellungen 2012 vor allem um wiederkehrende Posten, nämlich das Vergehen von Zeit (Glattstellung der Abzinsung) und im Laufe des Jahres verbrauchten Brennstoff.

Die gebildeten Rückstellungen berücksichtigen alle bestehenden oder 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. Die Gruppe hat jedoch keine Kenntnis von zusätzlichen geplanten Gesetzen auf diesem Gebiet, die den Wert der Rückstellungen wesentlich beeinflussen könnten.

Die von der Gruppe per 31. Dezember 2012 ausgewiesenen Rückstellungen wurden unter Berücksichtigung des geltenden vertraglichen und rechtlichen Rahmens bewertet, der die Betriebsdauer von Kernreaktoren mit 40 Jahren ansetzt (wie 2011).

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.

Doch die neue belgische Regierung, die Ende 2011 gebildet wurde, bekräftigte in ihrer Regierungserklärung und in ihrer Grundsatzerklärung, die sie am 5. Januar 2012 vor der belgischen Abgeordnetenkammer abgab, dass sie nicht beabsichtige, bestehende Gesetze zu ändern, um die Laufzeit der Kernkraftwerke Doel 1, Doel 2 und Tihange 1 um zehn Jahre zu verlängern (von 40 auf 50 Jahre).

Nach der Regierungsvereinbarung vom 1. Dezember 2011 legte der Staatssekretär für Energie am 27. Juni 2012 seinen Plan zur Sicherung der Stromversorgung vor. Nach den Sitzungen vom 4. Juli 2012 und vom 20. Juli 2012 verkündete der Ministerrat seine Entscheidung, die Nutzungsdauer von Tihange 1 um 10 Jahre zu verlängern und diese Kapazität auf dem Markt anzubieten. Der Ministerrat verkündete ebenfalls seinen Beschluss, den endgültigen Ausstieg aus der Atomenergie wie geplant zu vollziehen. Doch seit diesen Ankündigungen haben weder die Regierung noch das Parlament offizielle Maßnahmen ergriffen.

Jede Verlängerung der Laufzeit eines oder mehrerer der drei Kernreaktoren, um die es in der 2009 mit der vorigen Regierung geschlossenen Vereinbarung ging, dürfte keine wesentliche Auswirkung auf die Rückstellungen für den Abbruch haben. Die verschobenen Abbrucharbeiten führen zu einer suboptimalen Koordinierung gegenüber dem Abriss aller Anlagen. Diesem Effekt steht jedoch die aufschiebende Wirkung bei Zahlungsmittelabgängen entgegen. Änderungen dieser Rückstellungen würden - vorbehaltlich bestimmter Bedingungen - entsprechend für die jeweiligen Vermögenswerte ausgewiesen.

Die Rückstellungen für die Aufarbeitung und Lagerung von Brennelementen würden durch die Verlängerung der Nutzungsdauer eines oder mehrerer der drei ältesten Reaktoren nicht maßgeblich beeinflusst, da sich die Durchschnittskosten für die Wiederaufarbeitung sämtlicher abgebrannter Brennelemente bis zum Ende der Betriebsdauer nicht wesentlich ändern.

18.2.2 Rückstellungen für die Wiederaufarbeitung und Lagerung von nuklearen Brennelementen

Wird ein abgebranntes nukleares Brennelement aus einem Reaktor entfernt, bleibt es radioaktiv und erfordert eine Wiederaufarbeitung. Es gibt zwei verschiedene Verfahren für den Umgang mit abgebrannten radioaktiven Brennelementen, entweder eine Wiederaufarbeitung oder eine Konditionierung ohne Wiederaufarbeitung. Die belgische Regierung hat noch nicht darüber entschieden, welches Szenario für Belgien vorgeschrieben wird.

Die Kommission für atomare Vorschriften stützt ihre Analysen auf eine Wiederaufarbeitung abgebrannter nuklearer Brennelemente. Die Gruppe bemisst daher diese Rückstellungen für alle Kosten, die mit diesem Wiederaufarbeitungsszenario verbunden sind, einschließlich Lagerung vor Ort, Abtransport, Wiederaufbereitung durch eine zugelassene Anlage, Lagerung und Beseitigung der abgebrannten Brennelemente-Reste nach Wiederaufbereitung.

Rückstellungen für die Wiederaufarbeitung von Brennelementen und die Lagerung werden nach folgenden Prinzipien und Parametern berechnet:

―	die Kosten werden nach einem Wiederaufbereitungsszenario berechnet, dessen Anlaufen für 2016 erwartet wird, bei dem die abgebrannten Brennelemente wieder aufbereitet und dann endgültig entfernt und in unterirdische Lagerstätten verbracht werden. Das bei der Wiederaufarbeitung gewonnene Plutonium wird für die Herstellung von MOX-Brennelementen recycelt, die in den belgischen Kernkraftwerken bis zu ihrer Schließung und danach zum Verkauf an Dritte verwendet werden;
―	Zahlungsmittelabgänge erstrecken sich über einen Zeitraum bis 2060. Zu diesem Zeitpunkt gehen dann 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 Wiederaufarbeitungsszenario aus, würde der letzte Rückstand abgebrannter Brennelemente etwa 2080 in ein unterirdisches Lager verbracht;
―	die langfristige Verpflichtung wird nach den geschätzten internen und externen Kosten beurteilt, die aus Angeboten Dritter oder Angeboten für Entgelte von unabhängigen Organisationen resultieren;
―	der angesetzte Diskontierungssatz von 5% (tatsächlicher Satz von 3% plus 2% Inflationsrate) basiert auf einer Analyse durchschnittlicher vergangener und künftiger Änderungen langfristiger Referenzzinssätze;
―	die Zuteilung zur Rückstellung wird nach den Durchschnittskosten für verbrauchte Mengen bis zum Ende der Betriebsdauer der Anlage errechnet;
―	eine jährliche Zuteilung wird auch für den Glattstellungseffekt bei der Rückstellung ausgewiesen.

Aufgrund des Wesens und der Bedingung der Zahlung können die künftig tatsächlich anfallenden Kosten von den Schätzungen 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 die Gruppe bislang für angemessen hält und denen die Kommission für atomare Vorschriften zugestimmt hat.

18.2.3 Rückstellungen für die Demontage von Nuklearanlagen

Kernkraftwerke müssen am Ende ihrer Betriebsdauer demontiert werden. Rückstellungen werden in den Büchern der Gruppe gebildet, um alle Kosten für (i) die Abschaltphase mit Beseitigung der radioaktiven Brennelemente vom Standort und (ii) die Abbruch-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 einer Untersuchung durch unabhängige Gutachter, in der Annahme, dass die Anlagen schrittweise abgebaut werden;
―	eine Inflationsrate von 2% wird bis zum 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 3 bis 4 Jahre nach Abschaltung der jeweiligen Anlagen erwartet, wobei die derzeit geltende Nutzungsdauer von 40 Jahren ab dem Tag der Inbetriebnahme der Anlage berücksichtigt ist;
―	Zahlungsmittelabgänge erstrecken sich über etwa 9 bis 13 Jahre ab dem Zeitpunkt des Demontage-Beginns;
―	der Barwert der Verpflichtung am Tag der Inbetriebnahme ist der Anfangsbetrag der Rückstellung. 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, der am Ende des Vorjahres gebucht war, wird zu dem Abzinsungssatz berechnet, mit dem der Barwert künftiger Zahlungsströme geschätzt wurde.

Rückstellungen werden auch im Konzernanteil an den erwarteten Abbruchkosten für die Nuklearanlagen ausgewiesen, für die die Gruppe Entnahmerechte hat.

18.2.4 Sensibilität

Ausgehend von den derzeit geltenden Parametern für die geschätzten Kosten und dem Zeitplan der Zahlungen könnte eine Änderung des Diskontsatzes um 50 Basispunkte zu einer Anpassung der Rückstellungen für Abbruch und Wiederaufarbeitung und Lagerung von Brennelementen von etwa 10% führen. Eine Senkung der Diskontsätze würde zu einer Zunahme der ausstehenden Rückstellungen führen, während eine Erhöhung der Diskontsätze den Rückstellungsbetrag verringern würde.

Eine 5%ge Erhöhung oder Senkung der Kosten für die Demontage von Nuklearanlagen oder die Wiederaufbereitung und Lagerung von Brennelementen würde die entsprechenden Rückstellungen um etwa den gleichen Prozentsatz anheben oder senken.

Änderungen infolge der Überprüfung der Rückstellung für die Demontage würden sich nicht unmittelbar auf den Ertrag auswirken, denn die Gegenbuchung würde unter bestimmten Umständen in der Anpassung der entsprechenden Vermögenswerte bestehen.

Die Sensibilität für Diskontsätze, wie sie zuvor gemäß den geltenden Standards dargelegt wurde, ist eine automatische Berechnung und sollte daher angesichts der Vielzahl sonstiger Parameter - einige davon können einander bedingen -, die die Evaluierung umfasst, mit Vorsicht interpretiert werden. Die Häufigkeit, in der diese Rückstellungen von der Kommission für atomare Vorschriften nach den geltenden Bestimmungen überprüft werden, stellt sicher, dass die Gesamtverpflichtung exakt bewertet wird.

18.3 Abbruchverpflichtungen für andere Anlagen und Ausrüstung

Bestimmte Anlagen und Ausrüstungen, einschließlich konventioneller Kraftwerke, Fern- und Versorgungsleitungen, Speicherstätten und LNG-Terminals müssen am Ende ihrer Betriebsdauer abgebaut werden. Diese Verpflichtung ergibt sich aus den geltenden Bestimmungen für den Umweltschutz in den jeweiligen Ländern, vertraglichen Vereinbarungen oder einer impliziten Zusicherung der Gruppe.

Ausgehend von Schätzungen nachgewiesener und wahrscheinlicher Vorräte und dem derzeitigen Stand der Förderung (der Internationalen Energie-Agentur zufolge weitere 250 Jahre) haben die Rückstellungen für den Abbruch von Gasinfrastruktureinrichtungen in Frankreich einen Barwert von fast null.

18.4 Flächensanierung

18.4.1 Abfallwirtschaft

Mit der EU-Richtlinie über Abfallbehandlungsanlagen von Juni 1998 wurden eine Reihe von Verpflichtungen das Schließen und die Langzeitüberwachung dieser Anlagen betreffend 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. Gemäß 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 über diese Zeit abgeschrieben.

Die Höhe der Rückstellung für die Flächensanierung (zum Zeitpunkt der Schließung der Einrichtung) 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 ausgewiesen 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 Umsatzerlösen 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).

18.4.2 Explorations- & Förderaktivitäten

Die Gruppe bildet auch eine Rückstellung für ihre Verpflichtungen zur Sanierung von Explorations- und Förderstätten.

Die Rückstellung veranschaulicht den Barwert der geschätzten Sanierungskosten, bis die betrieblichen Tätigkeiten abgeschlossen sind. Die Rückstellung wird auf der Grundlage konzerninterner Annahmen im Hinblick auf die geschätzten Sanierungskosten und den zeitlichen Ablauf der Sanierungsarbeiten berechnet. Der zeitliche Ablauf der Sanierungsarbeiten, der der Rückstellung zugrunde liegt, kann in Abhängigkeit davon, wie lange die Förderung als wirtschaftlich gilt, schwanken. Diese Überlegung hängt wiederum eng mit den Schwankungen künftiger Gas- und Ölpreise zusammen.

Die Rückstellung wird mit einer Gegenbuchung bei den Sachanlagen angesetzt.

18.5 Eventualverbindlichkeiten und -forderungen und Steuerrisiken

Dieser Titel enthält im Wesentlichen Rückstellungen für den Handel betreffende Eventualpositionen, Schadensregulierung und Steuerstreitigkeiten.

ANHANG 19 LEISTUNGEN NACH BEENDIGUNG DES ARBEITSVERHÄLTNISSES UND SONSTIGE LANGFRISTIGE LEISTUNGEN

19.1 Beschreibung der wichtigsten Pensionspläne

Im Folgenden werden die wichtigsten Pensionspläne der Gruppe beschrieben.

19.1.1 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") in Frankreich 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 Konzerngesellschaften sind GDF SUEZ SA, GrDF, GRTgaz, Elengy, Storengy, GDF SUEZ Thermique France, CPCU, TIRU, GEG, CNR und SHEM.

Infolge der Finanzierungsreform des EGI-Sonderpensionsplans, 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) im regulierten Weiterleitungs- und Verteilungsgeschäft ("regulierte in der Vergangenheit erworbene Sonderleistungen") 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-Gruppe mehr dar. In der Vergangenheit erworbene nicht regulierte Sonderleistungen (Leistungen, die am 31. Dezember 2004 erdient waren) 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 aus 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 die Gruppe 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 der Gruppe ab.

Pensionsverpflichtungen und sonstige "mutualisierte" Verpflichtungen werden von der CNIEG abgeschätzt.

Per 31. Dezember 2012 belief sich der Anwartschaftsbarwert für den Sonderpensionsplan der Unternehmen des EGI-Sektors auf 2,8 Mrd. € (2,3 Mrd. € per 31. Dezember 2011).

19.1.2 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.

Der Anwartschaftsbarwert für diese Pläne machte per 31. Dezember 2012 etwa 12% der Gesamtpensionsverpflichtungen und der entsprechenden Verbindlichkeiten aus.

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. Die Gruppe weist diese Pläne jedoch weiterhin als beitragsorientierte Pläne aus, vor allem, weil keine wesentliche Nettoverbindlichkeit identifiziert worden ist. Die tatsächliche Rendite wurde mit der garantierten Mindestrendite verglichen, der nicht finanzierte Anteil war per 31. Dezember 2012 nicht wesentlich.

Für diese beitragsorientierten Pläne wurde für 2012 eine Aufwendung von 18 Mio. € angesetzt (16 Mio. € per 31. Dezember 2011).

19.1.3 Gemeinschaftliche Pläne mehrerer Arbeitgeber

Beschäftigte einiger Unternehmen der Gruppe 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. Die GDF SUEZ-Gruppe bilanziert gemeinschaftliche Pläne mehrerer Arbeitgeber als beitragsorientierte Pläne.

Für diese gemeinschaftlichen Pläne mehrerer Arbeitgeber wurde 2012 eine Aufwendung von 87 Mio. € angesetzt (78 Mio. € per 31. Dezember 2011).

19.1.4 Sonstige Pensionspläne

Die meisten sonstigen Unternehmen der Gruppe gewähren ihren Beschäftigten Ruhestandsleistungen. Hinsichtlich der Finanzierung ist der Anteil der leistungsorientierten und der beitragsorientierten Pläne innerhalb der Gruppe fast gleich groß.

Die wichtigsten Pensionspläne der Gruppe außerhalb Frankreichs und Belgiens betreffen:

―	die Vereinigten Staaten: Der leistungsorientierte Plan von United Water steht den Beschäftigten des regulierten Sektors offen. Alle US-Tochtergesellschaften bieten ihren Beschäftigten einen beitragsorientierten Plan des Typs 401(k) an;
―	Vereinigtes Königreich: Eine große Mehrheit leistungsorientierter Pensionspläne steht Neueingestellten nicht mehr offen, Leistungen aus diesen Plänen können nicht mehr erdient werden. Alle Unternehmen haben ein beitragsorientiertes System. Die Pensionsverpflichtungen der Tochtergesellschaften von International Power in Großbritannien werden durch ein spezielles Pensionssystem für den Stromversorgungsbereich (Electricity Supply Pension Scheme - ESPS) abgedeckt. Die Vermögenswerte dieses leistungsorientierten Programms sind in separate Fonds investiert. Seit 1. Juni 2008 ist dieser Plan geschlossen, für Neueinstellungen wurde ein beitragsorientierter Plan aufgelegt;
―	Deutschland: Die deutschen Tochtergesellschaften der Gruppe haben ihre leistungsorientierten Pläne für Neueinstellungen geschlossen und bieten jetzt beitragsorientierte Pläne an;
―	Brasilien: Tractebel Energia hat 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.

19.2 Beschreibung sonstiger Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstiger langfristiger Leistungen

19.2.1 Sonstige Leistungen für gegenwärtige und frühere Beschäftigte des EGI-Sektors

Zu den sonstigen Leistungen für Beschäftigte des EGI-Sektors zählen:

Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses:

―	niedrigere Energiepreise;
―	Abfindungen;
―	Zusatzurlaub;
―	Leistungen im Todesfall für direkte Angehörige.

Langfristige Leistungen:

―	Beihilfen bei Arbeitsunfällen und Berufskrankheiten;
―	Beihilfen bei zeitweiliger und dauerhafter Erwerbsunfähigkeit;
―	Treueprämien.

Im Folgenden werden die wichtigsten Verpflichtungen der Gruppe beschrieben.

19.2.1.1 Niedrigere Energiepreise

Nach Artikel 28 der nationalen Satzung für Beschäftigte der Strom- und Gasindustrie haben alle Beschäftigten (gegenwärtige und frühere Beschäftigte, die eine bestimmte Betriebszugehörigkeit nachweisen können) Anspruch auf Sachleistungen in Form geringerer Energiepreise, die als "Mitarbeitertarife" bezeichnet werden.

Diese Leistung berechtigt Beschäftigte zu einer Strom- und Gasversorgung zu einem gesenkten Preis. Für pensionierte Beschäftigte bedeutet diese Bestimmung eine Leistung nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses. Pensionierte Beschäftigte haben nur dann Anspruch auf den ermäßigten Tarif, wenn sie mindestens 15 Dienstjahre in Unternehmen des EGI-Sektors vollendet haben.

Gemäß den Vereinbarungen, die 1951 mit EDF geschlossen 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 zum ermäßigten Tarif an gegenwärtige und frühere Beschäftigte wird als Differenz zwischen dem Energieverkaufspreis und gewährten Vorzugstarifen bewertet.

Die für ermäßigte Energiepreise gebildete Rückstellung beläuft sich auf 1,9 Mrd. €.

19.2.1.2 Abfindungen

Beschäftigte, die in den Ruhestand gehen (oder deren Angehörige im Falle des Todes während der Beschäftigungszeit), haben einen Anspruch auf Abfindungen am Ende der Beschäftigungszeit, die sich mit der Dauer der Betriebszugehörigkeit zu den Versorgungsunternehmen steigern.

19.2.1.3 Ausgleichszahlung bei Arbeitsunfällen und Berufskrankheiten

Beschäftigte des EGI-Sektors haben Anspruch auf eine Ausgleichszahlung bei Arbeitsunfällen und Berufskrankheiten. Diese Leistungen stehen allen Beschäftigten oder den Angehörigen von Beschäftigten zu, die infolge von Arbeitsunfällen oder Berufserkrankungen oder Wegeunfällen versterben.

Die Höhe der Verpflichtung entspricht dem wahrscheinlichen Barwert der Leistungen, die an die gegenwärtigen Begünstigten zu zahlen sind, wobei Hinterbliebenen-Annuitäten zu berücksichtigen sind.

19.2.2 Sonstige Leistungen für die Beschäftigten des Gas- und Stromsektors in Belgien

Die Unternehmen des Strom- und Gassektors gewähren auch andere Leistungen für Arbeitnehmer, wie die Erstattung von Kosten für medizinische Versorgung, Rabatte bei den Strom- und Gaspreisen sowie Treueprämien und Vorruhestandsregelungen. Diese Leistungen sind nicht vorfinanziert, mit Ausnahme eines Übergangsgeldes ("allocation transitoire") bei Beendigung des Arbeitsverhältnisses (in Höhe von drei gesetzlichen Monatsrenten), das als Sonderzahlung bei Renteneintritt betrachtet wird und in den Händen einer externen Versicherungsgesellschaft liegt.

19.2.3 Sonstige Tarifvereinbarungen

Die meisten anderen Unternehmen der Gruppe gewähren ihrem Personal ebenfalls Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses (Vorruhestandsregelungen, medizinische Versorgung, Sachleistungen usw.) und sonstige langfristige Leistungen wie Prämien bei Dienstjubiläen und für Betriebszugehörigkeit.

19.3 Leistungsorientierte Pläne

19.3.1 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 der Planvermögenswerte 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 Planvermögenswerte und Erstattungsansprüche, die in der Bilanz erscheinen:

in Millionen Euro	Rückstellungen	Planvermögen	Erstattungsansprüche
PER 31. DEZEMBER 2010	(4.362)	122	142
Wechselkursdifferenzen	(7)	-	-
Änderungen des Konsolidierungskreises und sonstige	(86)	(116)	-
Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	(752)	-	(17)
periodenbezogener Pensionsaufwand	(525)	2	6
Obergrenze des Vermögenswerts	-	-	-
Gezahlte Beiträge/Leistungen	523	6	(4)
PER 31. DEZEMBER 2011	(5.209)	13	128
Wechselkursdifferenzen	8	-	-
Änderungen des Konsolidierungskreises und sonstige	(25)	7	-
Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	(691)	(2)	15
periodenbezogener Pensionsaufwand	(528)	1	7
Obergrenze des Vermögenswerts	1	(4)	-
Gezahlte Beiträge/Leistungen	698	4	9
PER 31. DEZEMBER 2012	(5.745)	18	159

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

Die für die Periode in der Gewinn- und Verlustrechnung ausgewiesenen Kosten belaufen sich für 2012 auf 527 Mio. € (für 2011 auf 523 Mio. €). Die Bestandteile dieser Kosten für leistungsorientierte Pläne in der Periode sind in Anhang 19.3.4 "Bestandteile des Nettopensionsaufwands" dargelegt.

Kumulierte im Eigenkapital ausgewiesene versicherungsmathematische Verluste beliefen sich per 31. Dezember 2012 auf 2.318 Mio. € gegenüber 1.615 Mio. € am 31. Dezember 2011.

in Millionen Euro	2012	2011
Anfangssaldo	1.615	892
Versicherungsmathematische (Gewinne)/Verluste, die während des Geschäftsjahres generiert wurden	703	723
SCHLUSSSALDO	2.318	1.615

Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste in der Tabelle oben enthalten Anpassungen von Währungsumrechnungen und versicherungsmathematische Gewinne und Verluste, die für die at Equity bilanzierten assoziierten Unternehmen ausgewiesen sind, sie stellen versicherungsmathematische Nettoverluste von 46 Mio. € für 2012 und versicherungsmathematische Nettoverluste von 39 Mio. € für 2011 dar. Die in der Periode entstandenen versicherungsmathematischen Nettodifferenzen. die in der Gesamtergebnisrechnung in einer separaten Zeile erscheinen, stellten einen versicherungsmathematischen Nettoverlust von 693 Mio. €. für 2012 und von 752 Mio. € für 2011 dar.

19.3.2 Änderung bei Leistungsverpflichtungen und Planvermögen

Die Tabelle unten zeigt den Betrag des Anwartschaftsbarwerts und Planvermögens der Gruppe, die Änderungen dieser Posten während der dargestellten Perioden und ihre Abstimmung mit den in der Bilanz berichteten Beträgen:

in Millionen Euro	31. Dez. 2012				31. Dez. 2011
	Pensions- leistungs- verpflichtungen⁽¹⁾	Sonstige Leistungs- verpflichtungen nach Beendigung des Arbeits- verhältnisses⁽²⁾	Langfristige Leistungs- verpflichtungen⁽³⁾	Summe	Pensions- leistungs- verpflichtungen⁽¹⁾	Sonstige Leistungs- verpflichtungen nach Beendigung des Arbeits- verhältnisses⁽²⁾
A - ÄNDERUNG DES ANWARTSCHAFTS- BARWERTS
Anwartschaftsbarwert per 1. Januar	(6.942)	(2.418)	(524)	(9.884)	(6.130)	(2.037)
Dienstzeitaufwand	(269)	(38)	(42)	(349)	(249)	(59)
Zinsaufwand	(307)	(97)	(21)	(425)	(318)	(96)
Gezahlte Beiträge	(15)	-	-	(15)	(16)	-
Änderungen	(7)	-	-	(7)	3	(1)
Erwerbe/Veräußerungen von Tochtergesellschaften	(9)	(8)	2	(16)	(349)	(43)
Plankürzungen/Abgeltungen	4	8	15	26	19	1
Einmaleffekte	(4)	(1)	-	(5)	(3)	(3)
Versicherungs- mathematische Gewinne und Verluste	(797)	(230)	(5)	(1.033)	(287)	(299)
Gezahlte Leistungen	392	99	48	539	390	122
Sonstige (Anpassungen von Umrechnungen)	68	-	(11)	57	(2)	(4)
Anwartschaftsbarwert per 31. Dezember A	(7.887)	(2.688)	(537)	(11.112)	(6.942)	(2.418)
B - ÄNDERUNG DES BEIZULEGENDEN ZEITWERTS VON PLANVERMÖGEN
Beizulegender Zeitwert von Planvermögen am 1. Januar	4.648	44		4.691	4.399	47
Erwarteter Ertrag auf Planvermögen	234	3	-	238	243	3
Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	332	2	-	334	(157)	(9)
Empfangene Beiträge	531	23	-	554	318	24
Erwerbe/Veräußerungen von Tochtergesellschaften	(5)	3	-	(2)	191	-
Abgeltungen	(4)	1	-	(4)	(2)	-
Gezahlte Leistungen	(353)	(24)	-	(376)	(343)	(24)
Sonstige (Anpassungen von Umrechnungen)	(48)	(1)	-	(49)	(3)	1
Beizulegender Zeitwert von Planvermögen per 31. December B	5.335	51		5.386	4.648	44
C - FINANZIERUNGSSTATUS A+B	(2.552)	(2.637)	(537)	(5.726)	(2.295)	(2.375)
Nicht ausgewiesener nachzuverrechnender Dienstzeitaufwand	9	(6)	-	3	7	(8)
Obergrenze des Vermögenswerts	(3)	(1)	-	(4)	-	(1)
NETTOLEISTUNGSVERPFLICHTUNG	(2.546)	(2.644)	(537)	(5.727)	(2.288)	(2.384)
RÜCKSTELLUNGEN FÜR LEISTUNGEN	(2.564)	(2.644)	(537)	(5.745)	(2.301)	(2.384)
VORAUSBEZAHLTE PENSIONSAUFWENDUNGEN	18	-	-	18	13	-

in Millionen Euro	31. Dez. 2011
	Langfristige Leistungsverpflichtungen⁽³⁾	Summe
A - ÄNDERUNG DES ANWARTSCHAFTSBARWERTS
Anwartschaftsbarwert per 1. Januar	(508)	(8.675)
Dienstzeitaufwand	(51)	(359)
Zinsaufwand	(23)	(437)
Gezahlte Beiträge	-	(16)
Änderungen	-	2
Erwerbe/Veräußerungen von Tochtergesellschaften	(2)	(394)
Plankürzungen/Abgeltungen	1	21
Einmaleffekte	-	(6)
Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	3	(584)
Gezahlte Leistungen	56	569
Sonstige (Anpassungen von Umrechnungen)	1	(5)
Anwartschaftsbarwert per 31. Dezember A	(524)	(9.884)
B - ÄNDERUNG DES BEIZULEGENDEN ZEITWERTS VON PLANVERMÖGEN
Beizulegender Zeitwert von Planvermögen am 1. Januar		4.447
Erwarteter Ertrag auf Planvermögen	-	247
Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	^-	(166)
Empfangene Beiträge	-	342
Erwerbe/Veräußerungen von Tochtergesellschaften	-	191
Abgeltungen	-	(2)
Gezahlte Leistungen	-	(367)
Sonstige (Anpassungen von Umrechnungen)	-	(2)
Beizulegender Zeitwert von Planvermögen per 31. December B		4.691
C - FINANZIERUNGSSTATUS A+B	(524)	(5.193)
Nicht ausgewiesener nachzuverrechnender Dienstzeitaufwand	-	(1)
Obergrenze des Vermögenswerts	-	(1)
NETTOLEISTUNGSVERPFLICHTUNG	(524)	(5.195)
RÜCKSTELLUNGEN FÜR LEISTUNGEN	(524)	(5.209)
VORAUSBEZAHLTE PENSIONSAUFWENDUNGEN	-	13

⁽¹⁾ Pensionen und Ruhestandsprämien
⁽²⁾ Ermäßigte Energietarife, Gesundheitsvorsorge, außergesetzliche Leistungen und sonstige Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses
⁽³⁾ Treueprämien und sonstige langfristige Leistungen

Änderungen des Konsolidierungskreises 2011 betrafen hauptsächlich den Erwerb von International Power (165 Mio. €).

19.3.3 Änderung bei Erstattungsansprüchen

Die Änderungen des beizulegenden Zeitwerts der Erstattungsansprüche in Bezug auf das von Contassur verwaltete Planvermögen sahen wie folgt aus:

in Millionen Euro	2012	2011
Beizulegender Zeitwert am 1. Januar	128	142
Erwarteter Ertrag auf Planvermögen	7	6
Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	15	(17)
Tatsächlicher Ertrag	22	(11)
Arbeitgeberbeiträge	28	14
Arbeitnehmerbeiträge	2	2
Gezahlte Leistungen	(21)	(20)
BEIZULEGENDER ZEITWERT AM 31. DEZEMBER	159	128

19.3.4 Bestandteile des Nettopensionsaufwands

Der für die Verpflichtungen aus den leistungsorientierten Plänen der am 31. Dezember 2012 und 2011 beendeten Jahre angesetzte Nettopensionsaufwand gliedert sich wie folgt:

in Millionen Euro	31. Dez. 2012	31. Dez. 2011
Laufender Dienstzeitaufwand	349	359
Zinsaufwand	425	437
Erwarteter Ertrag auf Planvermögen	(238)	(246)
Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste^*	5	(2)
Nachzuverrechnender Dienstzeitaufwand	3	(12)
Gewinne oder Verluste bei Kürzungen, Beendigungen und Abgeltungen von Pensionsplänen	(23)	(19)
Einmaleffekte	5	6
SUMME	527	523
davon im kurzfristigen Betriebsergebnis verbucht	340	333
davon bei den Nettofinanzerträgen/(-aufwendungen) verbucht	187	191

^* bei langfristigen Leistungsverpflichtungen

19.3.5 Finanzierungspolitik und -strategie

Werden leistungsorientierte Pläne finanziert, wird das entsprechende Planvermögen in Rentenfonds und/oder bei Versicherungsgesellschaften investiert, je nach Investitionspraxis in dem jeweiligen Land. Die Investitionsstrategien für diese leistungsorientierten Pläne zielen auf die richtige Balance zwischen dem Ertrag aus der Investition und einem hinnehmbaren Risiko ab.

Diese Strategien haben zwei Ziele: genügend Liquidität zur Deckung der Pensions- und sonstigen Leistungszahlungen zu bewahren und als Teil des Risikomanagements eine langfristige Rendite zu erzielen, die über dem Diskontierungssatz liegt oder möglichst zumindest den künftig erforderlichen Erträgen entspricht.

Wird Planvermögen in Rentenfonds investiert, liegen Investitionsentscheidungen und die Allokation von Planvermögen in der Verantwortung des jeweiligen Fonds-Managers. Wird in französischen Unternehmen Planvermögen von einem Versicherungsunternehmen investiert, verwaltet es das Investment-Portfolio für fondsgebundene Policen und garantiert eine Rendite auf Vermögenswerte aus in Euro denominierten Policen. Diese diversifizierten Fonds werden aktiv anhand von zusammengesetzten Indizes gemanagt und an das langfristige Profil der Verbindlichkeiten 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 lässt sich wie folgt analysieren:

in Millionen Euro	Anwartschaftsbarwert	Beizulegender Zeitwert von Planvermögen	Nicht erfasster nachzuverrechnender Dienstzeitaufwand	Obergrenze des Vermögenswerts	Summe Nettoverpflichtung
Pläne mit einer Unterdeckung	(7.467)	5.157	(3)	-	(2.312)
Pläne mit einer Überdeckung	(220)	229	-	(4)	5
nicht finanzierte Pläne	(3.425)	-	5	-	(3.420)
PER 31. DEZEMBER 2012	(11.112)	5.386	3	(4)	(5.727)
Pläne mit einer Unterdeckung	(6.373)	4.464	(5)	-	(1.914)
Pläne mit einer Überdeckung	(215)	227	-	(1)	10
Nicht finanzierte Pläne	(3.297)	-	5	-	(3.292)
PER 31. DEZEMBER 2011	(9.885)	4.691	(1)	(1)	(5.195)

Die Allokation von Planvermögen nach Hauptvermögenswertkategorie lässt sich wie folgt analysieren:

	31. Dez. 2012	31. Dez. 2011
Eigenkapitalinvestitionen	28%	29%
Investitionen in Anleihen	53%	50%
Immobilien	4%	4%
Sonstige (einschließlich Geldmarktpapiere)	16%	17%
SUMME	100%	100%

19.3.6 Versicherungsmathematische Annahmen

Versicherungsmathematische Annahmen werden individuell nach Land und Unternehmen in Verbindung mit unabhängigen Aktuaren ermittelt. Nachstehend werden gewichtete Abzinsungssätze für die wichtigsten versicherungsmathematischen Annahmen dargestellt:

	Pensionsleistungsverpflichtungen		Sonstige Leistungsverpflichtungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses		Langfristige Leistungsverpflichtungen
	2012	2011	2012	2011	2012	2011
Abzinsungssatz	3,8%	4,5%	3,3%	4,1%	3,1%	4,0%
Geschätzte künftige Lohnerhöhung	3,0%	3,0%	n.v.	n.v.	2,7%	2,7%
Erwarteter Ertrag auf Planvermögen	4,6%	5,1%	6,5%	7,2%	n.v.	n.v.
Durchschnittliche verbleibende Restdienstzeit der teilnehmenden Arbeitnehmer	14 Jahre	14 Jahre	15 Jahre	15 Jahre	16 Jahre	15 Jahre

	Summe Leistungsverpflichtungen
	2012	2011
Abzinsungssatz	3,6%	4,4%
Geschätzte künftige Lohnerhöhung	2,9%	2,8%
Erwarteter Ertrag auf Planvermögen	4,7%	5,2%
Durchschnittliche verbleibende Restdienstzeit der teilnehmenden Arbeitnehmer	15 Jahre	14 Jahre

19.3.6.1 Abzinsungssatz

Der angesetzte Abzinsungssatz wird nach dem am Berechnungstag erzielten Ertrag erstklassiger Unternehmensanleihen mit Fälligkeiten ermittelt, die die Laufzeit des Plans widerspiegeln.

Per 31. Dezember 2012 wurden die Sätze für jedes Währungsgebiet (Euro, Vereinigte Staaten und Vereinigtes Königreich) ausgehend von Angaben zu Erträgen von mit AA bewerteten Unternehmensanleihen festgelegt (Bloomberg und iBoxx), die für langfristige Fälligkeiten auf der Grundlage der Erträge von Staatsanleihen extrapoliert wurden. Per 31. Dezember 2011 wurden die Sätze für die Eurozone nur aufgrund von Bloomberg-Indizes bestimmt.

Nach Schätzungen der Gruppe würde eine Erhöhung oder Senkung des Abzinsungssatzes um 1% zu einer Änderung von etwa 12% beim Anwartschaftsbarwert führen.

19.3.6.2 Erwarteter Ertrag aus Planvermögen

Um den erwarteten Ertrag aus 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 wurden, 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 aus Planvermögen wird nach den gegebenen Marktbedingungen und mit einem Risikoaufschlag berechnet. Der Risikoaufschlag errechnet sich für jede wichtige Anlageklasse und jedes geografische Gebiet im Verhältnis zu den vermeintlich risikofreien Zinssätzen auf Staatsanleihen.

Die folgende Tabelle zeigt den gewichteten durchschnittlichen Ertrag auf Planvermögen, nach Vermögenswertkategorie gegliedert:

	31. Dez. 2012	31. Dez. 2011
Eigenkapitalinvestitionen	6,6%	6,7%
Investitionen in Anleihen	4,3%	5,0%
Immobilien	6,4%	5,3%
Sonstige (einschließlich Geldmarktpapiere)	2,5%	3,0%
SUMME	4,7%	5,2%

Der Ertrag auf Planvermögen der Konzernunternehmen in Belgien machte 2012 etwa 5% für Vermögenswerte aus, die von den Versicherungsunternehmen der Gruppe verwaltet, und 10% für Vermögenswerte, die von Pensionsfonds verwaltet wurden.

Der Ertrag auf Planvermögen für Unternehmen mit dem EGI-Pensionssystem belief sich 2012 auf 11%.

Nach Schätzungen der Gruppe würde eine Erhöhung oder Senkung des erwarteten Ertrags auf Planvermögen um 1% zu einer Änderung von etwa 1% für den Wert des Planvermögens führen.

19.3.6.3 Sonstige Annahmen

Die Steigerungsrate bei medizinischen Aufwendungen (einschließlich Inflation) wurde auf 2% 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	62	(47)

19.3.7 Erfahrungsbedingte Anpassungen

Die Aufgliederung erfahrungsbedingter Anpassungen, die versicherungsmathematische Gewinne und Verluste begründen, sieht wie folgt aus:

in Millionen Euro	31. Dez. 2012		31. Dez. 2011		31. Dez. 2010
	Pensionsleistungs- verpflichtungen	Andere Leistungs- verpflichtungen	Pensions- leistungs- verpflichtungen	Andere Leistungs- verpflichtungen	Pensions- leistungs- verpflichtungen	Andere Leistungs- verpflichtungen
Anwartschaftsbarwert per 31. Dezember	(7.887)	(3.225)	(6.942)	(2.942)	(6.130)	(2.545)
Beizulegender Zeitwert von Planvermögen	5.335	51	4.648	44	4.399	47
Überschuss/Defizit	(2.552)	(3.174)	(2.295)	(2.899)	(1.730)	(2.498)
Erfahrungsbedingte Anpassungen des Anwartschaftsbarwerts	(309)	(119)	(127)	(167)	236	115
in % der Summe	+4%	+4%	+2%	+6%	-4%	-5%
Erfahrungsbedingte Anpassungen des beizulegenden Zeitwerts von Planvermögen	332	2	(157)	(9)	250	7
in % der Summe	+6%	+5%	-3%	-20%	+5%	+15%

in Millionen Euro	31. Dez. 2009		31. Dez. 2008
	Pensions- leistungs- verpflichtungen	Andere Leistungs- verpflichtungen	Pensions- leistungs- verpflichtungen	Andere Leistungs- verpflichtungen
Anwartschaftsbarwert per 31. Dezember	(5.502)	(2.124)	(5.634)	(2.187)
Beizulegender Zeitwert von Planvermögen	3.934	39	3.831	40
Überschuss/Defizit	(1.568)	(2.085)	(1.803)	(2.147)
Erfahrungsbedingte Anpassungen des Anwartschaftsbarwerts	(5)	(15)	(95)	12
in % der Summe	0%	+1%	+2%	-1%
Erfahrungsbedingte Anpassungen des beizulegenden Zeitwerts von Planvermögen	176	2	528	12
in % der Summe	+4%	+6%	+14%	+29%

19.3.8 Geografische Aufteilung der Nettoverpflichtungen

2012 sah die geografische Aufteilung der wichtigsten Verpflichtungen und versicherungsmathematischen Annahmen (gewichtete Durchschnittssätze) wie folgt aus:

In Millionen	Eurozone			Vereinigtes Königreich
Euro	Pensions- leistungs- verpflichtungen	Sonstige Leistungs- verpflichtungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses	Langfristige Leistungs- verpflichtungen	Pensions- leistungs- verpflichtungen	Sonstige Leistungs- verpflichtungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses	Langfristige Leistungs- verpflichtungen
Nettoleistungs- verpflichtung	(1.994)	(2.471)	(530)	(107)		(1)
Abzinsungssatz	3,3%	3,3%	3,1%	4,5%	-	4,7%
Geschätzte künftige Lohnerhöhung	2,7%	n.v.	2,7%	3,8%		5,0%
Erwarteter Ertrag auf Planvermögen	4,1%	2,9%	n.v.	5,1%		n.v.
Durchschnittliche verbleibende Restdienstzeit der teilnehmenden Arbeitnehmer (Jahre)	16	16	16	19		14

In Millionen	Vereinigte Staaten			Rest der Welt
Euro	Pensions- leistungs- verpflichtungen	Sonstige Leistungs- verpflichtungen nach Beendigung des Arbeits- verhältnisses	Langfristige Leistungs- verpflichtungen	Pensions- leistungs- verpflichtungen	Sonstige Leistungs- verpflichtungen nach Beendigung des Arbeits- verhältnisses	Sonstige Leistungs- verpflichtungen nach Beendigung des Arbeits- verhältnisses
Nettoleistungs- verpflichtung	(127)	(72)		(318)	(101)	(6)
Abzinsungssatz	4,4%	4,5%	-	5,5%	3,6%	6,8%
Geschätzte künftige Lohnerhöhung	3,1%	n.v.		4,0%	n.v.	3,2%
Erwarteter Ertrag auf Planvermögen	8,4%	7,8%		6,7%	4,8%	n.v.
Durchschnittliche verbleibende Restdienstzeit der teilnehmenden Arbeitnehmer (Jahre)	12	13		8	11	6

19.3.9 Für leistungsorientierte Pensionspläne 2013 zu zahlende geschätzte Arbeitgeberbeiträge

Die Gruppe erwartet, 2013 etwa 288 Mio. € Beiträge in ihre leistungsorientierten Pensionspläne, einschließlich 88 Mio. € für Unternehmen des EGI-Sektors, einzuzahlen. Die jährlichen Beitragszahlungen für die Unternehmen des EGI-Sektors erfolgen im Verhältnis zu den in dem Jahr erdienten Ansprüchen unter Berücksichtigung der Höhe der Finanzierung für jedes Unternehmen, um mittelfristig die Beiträge auszugleichen.

19.4 Beitragsorientierte Pläne

2012 verbuchte die Gruppe eine Aufwendung in Höhe von 153 Mio. € für Beträge, die in die beitragsorientierten Pläne der Gruppe eingezahlt wurden (2011: 122 Mio. €). Diese Beiträge sind unter "Personalaufwand" in der Gewinn- und Verlustrechnung des Konzerns erfasst.

ANHANG 20 EXPLORATIONS- UND FÖRDERAKTIVITÄTEN

20.1 Vermögenswerte für Exploration und Förderung

Vermögenswerte für Exploration und Förderung gliedern sich in drei Kategorien: Explorations- und Förderlizenzen, die in der Bilanz unter "Immaterielle Vermögenswerte" dargestellt sind, die Felder in der Erschließung, aufgeführt unter "Vermögenswerte in der Erschließungsphase", und produzierende Felder, aufgeführt unter "Produzierende Vermögenswerte", die in der Bilanz in den "Sachanlagen" enthalten sind.

in Millionen Euro	Lizenzen	Vermögenswerte in der Erschließungsphase	Vermögenswerte in der Produktionsphase	Summe
A. BRUTTOBETRAG
Per 31. Dezember 2010	1.101	431	7.339	8.870
Änderungen des Konsolidierungskreises	-	(40)	(451)	(491)
Erwerbe	30	377	263	670
Veräußerungen	-	-	-	-
Umrechnungsanpassungen	22	10	46	79
Sonstige	(3)	(121)	148	24
Per 31. Dezember 2011	1.149	658	7.345	9.151
Änderungen des Konsolidierungskreises	-	-	-	-
Erwerbe	3	564	137	705
Veräußerungen	-	-	(62)	(62)
Umrechnungsanpassungen	(8)	21	185	198
Sonstige	(79)	(117)	239	43
PER 31. DEZEMBER 2012	1.066	1.125	7.845	10.036
B. KUMULIERTE AMORTISATION UND WERTMINDERUNGSAUFWAND
Per 31. Dezember 2010	(355)	-	(1.816)	(2.170)
Änderungen des Konsolidierungskreises	-	-	165	165
Veräußerungen	-	-	-	-
Kumulierte Amortisation und Wertminderungsaufwand	(20)	-	(868)	(888)
Umrechnungsanpassungen	(7)	-	(19)	(26)
Sonstige	-	(3)	16	12
Per 31. Dezember 2011	(382)	(3)	(2.522)	(2.907)
Änderungen des Konsolidierungskreises	-	-	-	-
Veräußerungen	-	-	58	58
Kumulierte Amortisation und Wertminderungsaufwand	(43)	-	(1.008)	(1.051)
Umrechnungsanpassungen	2	1	(47)	(44)
Sonstige	44	(37)	(11)	(5)
PER 31. DEZEMBER 2012	(379)	(40)	(3.530)	(3.950)
C. BUCHWERT
Per 31. Dezember 2011	767	655	4.823	6.244
PER 31. DEZEMBER 2012	686	1.085	4.315	6.086

Erwerbe 2012 beinhalten hauptsächlich Erschließungen im Feld Gudrun (169 Mio. €) in Norwegen.

2011 enthalten Erwerbe hauptsächlich einen zusätzlichen Anteil, der am Feld Njord erworben wurde (112 Mio. €), und Erschließungsarbeiten, die im Laufe des Jahres am Feld Gudrun (145 Mio. €) und der Gjøa-Plattform (96 Mio. €) in Norwegen durchgeführt wurden.

2011 bezog sich die Zeile "Änderungen des Konsolidierungskreises" auf den Verkauf von EFOG.

20.2 Voraktivierte Explorationskosten

Die folgende Tabelle zeigt eine Aufgliederung der Nettoänderung bei den voraktivierten Explorationskosten:

in Millionen Euro	2012	2011
Per 1. Januar	400	272
Voraktivierte Explorationskosten für das Jahr	331	241
Beträge, die für die Periode in den Aufwendungen angesetzt wurden	(64)	(73)
Sonstige	(58)	(40)
PER 31. DEZEMBER	609	400

Voraktivierte Explorationskosten erscheinen in der Bilanz unter "Sonstige Vermögenswerte".

20.3 Investitionen in der Periode

Investitionen in das Explorations- und Fördergeschäft beliefen sich auf 700 Mio. € und 636 Mio. € für 2012 bzw. 2011. Investitionen sind im "Erwerb von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten" in der Kapitalflussrechnung enthalten.

ANHANG 21 FINANZIERUNGSLEASING

21.1 Finanzierungsleasings mit GDF SUEZ als Leasingnehmer

Die Buchwerte von Sachanlagen, die als Finanzierungsleasings Die wichtigsten Finanzierungsleasings, die die Gruppe gehalten werden, fallen in verschiedene Kategorien, je nach Art abgeschlossen hat, betreffen primär Verbrennungsanlagen in des jeweiligen Vermögenswerts. Norwegen, bestimmte Kraftwerke von GDF SUEZ Energie International und die Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen von Cofely.

Die Barwerte künftiger Mindestleasing-Zahlungen gliedern sich wie folgt:

in Millionen Euro	Künftige Mindestleasing-Zahlungen per 31. Dez. 2012		Künftige Mindestleasing-Zahlungen per 31. Dez. 2011
	Undiskontierter Wert	Barwert	Undiskontierter Wert	Barwert
Jahr 1	499	473	206	191
Jahr 2 bis 5 inkl.	620	565	737	631
über Jahr 5 hinaus	423	322	936	564
SUMME KÜNFTIGE MINDESTLEASINGZAHLUNGEN	1.542	1.360	1.879	1.386

Die folgende Tabelle zeigt eine Abstimmung von Verbindlichkeiten aus Finanzierungsleasings wie in der Bilanz aufgeführt (vgl. Anhang 15.2.1 "Fremdkapital und Schuld") mit nicht abgezinsten künftigen Mindestleasingzahlungen nach Fälligkeit:

in Millionen Euro	Summe	Jahr 1	Jahr 2 bis 5 inkl.	über Jahr 5 hinaus
Verbindlichkeiten aus Finanzierungsleasings	1.360	447	533	380
Auswirkung der Abzinsung künftiger Rückzahlungen auf Nennwert und Zinsen	182	53	86	43
UNDISKONTIERTE KÜNFTIGE MINDESTLEASINGZAHLUNGEN	1.542	499	620	423

21.2 Finanzierungsleasings mit GDF SUEZ als Leasinggeber

Diese Leasings fallen hauptsächlich unter die Leitlinie IFRIC 4 zur 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 von der Gruppe gehaltenen Vermögenswerten.

Die Gruppe hat Forderungen aus Finanzierungsleasings für Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen in Solvay (Electrabel -Belgien), Lanxess (Electrabel - Belgien), Bowin (Glow -Thailand) und Saudi Aramco (Tihama - Saudi-Arabien) und für bestimmte Kraftwerke von GDF SUEZ Energie International ausgewiesen.

in Millionen Euro	31. Dez. 2012	31. Dez. 2011
Undiskontierte künftige Mindestleasingzahlungen	2.399	2.358
Nicht garantierter Restwert, der auf den Leasinggeber übergeht	29	54
SUMME BRUTTOINVESTITION IN DAS LEASINGVERHÄLTNIS	2.428	2.412
Nicht realisierter Finanzertrag	798	816
NETTOINVESTITION IN DAS LEASINGVERHÄLTNIS (BILANZ)	1.630	1.596
davon Barwert künftiger Mindestleasingzahlungen	1.608	1.561
davon Barwert des nicht garantierten Restwerts	22	35

Die Beträge, die in der Bilanz in Verbindung mit Finanzierungsleasingverhältnissen ausgewiesen sind, werden in Anhang 15.1.2 "Kredite und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten" dargelegt.

Undiskontierte künftige Mindestleasingzahlungen, die aus Finanzierungsleasingverhältnissen zu vereinnahmen sind, lassen sich wie folgt analysieren:

in Millionen Euro	31. Dez. 2012	31. Dez. 2011
Jahr 1	183	202
Jahr 2 bis 5 inkl.	619	788
über Jahr 5 hinaus	1.597	1.368
SUMME	2.399	2.358

ANHANG 22 OPERATING-LEASING

22.1 Operating-Leasing-Verhältnisse mit GDF SUEZ als Leasingnehmer

Die Gruppe 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 2012 und 2011 wie folgt analysieren:

in Millionen Euro	31. Dez. 2012	31. Dez. 2011
Mindestleasingzahlungen	(1.107)	(1.047)
Bedingte Leasingzahlungen	(60)	(165)
Ertrag aus Untervermietung	95	58
Aufwendungen aus Untervermietung	(77)	(93)
Sonstige Aufwendungen aus Operating-Leasingverhältnissen	(320)	(179)
SUMME	(1.468)	(1.425)

Künftige Mindestleasingzahlungen aus unkündbaren Operating-Leasingverhältnissen lassen sich wie folgt analysieren:

in Millionen Euro	31. Dez. 2012	31. Dez. 2011
Jahr 1	886	812
Jahr 2 bis 5 inkl.	1.923	1.950
über Jahr 5 hinaus	1.868	1.867
SUMME	4.678	4.629

22.2 Operating-Leasing-Verhältnisse mit GDF SUEZ als Leasinggeber

Diese Leasings fallen hauptsächlich unter die Leitlinie IFRIC 4 zur Interpretation von IAS 17. Sie betreffen hauptsächlich von GDF SUEZ Energie International betriebene Kraftwerke.

Einnahmen aus Operating-Leasing-Verhältnissen lassen sich für 2012 und 2011 wie folgt analysieren:

in Millionen Euro	31. Dez. 2012	31. Dez. 2011
Mindestleasingzahlungen	842	889
Bedingte Leasingzahlungen	111	18
SUMME	953	906

Erträge aus Leasingverhältnissen sind bei den Umsatzerlösen ausgewiesen.

Künftige Mindestleasingzahlungen, die aus unkündbaren Operating-Leasingverhältnissen zu vereinnahmen sind, lassen sich wie folgt analysieren:

in Millionen Euro	31. Dez. 2012	31. Dez. 2011
Jahr 1	895	724
Jahr 2 bis 5 inkl.	3.056	2.475
über Jahr 5 hinaus	1.647	1.960
SUMME	5.598	5.159

ANHANG 23 DIENSTLEISTUNGSKONZESSIONSVEREINBARUNGEN

SIC 29 - Dienstleistungskonzessionsvereinbarungen: Angaben - wurde im Mai 2001 veröffentlicht und schreibt die Informationen vor, die in den Anhängen zu Jahresabschlüssen eines Konzessionsgebers und eines Konzessionsnehmers gemacht werden müssen.

IFRIC 12 wurde im November 2006 veröffentlicht und schreibt die Rechnungslegung für Dienstleistungskonzessionsvereinbarungen vor, die bestimmte Kriterien erfüllen, nach denen der Konzessionsgeber als der die entsprechende Infrastruktureinrichtung Beherrschende angesehen wird (vgl. Anhang 1.4.7 "Konzessionsvereinbarungen").

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 zu nutzen;

im Austausch dafür, dass der Nehmer:

(c) sich verpflichtet, während der Konzessionsdauer Dienstleistungen nach bestimmten Geschäftsbedingungen zu erbringen und

(d) sich gegebenenfalls 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 Trinkwasserversorgung, Wasseraufbereitung, Abfallentsorgung und -aufbereitung und Gas- und Stromversorgung 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 der Höhe der 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 Konzession erteilt (hauptsächlich Verträge für Müllverbrennung und BOT-Verträge für Wasseraufbereitung), oder den Nutzern (Verträge über die Versorgung mit Trinkwasser oder Gas und Strom). Dieses Recht, eine Rechnung zu stellen, begründet einen immateriellen, materiellen oder finanziellen Vermögenswert, je nach geltendem Rechnungslegungsmodell (vgl. Anhang 1.4.7 "Konzessionsvereinbarungen").

Das Modell des materiellen Vermögenswerts wird benutzt, wenn der Konzessionsgeber die Infrastruktureinrichtung nicht beherrscht. Das trifft beispielsweise auf die Wasserversorgungskonzessionen 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 Erdgasversorgungskonzessionen in Frankreich, die unter das Gesetz Nr. 46-628 vom 8. April 1946 fallen.

Es besteht auch die allgemeine Verpflichtung, die Konzessionsinfrastruktur am Ende der Konzessionslaufzeit in gutem Betriebszustand zurückzugeben. Diese Verpflichtung führt gegebenenfalls (vgl. Anhang 1.4.7 "Konzessionsvereinbarungen") zum Ausweis einer Verbindlichkeit 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 vorsehen (gewöhnlich am Ende einer Fünfjahresperiode), wenn zu Vertragsbeginn eine Änderung der wirtschaftlichen Bedingungen abzusehen ist. Eine Ausnahme sind Verträge in bestimmten Ländern (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. Anhang 1.4.7 "Konzessionsvereinbarungen").

Zur Verteilung von Erdgas in Frankreich wendet die Gruppe die ATRD-Tarife an, die nach Konsultation der französischen Regulierungsbehörde für Energie (CRE) durch ein Ministerialdekret festgesetzt wurden. Der Tarif wird allgemein ausgehend vom Kapitalaufwand ermittelt, der sich zusammensetzt aus (i) Abschreibungsaufwand und (ii) der Rendite des investierten Kapitals. Diese beiden Bestandteile werden im Verhältnis zur Evaluierung von Vermögenswerten berechnet, die die Gruppe betreibt, bekannt als regulatorische Kapitalbasis (RAB), wobei die von der CRE festgelegten Nutzungsdauern und Renditen des investierten Kapitals benutzt werden. Die regulatorische Kapitalbasis umfasst vor allem Pipelines und Anschlussleitungen, die über einen Zeitraum von 45 Jahren abgeschrieben werden.

ANHANG 24 ANTEILSBASIERTE VERGÜTUNGEN

Aufwendungen für die anteilsbasierten Vergütungen lassen sich wie folgt gliedern:

in Millionen Euro	Anhang	Aufwand für das Jahr
		31. Dez. 2012	31. Dez. 2011
Aktienoptionsprogramme	24,1	25	41
Ausgaben von Mitarbeiteraktien	24,2	-	3
Wertsteigerungsrechte^*	24,2	2	5
Bonus-/Performance-Aktienprogramme	24,3	84	86
Sonstige Pläne der Gruppe	24.3.5	3	12
SUMME		114	145

^* wurden in bestimmten Ländern im Rahmen der Ausgaben von Mitarbeiteraktien aufgelegt.

24.1 Aktienoptionsprogramme

Aktienoptionsprogramme von GDF SUEZ

Der Verwaltungsrat der Gruppe genehmigte weder für 2012 noch für 2011 neue GDF SUEZ-Aktienoptionen.

Die Bedingungen der Programme, die vor 2011 aufgelegt wurden, sind in früheren Referenzdokumenten beschrieben, die SUEZ und später GDF SUEZ erarbeitet hat.

Aktienoptionsprogramme von SUEZ Environnement Company

2012 entschied der Aufsichtsrat der SUEZ Environnement Company, keine neuen Aktienoptionsprogramme aufzulegen.

Die Bedingungen der Programme, die in den Vorjahren aufgelegt wurden, sind in früheren Referenzdokumenten beschrieben, die die SUEZ Environnement Company erarbeitet hat.

24.1.1 Einzelheiten geltender Aktienoptionspläne

PLÄNE DER GDF SUEZ

Plan	Tag der Genehmigung durch die Hauptversammlung der Aktionäre	Ende der Wartefrist	Angepasster Ausübungspreis (in Euro)	Anzahl der Begünstigten je Plan	Zahl der Optionen, die dem Geschäftsführenden Vorstand gewährt wurden	Im Umlauf befindliche Optionen per 31. Dez. 2011
20.11.2002	04.05.2001	20.11.2006	15,7	2.528	1.327.819	1.617.337
17.11.2004	27.04.2004	17.11.2008	16,8	2.229	1.302.000	5.062.400
09.12.2005⁽¹⁾	27.04.2004	09.12.2009	22,8	2.251	1.352.000	5.691.132
17.01.2007⁽¹⁾	27.04.2004	17.01.2011	36,6	2.173	1.218.000	5.741.657
14.11.2007⁽¹⁾	04.05.2007	14.11.2011	41,8	2.107	804.000	4.472.214
12.11.2005⁽¹⁾	16.07.2008	12.11.2012	32,7	3.753	2.615.000	6.334.254
10.11.2009	04.05.2009	10.11.2013	29,4	4.036	-	5.088.999
SUMME					8.618.819	34.007.993
davon:
Aktienoptionskaufpläne						11.423.253
Aktienzeichnungspläne						22.584.740

Plan	Optionen ausgeübt ⁽²⁾	Annullierte oder verfallene Optionen	Im Umlauf befindliche Optionen per 31. Dez. 2012	Fälligkeit	Restlaufzeit
20.11.2002	1.303.646	313.691	-	19.11.2012
17.11.2004	3.301.054	1.761.346	-	16.11.2012
09.12.2005⁽¹⁾	-	27.098	5.664.034	08.12.2013	0,9
17.01.2007⁽¹⁾	-	36.751	5.704.906	16.01.2015	2,0
14.11.2007⁽¹⁾	-	37.954	4.434.260	13.11.2015	2,9
12.11.2005⁽¹⁾	-	214.700	6.119.554	11.11.2016	3,9
10.11.2009	-	81.824	5.007.175	09.11.2017	4,9
SUMME	4.604.700	2.473.364	26.929.929
davon:
Aktienoptionskaufpläne	-	296.524	11.126.729
Aktienzeichnungspläne	4.604.700	2.176.840	15.803.200

⁽¹⁾ am 31. Dezember 2012 ausübbare Pläne
⁽²⁾ Unter bestimmten Umständen, wie Ruhestand oder Tod, können im Umlauf befindliche Optionen vor dem Ende der Wartefrist ausgeübt werden.

Der Jahresdurchschnittspreis für GDF SUEZ-Aktien lag 2012 bei 18,30 €.

PLÄNE DER SUEZ ENVIRONNEMENT COMPANY

Plan	Tag der Genehmigung durch die Hauptversammlung der Aktionäre	Ende der Wartefrist	Ausübungspreis (in Euro)	Im Umlauf befindliche Optionen per 31. Dez. 2011	Optionen, ausgeübt^*	Gewährt
17.12.2009	26.05.2009	17.12.2013	15,5	3.415.890	-	-
16.12.2010	26.05.2009	16.12.2014	14,2	2.920.500	-	-
SUMME				6.336.390	-	-

Plan	Annullierte oder verfallene Optionen	Im Umlauf befindliche Optionen per 31. Dez. 2012	Fälligkeit	Restlaufzeit
17.12.2009	42.106	3.373.784	16.12.2017	5,0
16.12.2010	20.200	2.900.300	15.12.2018	6,0
SUMME	62.306	6.274.084

^* Unter bestimmten Umständen, wie Ruhestand oder Tod, können im Umlauf befindliche Optionen vor dem Ende der Wartefrist ausgeübt werden.

Der Jahresdurchschnittspreis für Aktien der SUEZ Environnement Company lag 2012 bei 9,40 €.

24.1.2 Anzahl der GDF SUEZ-Aktienoptionen

	Anzahl der Optionen	Durchschnittlicher Ausübungspreis in Euro
Saldo per 31. Dezember 2011	34.007.993	29,2
Optionen, ausgeübt	(4.604.700)	16,5
Optionen, annulliert	(2.473.364)	19,2
Saldo per 31. Dezember 2012	26.929.929	32,3

24.1.3 Auswirkung auf die Rechnungslegung

Nimmt man eine Personalfluktuation von 5% an, beträgt der verbuchte Aufwand in der Periode für die Aktienoptionspläne der Gruppe:

Bewilligungstag	Emittent	Beizulegender Zeitwert je Einheit^*	Aufwand für die Periode (in Millionen Euro)
		(in Euro)	31. Dez. 2012	31. Dez. 2011
17.01.2007	GDF SUEZ	12,3	-	1
14.11.2007	GDF SUEZ	15,0	-	14
12.11.2008	GDF SUEZ	9,3	13	14
10.11.2009	GDF SUEZ	6,0	8	8
17.12.2009	SUEZ Environnement Company	3,3	3	3
16.12.2010	SUEZ Environnement Company	2,9	2	2
SUMME			25	41

^* Gewichteter durchschnittlicher Wert von Plänen gegebenenfalls mit oder ohne Leistungsbedingungen.

24.1.4 Pläne für Share Appreciation Rights

Die Zuteilung von Share Appreciation Rights (SARs -Wertsteigerungsrechte) für US-Beschäftigte 2008 und 2009 (als Ersatz für Aktienoptionen) hat keine wesentliche Auswirkung auf den Konzernabschluss.

24.2 Ausgaben von Mitarbeiteraktien

2012 gab GDF SUEZ keine neuen Aktien für Mitarbeiter aus. Die einzigen Auswirkungen der Ausgabe von Belegschaftsaktien auf den Ertrag 2012 beziehen sich auf SARs, für die die Gruppe einen Aufwand von 2 Mio. € im Jahr auswies (einschließlich durch Optionsscheine gedeckte Aktien).

24.3 Bonusaktien und Performance Shares

24.3.1 Neuzuteilungen 2012

Bonusaktienplan von GDF SUEZ vom 30. Oktober 2012

Am 30. Oktober 2012 beschloss der Verwaltungsrat, den Mitarbeitern für 2012 einen neuen Bonusaktienplan (PAGA) zu bewilligen. Dieser Plan sieht die Zuteilung von ca. 6 Millionen GDF SUEZ-Bonusaktien für Konzernmitarbeiter vor, wobei folgende Bedingungen gelten:

―	eine Wartefrist von drei Jahren (Frankreich, Italien und Spanien) oder vier Jahren (alle anderen Länder);
―	Fortdauer der Beschäftigung in der Gruppe (außer Ruhestand, Todesfall oder Berufsunfähigkeit) am 30. Juni 2015 (Frankreich, Italien und Spanien) oder 30. Juni 2016 (alle anderen Länder);
―	eine obligatorische Lock-up-Periode von zwei Jahren ab dem letzten Tag der Wartefrist (23. Juni 2015) für die Mitarbeiter in Frankreich, Italien und Spanien.

Performance-Share-Plan von GDF SUEZ vom 5. Dezember 2012

Am 5. Dezember 2012 genehmigte der Verwaltungsrat die Zuteilung von 3,6 Millionen Performance Shares für die Konzernführung und das Senior-Management in zwei Tranchen:

―	Performance Shares, deren Wartefrist am 14. März 2016 endet und die weitere zwei Jahre nicht übertragbar sind; und
―	Performance Shares, deren Wartefrist 14. März 2017 endet ohne eine Zeit der Nichtübertragbarkeit.

Jede Tranche besteht aus verschiedenen Instrumenten, die unterschiedlichen Bedingungen unterliegen:

―	Instrumente mit nur einer Bedingung: Performance Shares, die marktorientierten Leistungsbedingungen unterliegen, bezogen auf die Gesamtaktienrendite von GDF SUEZ im Vergleich zu der des Eurostoxx-Utilities-Index für die Eurozone für die Zeit von November 2012 bis Februar 2016;
―	Instrumente mit zwei Bedingungen: Performance Shares, die marktorientierten Leistungsbedingungen unterliegen, wie oben beschrieben, und einer internen Leistungsbedingung, die sich auf den Konzernanteil am periodischen Jahresüberschuss der Gruppe 2014 und 2015 bezieht.

Bonusaktien- und Performance-Share-Pläne der SUEZ Environnement Company

Die Vereinbarungen über die verschiedenen Pläne, die 2012 aufgelegt wurden, sind in den Referenzdokumenten beschrieben, die die SUEZ Environnement Company erarbeitet hat.

24.3.2 Beizulegender Zeitwert von Bonusaktienplänen mit oder ohne Leistungsbedingungen

Folgende Annahmen wurden benutzt, um den beizulegenden Zeitwert neuer, 2012 bewilligter Pläne zu berechnen:

Zuteilungsdatum	Ende der Wartefrist	Ende der Lock-up-Periode	Preis am Tag der Zuerkennung	Erwartete Dividende	Finanzierungsaufwendungen für den Mitarbeiter	Aufwendungen für die Nichtübertragbarkeit
29. Februar 2012	14. März 2014	14. März 2016	19,50 €	1,20 €	8,0%	1,80 €
29. Februar 2012	14. März 2015	14. März 2017	19,50 €	1,20 €	8,0%	1,50 €
Gewichteter beizulegender Zeitwert des Plans vom 29. Februar 2012
30. Oktober 2012	1. November 2015	1. November 2017	17,70 €	1,50 €	8,4%	1,50 €
30. Oktober 2012	1. November 2016	1. November 2016	17,70 €	1,50 €	8,4%
Gewichteter beizulegender Zeitwert des Plans vom 30. Oktober 2012
5. Dezember 2012	14. März 2016	14. März 2018	17,20 €	1,50 €	8,4%	1,00 €
5. Dezember 2012	14. März 2016	14. März 2018	17,20 €	1,50 €	8,4%	1,30 €
5. Dezember 2012	14. März 2017	14. März 2017	17,20 €	1,50 €	8,4%	-
5. Dezember 2012	14. März 2017	14. März 2017	17,20 €	1,50 €	8,4%	-
Gewichteter beizulegender Zeitwert des Plans vom 5. Dezember 2012

Zuteilungsdatum	Marktorientierte Leistungsbedingung	Beizulegender Zeitwert je Einheit
29. Februar 2012	nein	15,50 €
29. Februar 2012	nein	14,80 €
Gewichteter beizulegender Zeitwert des Plans vom 29. Februar 2012		15,10 €
30. Oktober 2012	nein	11,70 €
30. Oktober 2012	nein	11,80 €
Gewichteter beizulegender Zeitwert des Plans vom 30. Oktober 2012		11,70 €
5. Dezember 2012	ja	7,20 €
5. Dezember 2012	ja	9,20 €
5. Dezember 2012	ja	6,70 €
5. Dezember 2012	ja	9,00 €
Gewichteter beizulegender Zeitwert des Plans vom 5. Dezember 2012		8,10 €

24.3.3 Überprüfung der internen Leistungsbedingungen für die Pläne

Zusätzlich zu der Bedingung des fortbestehenden Beschäftigungsverhältnisses in der Gruppe unterliegt die Einbeziehung in bestimmte Bonusaktien- und Performance-Share-Pläne einer internen Leistungsbedingung. Wird diese Bedingung nicht vollständig erfüllt, reduziert sich die Zahl der den Mitarbeitern gewährten Bonusaktien gemäß den Festlegungen in den Plänen, was zu einer Senkung des Gesamtaufwands führt, der nach IFRS 2 für die Pläne ausgewiesen wird.

Leistungsbedingungen werden zu jedem Abschlussstichtag überprüft. Verringerungen von 2012 bewilligten Aktienvolumen wegen nicht erfüllter Leistungskriterien waren nicht wesentlich.

24.3.4 Pläne für kostenfreie Aktien mit oder ohne Leistungsbedingungen, die seit dem 31. Dezember 2012 in Kraft sind, und Auswirkung auf den Ertrag

Der für die Periode verbuchte Aufwand für laufende Pläne sieht wie folgt aus:

Bewilligungstag			Aufwand für die Periode (in Millionen Euro)
	Bewilligte Menge⁽¹⁾	Beizulegender Zeitwert je Einheit⁽²⁾ (in Euro)	31. Dez. 2012	31. Dez. 2011
Aktienpläne der GDF SUEZ
Bonusaktienpläne
SUEZ-Plan Juli 2007	2.175.000	37,8	-	5
Spring-Plan August 2007	193.686	32,1	1	1
SUEZ-Plan Juni 2008	2.372.941	39,0	3	6
GDF-SUEZ-Plan Juli 2009	3.297.014	19,7	5	15
Link-Plan August 2010	207.947	19,4	1	1
GDF-SUEZ-Plan Juni 2011	4.173.448	20,0	31	16
GDF-SUEZ-Plan Oktober 2012	6.100.000	11,7	3	-
Performance-Share-Pläne
GDF-SUEZ-Plan November 2008	1.812.548	28,5	1	(1)
GDF-SUEZ-Plan November 2009	1.693.840	24,8	4	12
EXCOM-Plan Januar 2010	348.660	18,5	1	3
Uni-T-Plan März 2010	51.112	21,5	-	-
GDF-SUEZ-Plan Januar 2011	3.426.186	18,1	18	17
Uni-T-Plan März 2011	57.337	23,3	1	-
GDF-SUEZ-Plan Dezember 2011	2.996.920	11,3	10	1
GDF-SUEZ-Trading-Plan Februar 2012	70.778	15,1	-	-
GDF-SUEZ-Plan Dezember 2012	3.556.095	8,1	1	-
Aktienpläne der SUEZ Environnement Company
Plan von SUEZ Environnement Company Juli 2009	2.040.810	9,6	2	5
Plan von SUEZ Environnement Company Dezember 2009	173.852	12,3		1
Plan von SUEZ Environnement Company Dezember 2010	829.080	11,6	3	3
Plan von SUEZ Environnement Company März 2012	828.710	8,8	2	-
			84	86

⁽¹⁾ Bewilligte Menge nach potenziellen Anpassungen im Zusammenhang mit der Fusion mit Gaz de France 2008
⁽²⁾ Gegebenenfalls gewichteter Durchschnittswert

24.3.5 Performance-Share-Pläne von International Power

International Power modifizierte seine Performance-Share-Pläne, bevor es durch GDF SUEZ erworben wurde. Die Pläne von 2008, 2009 und 2010 wurden vor der Fälligkeit annulliert. Als Gegenleistung erhielten die Begünstigten eine Barauszahlung von insgesamt 24 Mio. €, die nach dem Erwerbszeitpunkt beglichen wurde. Da die Bilanz von International Power plc zum Erwerbszeitpunkt eine Verbindlichkeit von 24 Mio. € auswies, wurde bezüglich dieser Performance-Share-Pläne in der Gewinn- und Verlustrechnung der Gruppe für 2011 kein Aufwand angesetzt.

Die Auswirkung der Performance Shares, die der Geschäftsführung und dem Senior Management von International Power plc seit 2011 bewilligt wurden, ist nicht wesentlich.

ANHANG 25 GESCHÄFTE ZWISCHEN NAHE STEHENDEN UNTERNEHMEN UND PERSONEN

Dieser Anhang beschreibt wesentliche Geschäfte zwischen der Gruppe und nahe stehenden Unternehmen und Personen.

Vergütungen für Mitglieder des Managements in Schlüsselpositionen werden in Anhang 26 "Vergütung von Führungskräften" angegeben.

Die wichtigsten Tochtergesellschaften der Gruppe (vollkonsolidierte Unternehmen) sind in Anhang 29 "Liste der wichtigsten Unternehmen des Konzerns per 31. Dezember 2012" aufgeführt. Die wichtigsten assoziierten Unternehmen und Joint Ventures sind in Anhang 13 "Investitionen in assoziierte Unternehmen" bzw. Anhang 14 "Investitionen in Joint Ventures" aufgeführt. Im Folgenden werden nur wesentliche Geschäftsvorfälle beschrieben.

25.1 Beziehungen zum französischen Staat und zu Unternehmen, die dem französischen Staat ganz oder teilweise gehören

25.1.1 Beziehungen zum französischen Staat

Infolge der Fusion von Gaz de France und SUEZ am 22. Juli 2008 ist der französische Staat Eigentümer von 36,7% von GDF SUEZ und ernennt vier Vertreter im aus 18 Mitgliedern bestehenden Verwaltungsrat der Gruppe.

Der französische Staat hält eine goldene Aktie, um kritische Interessen Frankreichs zu schützen und für Kontinuität und Sicherheit der Lieferungen im Energiesektor zu sorgen. 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 der Gruppe sowie die Bedingungen für die Preisregulierung in Frankreich festlegt:

―

als Teil ihrer Verpflichtungen zu öffentlicher Dienstleistung verstärkt die Gruppe ihr Engagement für den Schutz von Gütern und Personen, für Solidarität und Unterstützung von Kunden mit geringem Einkommen, für nachhaltige Entwicklung und Forschung;

―

hinsichtlich der Bedingungen für die Preisregulierung 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 verdeutlicht die Bedingungen zur Änderung regulierter Tarife, vor allem durch Prognosen für Preisänderungen, die auf den aufgelaufenen Kosten beruhen. Er legt auch Regeln und Verantwortlichkeiten für die verschiedenen Player über den Zeitraum 2010 - 2013 fest.

Reguliert sind alle Weiterleitungsgebühren des Fernleitungsnetzes von GRTgaz und des Gasversorgungsnetzes in Frankreich sowie alle Gebühren für den Zugang zu den französischen LNG-Terminals. Die Gebühren werden per Ministerialdekret festgelegt.

25.1.2 Beziehungen zu EDF

Nach der Gründung des französischen Netzwerkbetreibers für die Gas- und Stromversorgung 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 Beziehung hinsichtlich des Verteilungsgeschäfts regelt. 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.

25.2 Beziehungen zur CNIEG (Caisse Nationale des Industries Electriques et Gazières)

Die Beziehungen der Gruppe zur CNIEG, die alle Leistungen für Altersvorsorge, Todesfall und Erwerbsunfähigkeit für erwerbstätige und pensionierte Beschäftigte der Gruppe regelt, die unter den EGI-Sonderpensionsplan fallen, und für die Beschäftigten von EDF und nicht verstaatlichten Unternehmen (Entreprises Non Nationalisées - ENN), sind in Anhang 19 "Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstige langfristige Leistungen" beschrieben.

25.3 Geschäfte mit Joint Ventures und assoziierten Unternehmen

Joint Ventures

in Millionen Euro	Käufe von Gütern und Dienstleistungen	Verkäufe von Gütern und Dienstleistungen	Nettofinanzertrag (ohne Dividenden)	Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und andere Forderungen	Kredite und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten	Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten
Eco Electrica	-	58	-	4	-	-
Tirreno Power	226	113	-	2	-	26
WSW Energie und Wasser	4	43	-	11	-	16
Energia Sustentavel Do Brasil	-	-	-	-	-	-
Thiess Degrémont Joint Venture Design and Build (TD JV DB)				18	186
Inversiones Hornitos SA	-	6	2	8	58	2
Sonstige	152	66	7	62	28	43
SUMME	382	286	9	105	272	87

in Millionen Euro	Fremdkapital und Schulden	Gegebene Zusicherungen und Garantien
Eco Electrica	-	-
Tirreno Power	-	-
WSW Energie und Wasser	-	-
Energia Sustentavel Do Brasil	-	2.027
Thiess Degrémont Joint Venture Design and Build (TD JV DB)
Inversiones Hornitos SA	-	-
Sonstige	33	148
SUMME	33	2.175

Mit Ausnahme der Spalte "Gegebene Zusicherungen und Garantien", die außerbilanzielle Angaben enthält, zeigen die obigen Angaben die Auswirkung von Geschäften mit Gemeinschaftsunternehmen auf unseren Abschluss per 31. Dezember 2012; das heißt, sie entsprechen der Auswirkung dieser Geschäfte nach Eliminierung interner Transaktionen.

Alle nachfolgend angegebenen Daten sind auch auf Beteiligungsbasis nach Eliminierung der internen Transaktionen dargestellt.

Eco Electrica (Puerto Rico)

Der Erdgasabsatz an Eco Electrica betrug 2012 58 Mio. €.

Tirreno Power (Italien)

Die Stromein- und verkäufe zwischen der Gruppe und Tirreno Power beliefen sich 2012 auf 226 Mio. € bzw. 113 Mio. €.

WSW Energie und Wasser (Deutschland)

Die Stromverkäufe und -käufe zwischen der Gruppe und WSW Energie und Wasser beliefen sich 2012 auf 43 Mio. € bzw. 4 Mio. €.

Energia Sustentavel Do Brasil (Brasilien)

GDF SUEZ ist mit 60% an Energia Sustentavel Do Brasil beteiligt. Dieses Konsortium wurde 2008 gegründet, um das 3.750 MW-Wasserkraftwerk Jirau zu errichten, zu besitzen und zu betreiben.

Per 31. Dezember 2012 beliefen sich die Kredite, die die Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social, die brasilianische Entwicklungsbank, Energia Sustentavel do Brasil gewährte, auf 3,6 Mrd. €. Für diese Schuld bürgt jeder Partner im Umfang seines Besitzanteils an dem Konsortium.

Thiess Degrémont Joint Venture Design and Build (TD JV DB) (Australien)

Das Gemeinschaftsunternehmen aus Thiess (65%) und Degrémont (35%) ist für die Planung und Errichtung der Meerwasserentsalzungsanlage verantwortlich, die den Großraum Melbourne versorgt.

GDF SUEZ ist mit 12,5% an TD JV DB beteiligt (Unternehmenssparte SUEZ Umwelt). Die Gruppe beherrscht 35% des Unternehmens.

In der Bilanz per 31. Dezember 2012 wies das Kontokorrentkonto des Gemeinschaftsunternehmens 186 Mio. € aus.

Inversiones Hornitos SA (Chile)

GDF SUEZ ist mit 31,6% an Inversiones Hornitos beteiligt (Unternehmenssparte SUEZ Energie International). Die Gruppe beherrscht 60% des Unternehmens.

In der Bilanz per 31. Dezember 2012 beliefen sich die von der Gruppe an Inversiones Hornitos gewährten Kredite auf 58 Mio. €.

Assoziierte Unternehmen

in Millionen Euro	Käufe von Gütern und Dienstleistungen	Verkäufe von Gütern und Dienstleistungen	Netto- finanzertrag/ (-verlust) (ohne Dividenden)	Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und andere Forderungen	Kredite und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten	Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten
Unternehmen im Kommunalverbund	883	88	2	1	-	2
Contassur	-	-	-	159	-	-
Projektmanagement- unternehmen der Unternehmenssparte Energie International im Nahen Osten		277	36		54
Paiton	-	25	13	-	268	-
Gaz de Strasbourg	-	130	-	16	-	-
Kanadische Aktivitäten im Bereich erneuerbare Energie	-	-	-	-	149	-
Sonstige	33	46	-	3	-	3
SUMME	916	566	51	179	471	5

in Millionen Euro	Fremdkapital und Schulden	Gegebene Zusicherungen und Garantien
Unternehmen im Kommunalverbund	-	363
Contassur	-	-
Projektmanagementunternehmen der Unternehmenssparte Energie International im Nahen Osten	4	617
Paiton	-	-
Gaz de Strasbourg	-	-
Kanadische Aktivitäten im Bereich erneuerbare Energie	-	-
Sonstige	1	202
SUMME	5	1.182

Unternehmen im Kommunalverbund (Belgien)

Die gemischten Unternehmen im Kommunalverbund in Brüssel, Flandern und der Wallonie verwalten das Strom- und Gasversorgungsnetz in Belgien.

Nach verschiedenen Transaktionen und Ereignissen in der ersten Hälfte 2011 und per 31. Dezember 2012 (vgl. Anhang 2 "Wichtige Änderungen der Konzernstruktur") hatte die Gruppe keinen maßgeblichen Einfluss mehr auf (i) die flämischen gemischten Unternehmen im Kommunalverbund seit 30. Juni 2011 und (ii) das Unternehmen im Kommunalverbund in Brüssel seit 31. Dezember 2012. Die obige Tabelle führt die Geschäfte mit den Unternehmen im Kommunalverbund der Wallonie und Brüssel auf (für das Brüsseler Unternehmen im Kommunalverbund bis 31. Dezember 2012).

Die Übertragungskosten, die bei Electrabel Customer Solutions (ECS) im Zusammenhang mit den Gas- und Stromversorgungsnetzen der Unternehmen im Kommunalverbund angefallen sind, beliefen sich per 31. Dezember 2012 auf 830 Mio. € (per 31. Dezember 2011 1.394 Mio. €). Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen zwischen der Gruppe und den gemischten Unternehmen im Kommunalverbund sind per 31. Dezember 2012 nicht wesentlich.

Electrabel bürgt für Kredite über 363 Mio. €, die die gemischten Unternehmen im Kommunalverbund in der Wallonie aufgrund von Kapitalherabsetzungen zur Finanzierung aufgenommen haben.

Contassur (Belgien)

Contassur ist eine Lebensversicherungsgesellschaft, die nach der Equity-Methode bilanziert wird. Sie ist zu 15% im Besitz der Gruppe.

Contassur bietet Versicherungsverträge an, hauptsächlich mit Pensionsfonds, die die Leistungsverpflichtungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses für die Beschäftigten der Gruppe und auch für die Beschäftigten anderer Unternehmen abdecken, die vorwiegend in den regulierten Bereichen des Strom- und Gassektors in Belgien tätig sind.

Versicherungsverträge, die durch Contassur geschlossen wurden, stellen Erstattungsansprüche dar, die in der Bilanz unter "Sonstige Vermögenswerte" ausgewiesen sind. Diese Erstattungsansprüche beliefen sich per 31. Dezember 2012 auf 159 Mio. € (per 31. Dezember 2011 waren es 128 Mio. €).

Projektmanagementunternehmen, die die Unternehmenssparte GDF SUEZ Energie International im Nahen Osten gegründet hat

Die Projektmanagementunternehmen im Nahen Osten besitzen und betreiben Stromerzeugungs- und Meerwasserentsalzungsanlagen.

Der Absatz der Gruppe mit diesen Unternehmen belief sich per 31. Dezember 2012 auf 277 Mio. € (400 Mio. € per 31. Dezember 2011) und betraf den Verkauf von Strom und Gas und das Erbringen von Dienstleistungen.

Die Kredite, die die Gruppe den Projektmanagementunternehmen im Nahen Osten gewährt hatte, betrugen per 31. Dezember 2012 54 Mio. € (124 Mio. € per 31. Dezember 2011).

Die Bürgschaften, die die Gruppe diesen Unternehmen gewährt hatte, betrugen per 31. Dezember 2012 617 Mio. € (657 Mio. € per 31. Dezember 2011).

Paiton (Indonesien)

Die Gruppe ist mit 40,5% an Paiton beteiligt. Die Kredite, die die Gruppe Paiton gewährt hatte, betrugen per 31. Dezember 2012 268 Mio. € (136 Mio. € per 31. Dezember 2011).

Gaz de Strasbourg (Frankreich)

Die Gruppe ist mit 24,9% an Gaz de Strasbourg beteiligt.

Der Gasabsatz mit Gaz de Strasbourg betrug per 31. Dezember 2012 130 Mio. €.

Kanadische Aktivitäten im Bereich erneuerbare Energie (Kanada)

Nach der Teilveräußerung im Dezember 2012 (vgl. Anhang 2 "Wichtige Änderungen der Konzernstruktur") hält die Gruppe nun eine Beteiligung von 40% an den kanadischen Aktivitäten im Bereich erneuerbare Energie.

Die Gruppe hat den Kanadischen Aktivitäten im Bereich erneuerbare Energie einen Kredit über 149 Mio. € gewährt.

ANHANG 26 VERGÜTUNG VON FÜHRUNGSKRÄFTEN

Die Führungskräfte der Gruppe in Schlüsselpositionen sind die Mitglieder des geschäftsführenden Vorstands und des Verwaltungsrats. 2012 bestand der geschäftsführende Vorstand aus 27 Mitgliedern.

Ihre Vergütung gliedert sich wie folgt:

in Millionen Euro	31. Dez. 2012	31. Dez. 2011
Kurzfristige Leistungen	37	39
Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses	6	6
Anteilsbasierte Vergütungen	10	12
Leistungen bei Beendigung des Arbeitsverhältnisses	5	3
SUMME	58	60

ANHANG 27 GERICHTS- UND WETTBEWERBSRECHTLICHE VERFAHREN

Im Zuge ihrer gewöhnlichen Geschäftstätigkeit ist die Gruppe Partei in einer Reihe von Gerichts- und wettbewerbsrechtlichen Verfahren gegen Dritte oder Rechtsinstanzen und/oder Verwaltungsbehörden (einschließlich Steuerbehörden).

Die im Hinblick auf diese Verfahren eingebuchten Rückstellungen beliefen sich am 31. Dezember 2012 auf 927 Mio. € (per 31. Dezember 2011 auf 763 Mio. €).

Die im Folgenden dargestellten wichtigsten Gerichts- und Schiedsverfahren sind als Verbindlichkeiten ausgewiesen oder führen zu Eventualforderungen oder -verbindlichkeiten. Die Rechnungslegung für einzelne Gerichtsverfahren wird nicht dargelegt, um nicht Informationen offenzulegen, die sich im Laufe der Streitbeilegung als für die Gruppe nachteilig erweisen könnten.

27.1 Gerichts- und Schiedsverfahren

27.1.1 Electrabel - ungarischer Staat

Electrabel, GDF SUEZ-Gruppe, 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. In dem Rechtsstreit geht es hauptsächlich um (i) die Einhaltung einer langfristigen Strombezugsvereinbarung (die "Dunamenti PPA"), die zwischen dem Kraftwerkbetreiber Dunamenti Erömü (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) um die Annullierung der Vereinbarung und (iii) um die Wiedereinführung regulierter Strompreise.

Am 30. November 2012 wies das Schiedsgericht die Forderungen der Gruppe ab mit Ausnahme der Forderung, die auf dem Fair and Equitable Treatment-Standard im Hinblick auf verlorene Investitionen beruht, die aus der Beendigung der langfristigen Vereinbarung entstanden sind, was von der Europäischen Kommission im April 2010 gebilligt worden war. Die Entscheidung über diese Forderung wurde auf 2015 verschoben, damit das Schiedsgericht in der Lage ist, seinen Beschluss auf der Grundlage einer detaillierten Kostenabschätzung zu fassen¹³ .

27.1.2 Slovak Gas Holding

Slovak Gas Holding ("SGH") wird zu gleichen Teilen von GDF SUEZ und E.ON Ruhrgas AG gehalten und ist mit 49% an Slovensky Plynárensky Priemysel, a.s. ("SPP") beteiligt, die verbleibenden 51% von SPP gehören indirekt über den Nationalen Bodenfonds der Slowakischen Republik .

Im November 2008 sandte SGH eine Anzeige eines Konflikts aus dem Vertrag über die Energiecharta und dem Bilateralen Abkommen zwischen der Slowakischen Republik und der Tschechischen Republik einerseits und den Niederlanden andererseits an die Slowakische Republik. Diese Konfliktanzeige ist eine Vorbedingung für ein internationales Schiedsverfahren, die oben genannten Verträge betreffend. Der Zweck ist, eine informelle Verhandlungsphase einzuleiten, in der sich die Parteien gütlich einigen können. Aufgrund der Verhandlungsergebnisse wurde die Konfliktanzeige am 28. Dezember 2010 revidiert.

2011 führten die Verhandlungen der SGH und des slowakischen Staats zur Aufhebung des Gesetzes, das die Möglichkeiten beschränkte, Preiserhöhungen zu beantragen, um die Kosten für die Gasversorgung zuzüglich einer angemessenen Gewinnspanne zu decken (als Lex SPP bezeichnetes Gesetz).

¹³ Vgl. auch Anhang 27.2.4 "Langfristige Strombezugsvereinbarungen in Ungarn"

SGH, GDF SUEZ und E.ON strengten ein Schiedsgerichtsverfahren wegen Verletzung der Energie-Charta durch die Slowakische Republik an, das am 5. April 2012 beim ICSID eingereicht wurde. Am 14. Dezember 2012 unterzeichneten die Slowakische Republik, SGH, GDF SUEZ und E.ON eine Transaktionsvereinbarung, die weitgehend von dem tatsächlichen Verkauf von SGH an die Energeticky a Prumyslovy Holding abhängig war, der am 23. Januar 2013 stattfand (vgl. Anhang 2 "Wichtige Änderungen der Konzernstruktur"). Danach informierten SGH, GDF SUEZ und E.ON das ICSID am 24. Januar 2013 darüber, dass sie ihren Antrag zurückziehen.

27.1.3 Squeeze-out-Angebot für Electrabel-Aktien

Am 10. Juli 2007 strengten drei Anteilseigner - Deminor und zwei weitere Fonds - ein Verfahren vor dem Brüsseler Appellationsgericht (Court of Appeal - CA) gegen SUEZ und Electrabel an, weil sie eine zusätzliche Gegenleistung infolge des Squeeze-out-Angebots anstrebten, das SUEZ im Juni 2007 für die Electrabel-Aktien startete, die es noch nicht besaß. Das Appellationsgericht verwarf den Antrag am 1. Dezember 2008.

Nachdem Deminor und seine Partner am 22. Mai 2009 Rechtsmittel eingelegt hatten, hob das Kassationsgericht die Entscheidung am 27. Juni 2011 auf. Bei einer Vorladung am 28. Dezember 2012 strengten Deminor und seine Partner ein Verfahren vor dem Brüsseler Appellationsgericht gegen GDF SUEZ auf einer anderen Basis an, damit das Gericht über ihren Antrag auf einen Preiszuwachs entscheide. Die erste Anhörung ist für den 19. Februar 2013 angesetzt.

Ein ähnlicher Antrag auf einen Erhöhungsbetrag, den die Herren Geenen und Partner vor dem Brüsseler Appellationsgericht gestellt hatten, ohne aber Electrabel und die FSMA (Autorité belge des services et marches financiers, früher "Commission bancaire, financiere et des assurances") als Antragsgegner zu benennen, wurde am 24. Dezember 2009 aus Verfahrensgründen abgewiesen. Herr Geenen legte gegen die Entscheidung vom 24. Dezember 2009 am 2. Juni 2010 beim Kassationsgericht Berufung ein. Das Kassationsgericht sprach am 3. Mai 2012 ein Urteil, das die Entscheidung des Brüsseler Appellationsgerichts aufhob. Nun ist es an Herrn Geenen, ein Verfahren gegen GDF SUEZ vor dem Brüsseler Appellationsgericht mit einem anderen Ausgangspunkt anzustrengen.

27.1.4 Total Energie Gas

GDF SUEZ kauft von Total Energie Gaz ("TEGAZ"), einer Tochtergesellschaft der TOTAL-Gruppe, Erdgas gemäß einer Vereinbarung vom 17. Oktober 2004 und verlangte eine Überprüfung des Vertragspreises mit Wirkung vom 1. Mai 2011. Da die Verhandlungen mit TEGAZ zu keinem Erfolg führten, legte GDF SUEZ den Konflikt aus der Überprüfung des Vertragspreises vereinbarungsgemäß einer Expertengruppe vor. Am 5. Juni 2012 übersandte TEGAZ eine Konfliktanzeige über die Auslegung bestimmter Klauseln in dem genannten Vertrag, die nun Gegenstand eines Schiedsverfahrens gemäß den Festlegungen des französischen Verbands für Schiedsgerichtsbarkeit (AFA) ist. TEGAZ beantragte einen Dringlichkeitsbeschluss mit dem Ziel, die Überprüfung während des Schiedsgerichtsverfahrens auszusetzen, dessen Gründe und Notwendigkeit GDF SUEZ bestreitet. Am 27. Juli 2012 wurde das Schiedsgerichtsverfahren ausgesetzt. Am 29. Januar 2013 erklärte sich das Schiedsgericht selbst für kompetent, über alle Forderungen von TEGAZ zu entscheiden, und es erkannte 5 von 8 Forderungen von TEGAZ als berechtigt an.

27.1.5 Compagnie du Vent

Am 27. November 2007 erwarb GDF SUEZ einen Anteil von 56,84% an der Compagnie du Vent, der ursprüngliche Eigentümer SOPER behielt 43,16%. Der Unternehmensgründer (und Besitzer von SOPER) Jean-Michel Germa blieb Vorstandsvorsitzender und Geschäftsführer der Compagnie du Vent.

GDF SUEZ war mit verschiedenen Rechtsstreitigkeiten mit Jean-Michel Germa und SOPER befasst, bei denen es um seine Entlassung als Geschäftsführer 2011 ging. Nachdem das Appellationsgericht Montpellier ("Cour d'Appel") die erste Hauptversammlung der Compagnie du Vent am 27. Mai 2011 für ungültig erklärt hatte, wurde auf der zweiten Hauptversammlung am 3. November 2011 schließlich ein neuer geschäftsführender Direktor ernannt, den GDF SUEZ vorgeschlagen hatte.

Folgende Verfahren sind jedoch noch anhängig: (i) das Gerichtsverfahren, das die Compagnie du Vent am 23. August 2011 vor dem Handelsgericht Montpellier (Tribunal de Commerce) gegen SOPER mit dem Ziel angestrengte, dass Letzterer den nicht wesentlichen Schaden wiedergutmacht, den La Compagnie du Vent infolge der unzulässigen Nutzung des Einflusses von Minderheitsbeteiligungen durch eine Zahlung von 500.000 € genommen hat, (ii) das Gerichtsverfahren wegen vertraglich festgelegter Verantwortung und Fahrlässigkeit, das Jean-Michel Germa am 15. Februar 2012 vor dem Pariser Handelsgericht gegen GDF SUEZ anstrengte, in dem es um die Zeit seiner Entlassung als Vorstandsvorsitzender und Geschäftsführer von La Compagnie du Vent ging, (iii) das Verfahren gegen GDF SUEZ, La Compagnie du Vent und den derzeitigen Vorstandsvorsitzenden und Geschäftsführer, das SOPER am 21. Mai 2012 eingeleitet hat, in dem eine gerichtliche Überprüfung bestimmter Managemententscheidungen verlangt wird, um eine Ausgleichszahlung zu erhalten, und (iv) das Verfahren, das SOPER am 18. Januar 2013 vor dem Pariser Handelsgericht angestrengt hat, um GDF SUEZ zu einer Ausgleichszahlung von ca. 214 Mio. € an SOPER wegen angeblicher Verletzung der Vereinbarung und der Aktionärsvereinbarung von 2007 zu veranlassen. Außerdem hat SOPER die GDF SUEZ auch über seine Absicht in Kenntnis gesetzt, seine Kaufoption für die 5%ige Beteiligung, die SOPER an La Compagnie du Vent hält, auszuüben. Der Preis für die Aktien wurde von einem Experten nach vertraglich geregelten Verfahrensweisen festgesetzt.

27.1.6 Einfrieren der regulierten Erdgaspreise per 1. Oktober 2011 in Frankreich

Rechtsverfahren wegen regulierter Preise im letzten Quartal 2011

Das Ministerialdekret vom 29. September 2011 über regulierte Preise für Erdgas, das über die Verteilungsnetze von GDF SUEZ geliefert wird, bewirkte ein Einfrieren regulierter Erdgaspreise, obwohl die französische Regulierungsbehörde für Energie (CRE) am 22. September 2011 eine negative Stellungnahme zu dem Ministerialdekret abgab. GDF SUEZ ist der Auffassung, dass dieses Dekret weder im Einklang mit dem Gesetz steht, wonach regulierte Preise alle Kosten decken müssen, noch mit den Wettbewerbsregeln des Marktes noch mit dem Vertrag über öffentliche Dienstleistung, der zwischen der Gruppe und dem französischen Staat unterzeichnet wurde.

Im Ergebnis dessen focht GDF SUEZ am 13. Oktober 2011 das Dekret vor dem Conseil d'État (höchstes Verwaltungsgericht Frankreichs) wegen Amtsmissbrauchs an.

Am 28. November 2011 erreichte der französische nationale Verband der Energiehändler (Association nationale des opérateurs détaillants en énergie - ANODE), dass der Präsident des Conseil d'État das Dekret vom 29. September 2011 aussetzte. Am 10. Juli 2012 hob der Conseil d'Etat das Dekret vom 29. September 2011 über regulierte Preise für den Verkauf von Erdgas auf, das die Ministerien für Wirtschaft und Energie erlassen hatten.

In seiner Entscheidung stellte der Conseil d'Etat fest, dass das Dekret einen Rechtsmangel enthält, denn es legt die Preise in einer Höhe fest, die geringer als die ist, die sich aus der Anwendung der Preisformel in den geltenden Bestimmungen ergeben hätte.

Der Conseil d'Etat drang daher darauf, dass die Minister für Wirtschaft und Energie ein neues Dekret erlassen, in dem die Preise so geändert werden, dass sie mit den Regelungen für die Zeit vom 1. Oktober 2011 bis 31. Dezember 2011 übereinstimmen, was mit dem Dekret vom 1. August 2012 erreicht worden ist. Ein geschätzter Gewinn von 210 Mio. € wurde für die Anpassung dieser Preis-"Aufholung" im Abschluss 2012 ausgewiesen.

Rechtsverfahren wegen regulierter Preise per Juli 2012

Außerdem legte das Ministerialdekret vom 18. Juli 2012 eine Änderung des regulierten Erdgaspreises in Frankreich von 2% ab 20. Juli 2012 fest. Die Gruppe ist der Auffassung, dass diese Preisänderung sie nicht in die Lage versetzen wird, damit alle ihre Kosten der Erdgasversorgung und andere Kosten zu decken.

Infolgedessen focht GDF SUEZ den Erlass am 24. August 2012 vor dem Conseil d'Etat wegen Amtsmissbrauchs an. Schließlich legte das Ministerialdekret vom 26. September 2012 die Änderung des regulierten Erdgaspreises in Frankreich von 2% für die Zeit vom 29. September 2012 bis 31. Dezember 2012 fest. Die Gruppe ist der Auffassung, dass diese Preisänderung sie nicht in die Lage versetzen wird, damit alle ihre Kosten der Erdgasversorgung und andere Kosten zu decken.

Infolgedessen focht GDF SUEZ den Erlass am 15. November 2012 vor dem Conseil d'Etat wegen Amtsmissbrauchs an. Der Conseil d'Etat setzte den Erlass vom 26. September 2012 mit einer Anordnung vom 29. November 2012 aus und drängte die für Energie und Finanzen zuständigen Minister, innerhalb eines Monats eine neue Aussage zu regulierten Gaspreisen zu machen und die geltenden Gesetze anzuwenden.

Im Wesentlichen hob der Conseil d'Etat die Erlasse vom 27. Juni 2011, vom 18. Juli 2012 und vom 26. September 2012 mit drei Entscheidungen vom 30. Januar 2013 auf, weil sie die regulierten Erdgaspreise nicht so erhöhten, dass die Kosten von GDF SUEZ gedeckt sind. Der Conseil d'Etat drängte die Regierung, neue Dekrete zu erlassen, die diese ungesetzliche Position innerhalb eines Monats korrigieren. Die Positivwirkung der Entscheidung des Conseil d'Etat und der neuen Preisdekrete werden in der Gewinn- und Verlustrechnung 2013 ausgewiesen. Die Positivwirkung auf das EBITDA von 2013 macht etwa 150 Mio. € aus.

27.1.7 Einwendung gegen die Genehmigung der von Elia verlangten Einspeisevergütung durch die CREG

Im Dezember 2011 genehmigte die belgische Kommission für die Regulierung von Strom und Gas (Commission de Régulation de l'Electricité et du Gaz - CREG) den von Elia System Operator, dem Übertragungsnetzbetreiber für Strom, vorgelegten Vergütungsvorschlag für 2012-2015. Electrabel widerspricht zwei Hauptaspekten dieses Vorschlags, nämlich (i) der Anwendung von Einspeisevergütungen für die Netzbenutzung und (ii) Einspeisevergütungen für Nebenleistungen.

Electrabel klagte vor dem Appellationsgericht in Brüssel, damit die Entscheidung der CREG aufgehoben wird. Am 6. Februar 2013 hob das Brüsseler Appellationsgericht die Entscheidung der CREG vom 22. Dezember 2011 zur Gänze auf.

27.1.8 NAM (Nederlandse Aardolie Maatschappij)

Im Juni 2011 verklagte NAM GDF SUEZ E&P Nederland BV (GDF SUEZ-Gruppe) auf Zahlung einer Preisanpassung aus den Verkaufsvereinbarungen mit GDF SUEZ über den Verkauf von Vermögenswerten der Exploration und Förderung in den Niederlanden und einer Beteiligung an Nogat BV, wobei es um einen Ertragssteueraufwand von 50 Mio. € geht, von dem die NAM erklärte, ihn im Auftrag von GDF SUEZ für die Zeit zwischen dem Inkrafttreten und dem Tag des Abschlusses des Geschäfts gezahlt zu haben. GDF SUEZ hat diesen Anspruch aus Verletzung von Verträgen immer bestritten.

Als Reaktion darauf verklagte GDF SUEZ E&P Nederland BV die NAM gesondert auf 5,9 Mio. €.

Am 21. Mai 2012 wies das Bezirksgericht Den Haag die Klage der GDF SUEZ E&P Nederland BV zurück und ordnete an, dass sie die von NAM beanspruchte Hauptforderung zuzüglich 3,8% Zinsen zu zahlen habe, die seit 17. Januar 2011 aufgelaufen waren.

Als dieses Urteil durchsetzbar wurde, war die Zahlung bereits erfolgt. Dennoch hat GDF SUEZ E&P Nederland BV Berufung gegen dieses Urteil eingelegt. Das Ergebnis dieser Berufung sollte im Laufe des Jahres 2013 bekannt werden.

27.1.9 Argentinien

In Argentinien hat ein Notstands- und Devisenregelungs-Reformgesetz (Notstandsgesetz), das im Januar 2002 verfügt worden war, Preiserhöhungen aus Konzessionsverträgen eingefroren, indem sie die Anwendung von Preisindexierungsklauseln für den Fall eines Wertverlusts des argentinischen Pesos gegenüber dem US-Dollar verhinderte. 2003 strengten SUEZ (heute GDF SUEZ) und seine gemeinschaftlichen Anteilseigner, Konzessionsnehmer für die Wasserversorgung in Buenos Aires und Santa Fe, zwei Schiedsverfahren gegen den argentinischen Staat als Konzessionsgeber vor dem ICSID an. Zweck dieser Rechtsstreits ist die Durchsetzung von Klauseln aus dem Konzessionsvertrag gemäß den Bilateralen französischargentinischen Investitionsschutzabkommen.

Ziel des ICSID-Schiedsverfahrens ist eine Kompensation für den Wertverlust von Investitionen, die mit Beginn des Konzession getätigt wurden, infolge von Maßnahmen, die der argentinische Staat nach der Verabschiedung des oben erwähnten Notstandsgesetzes ergriffen hat. Die Anhörungen fanden bei beiden Verfahren 2007 statt. Parallel zu den ICSID-Verfahren waren die Konzessionsnehmer Aguas Argentinas ("AASA") und Aguas Provinciales de Santa Fe ("APSF") gezwungen, Prozesse zur Beendigung ihrer Konzessionsverträge vor den örtlichen Verwaltungsgerichten zu führen.

Doch wegen der Schwächung der finanziellen Position der konzessionsnehmenden Unternehmen seit Erlass des Notstandsgesetzes kündigte APSF auf seiner Hauptversammlung am 13. Januar 2006 an, dass es Konkurs anmelden würde.

Gleichzeitig meldete AASA "Concurso Preventivo"¹⁴ an. Als Teil dieses Verfahrens stimmten die Gläubiger einem Vergleichsvorschlag zur Novation der zulässigen Verbindlichkeiten von AASA zu, der vom Konkursgericht am 11. April 2008 bestätigt wurde. Die Abgeltung dieser Verbindlichkeiten ist im Gange. Der Vorschlag sieht (bei Zustimmung) eine Erstzahlung von 20%¹⁵ dieser Verbindlichkeiten 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, AASA dadurch finanziell zu unterstützen, dass sie diese Erstzahlung leisteten und zum Zeitpunkt der Bestätigung 6,1 Mio. USD bzw. 3,8 Mio. USD 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 AASA und APSF wirtschaftlich auf SUEZ Environnement übertragen werden.

In zwei Schiedssprüchen vom 30. Juli 2010 erkannte das ICSID auf die Haftung des argentinischen Staats für die Beendigung der Konzessionsverträge über die Wasserversorgung und -aufbereitung in Buenos Aires und Santa Fe. Nach diesen beiden Urteilen setzt das Schiedsgericht in den kommenden Monaten die zuzubilligenden Beträge als Kompensation für die erlittenen Verluste fest.

Für die erste Hälfte 2013 wird erwartet, dass der Gutachter seine letztendlichen Schlussfolgerungen vorlegt.

27.1.10 United Water - Lake DeForest

Im März 2008 verklagten Bewohner des Gebiets um den Fluss Hackensack in Rockland County (NY) United Water (eine Tochtergesellschaft von SUEZ Environnement, im Folgenden "UW") vor dem Obersten Gericht des Staates New York auf 66 Mio. USD (später auf 130 Mio. USD erhöht) wegen einer Überschwemmung, verursacht durch Starkregen.

Diese Bewohner machen eine Vernachlässigung der Instandhaltung des Lake-DeForest-Staudamms und des Stausees, der an den Lake DeForest angrenzt, durch UW geltend, der nach dem Starkregen angeblich nicht mehr ordnungsgemäß funktionierte, weil er abfließendes Wasser nicht in den Fluss Hackensack fließen ließ, an dem er errichtet wurde, was letztlich zu einer Überflutung der Häuser der Einwohner führte. Da das von UW betriebene Regenwasserentwässerungssystem oberhalb des Dammes überlief, haben die Einwohner, obwohl sie in einem von Überschwemmung bedrohten Gebiet leben, UW auf Schadenersatz von 65 Mio. USD und einen Schadenersatz mit Strafwirkung in gleicher Höhe wegen angeblicher Vernachlässigung der Instandhaltung des Lake-DeForest-Staudamms und -staubeckens verklagt. Der zweite Anspruch wurde am 31. Mai 2011 zurückgewiesen.

¹⁴ Ähnlich dem französischen Konkursverfahren
¹⁵ Ca. 40 Mio. USD

UW ist nicht der Auffassung, für die Überflutung oder die Wartung des Dammes und des Beckens verantwortlich zu sein, diese Anschuldigungen sollten daher zurückgewiesen werden. UW 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. UW hat gegen dieses Urteil Berufung eingelegt.

In einer Entscheidung vom 12. Oktober 2012 wies das Gericht alle Ansprüche der Einwohner ab. Die Einwohner haben Berufung eingelegt.

27.1.11 Novergie

Novergie Centre-Est (ein Unternehmen der SUEZ Environnement-Gruppe) betrieb eine Hausmüllverbrennungsanlage in Gilly-sur-Isère, nahe Albertville (in der Region Savoyen, Frankreich), 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.

Während die Ermittlungen gegen SIMIGEDA liefen, wurde Novergie Centre-Est am 22. Dezember 2005 wegen Gefährdung des Lebens anderer und nicht vorsätzlicher schwerer Körperverletzung, verursacht durch die von der Verbrennungsanlage kommende Belastung, angeklagt.

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 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 Appellationsgerichts Chambéry das Urteil, die Anschuldigungen wegen Gefährdung des Lebens anderer zurückzuweisen.

Nachdem Novergie Centre-Est feststellte, dass diejenigen, die hauptsächlich 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 Konkurses.

Die Verhandlung vor dem Strafgericht fand am 29. November 2010 statt. Am 23. Mai 2011 verkündigte das Strafgericht eine Geldbuße von 250.000 € für Novergie Centre-Est.

Novergie Centre-Est hat gegen dieses Urteil Berufung eingelegt. Am 21. Februar 2012 wies das Appellationsgericht die ursprüngliche Entscheidung zurück und stellte das Verfahren gegen Novergie Centre-Est ein.

27.1.12 Société des Eaux du Nord

Im Rahmen des fünfjährlichen Überprüfung des Konzessionsvertrags über die Trinkwasserversorgung (der "Vertrag") begannen 2008 Verhandlungen zwischen dem Stadtkreis Lille (Lille Métropole Communauté Urbaine - LMCU) und der Société des Eaux du Nord (SEN), einer Tochtergesellschaft von Lyonnaise des Eaux France. Bei diesen Verhandlungen ging es insbesondere um die Erneuerungsverpflichtungen von SEN aus dem 1996 und 1998 unterzeichneten Vertragszusatz. Ende 2009 gab eine Schiedskommission unter Vorsitz von Michel Camdessus (die vertragsgemäß von SEN und LMCU eingesetzt worden war) Empfehlungen zur Überprüfung des Vertrags.

Ohne den Empfehlungen der Kommission zu folgen, stimmte der Stadtrat der LMCU am 25. Juni 2010 einseitig der Unterschrift unter einen Vertragszusatz zu, der die Ausstellung einer Zahlungsaufforderung über 115 Mio. € an die SEN vorsieht, was der sofortigen Rückzahlung des ungenutzten Anteils der offenen Rückstellungen für Erneuerungskosten plus von LMCU geschätzten Zinsen entspricht.

Zwei Einsprüche, die die Nichtigerklärung des Beschlusses des Stadtrats der LMCU vom 25. Juni 2010 sowie der Umsetzungsbeschlüsse forderten, 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.

Die Untersuchung fand am 29. Januar 2013 statt, und die Mitteilung des "Berichterstatters" tendierte zur Aufhebung des Beschlusses vom 25. Juni 2010. Für die erste Hälfte 2013 wird das abschließende Urteil erwartet.

27.1.13 Melbourne - AquaSure

2009 erhielt AquaSure (an dem SUEZ Environnement mit 21 % beteiligt ist) nach einer Ausschreibung den Zuschlag für einen Vertrag über Finanzierung, Planung, Bau und Betrieb einer Meerwasserentsalzungsanlage, die die Region Melbourne 30 Jahre lang mit Wasser versorgt. AquaSure beauftragte ein Joint Venture ("JV") aus Thiess (65%), einer Tochter der Leighton Group, und Degrémont (35%), einer Tochter von SUEZ Environnement, mit der Projektierung und dem Bau der Anlage. Der geplante Termin für die Fertigstellung des Baus der Anlage war der 30. Juni 2012. Die Bauarbeiten begannen im September 2009.

Aufgrund ungünstiger Witterungsverhältnisse und Arbeitsbedingungen verzögerte sich das Projekt. Ende Dezember 2011 waren 88% der Anlage fertiggestellt, was zu Verzug bei Lieferung und Produktion von mehreren Monaten führte.

Das JV beantragte eine Terminverlängerung und einen finanziellen Ausgleich, denn es sah sich nicht als vollständig verantwortlich für den Verzug und seine finanziellen Folgen an. Zwei Forderungen wurden geltend gemacht, (i) hinsichtlich einer Verlängerung des Schlusstermins um 80 Tage bis Ende Oktober 2011 aufgrund der Wirbelstürme und eines Ausgleichs der angefallenen Zusatzkosten und (ii) eine Verlängerung des Schlusstermins um 194 Tage aufgrund von Problemen mit Arbeitskräften, für die der Ausgleich gegenwärtig berechnet wird.

Am 15. Dezember 2011 erzielten AquaSure und das JV eine Stillhaltevereinbarung, damit die Parteien bis 31. März 2012 Vertragsverhandlungen führen können.

Am 24. April 2012 unterzeichneten AquaSure und das JV eine neue Stillhaltevereinbarung. Ziel dieser Stillhaltevereinbarung war einerseits, die Finanzierung von AquaSure für die Zeit vom 1. Juli 2012 bis zur Abnahme der Anlage zu sichern, und andererseits das Unternehmen in die Lage zu versetzen, dass es seine Forderungen gegen den Bundesstaat Victoria geltend machen kann.

Außerdem sind SUEZ Environnement und die Leighton Group als ihr Partner der Auffassung, dass der Großteil der Kostenüberschreitungen Faktoren geschuldet ist, für die sie nicht vollständig verantwortlich sind, weil einige davon unter Höhere Gewalt fallen. Deshalb macht das Joint Venture Forderungen in Höhe von 1 Mrd. AUD geltend.

Die Bauphase der Anlage ist abgeschlossen, die Inbetriebnahmephase, die etwa sechs Monate dauert, läuft. Die Anlage bestand am 29. September 2012 die "vorläufige kommerzielle Abnahme" erfolgreich, das seitdem gewonnene Wasser wird an den Bundesstaat Victoria verkauft.

Da die folgenden Phasen der "kommerziellen Abnahme" und "Durchführung des Zuverlässigkeitstests" erfolgreich waren, fand die endgültige Abnahme am 17. Dezember 2012 statt. Die Parteien beschlossen, die Wirkungen der Stillhaltevereinbarung bis 28. Februar 2013 zu verlängern, dem haben die kreditgebenden Banken am 18. Mai 2012 zugestimmt.

27.1.14 Fos Cavaou - Betrieb

Mit einer Anordnung vom 15. Dezember 2003 Einrichtungen betreffend, die dem Umweltschutz unterliegen ("ICPE"), hat der Präfekt des Département Bouches du Rhône 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). Diese Klagen hatten keinen Bestand.

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 Défense 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. Das Verwaltungsgericht Marseille bestätigte die Aufhebung der Anordnung vom 15. Dezember 2003, die den Betrieb genehmigte, mit seinem Urteil vom 8 Oktober 2011.

Am 6. Oktober 2009 erließ der Präfekt des Départements Bouches du Rhône 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 25. August 2010 erließ der Präfekt des Départements Bouches du Rhône eine neue Anordnung, die die Anordnung vom 6. Oktober 2009 abänderte und den uneingeschränkten vorläufigen Betrieb des Terminals gestattete, bis alle Verwaltungsformalitäten erledigt wären.

Am 30. Juni 2010 beantragte Elengy beim Präfekten eine Betriebserlaubnis.

Mit einem Dekret vom 14. Februar 2012 genehmigte der Präfekt den vollen Betrieb des Terminals Fos Cavaou.

27.1.15 Fos Cavaou - Bau

Am 17. Januar 2012 stellte Fosmax LNG (früher Société du Terminal Méthanier de Fos Cavaou), die sich zu 72,4% im Besitz von Elengy und zu 27,6% im Besitz von Total befindet, einen Antrag auf ein Schiedsverfahren vor dem ICC International Court ("CCI") of Arbitration gegen ein Konsortium, das aus Sofregaz, Tecnimont SpA und Saipem SA (STS) besteht.

Der Streit bezieht sich auf den Bau eines Fosmax LNG gehörenden LNG-Terminals, das zum Entladen, Lagern, Wiederverdampfen und Einspeisen von LNG in das Gasübertragungsnetz genutzt werden soll.

Das Terminal wurde von STS auf der Grundlage eines Festpreis-Auftrags über die schlüsselfertige Errichtung vom 17. Mai 2004 gebaut, der Bauarbeiten und Lieferungen vorsah. Der Fertigstellungstermin für das Werk war der 15. September 2008 unter Androhung von Vertragsstrafen bei Verzug.

Die Ausführung des Vertrags war durch eine Reihe von Schwierigkeiten gekennzeichnet. Angesichts der Tatsache, dass sich STS weigerte, einen Teil der Arbeiten fertigzustellen und mit 18 Monaten Verzug ein unfertiges Terminal übergab, beauftragte Fosmax LNG 2010 andere Unternehmen mit der Fertigstellung dieses Teils der Arbeiten.

Fosmax LNG beantragte ein Schiedsverfahren unter Federführung der ICC, um eine Entschädigung für die erlittenen Verluste zu erhalten. Fosmax LNG legte seine Klageschrift am 19. Oktober 2012 vor.

27.1.16 Einwendung gegen belgische Atomenergie-Abgabe

Die Bestimmungen des Programmgesetzes (loi-programme) vom 22. Dezember 2008 erlegten Erzeugern von Strom aus Atomenergie eine Steuer von 250 Mio. € auf. Electrabel (GDF SUEZ-Gruppe) legte Beschwerde beim belgischen Verfassungsgericht ein, das in seinem Urteil vom 30. März 2010 dieses Begehren zurückwies. Zusätzlich wurde die Steuer 2009¹⁶ , 2010¹⁷ und 2011¹⁸ erneut erhoben. Somit hat Electrabel dafür insgesamt 859 Mio. € gezahlt. Gemäß einer Absichtserklärung, die am 22. Oktober 2009 vom belgischen Staat und der Gruppe unterzeichnet worden war, sollte diese Steuer nicht verlängert, sondern durch eine Abgabe ersetzt werden, die sich nach der Dauer der Betriebsverlängerung für bestimmte Kernkraftwerke richtet. Am 9. September 2011 erhob Electrabel Klage, um die gezahlten Beträge zurückzufordern. Das Verfahren ist vor dem Brüsseler Gericht erster Instanz anhängig.

27.1.17 Forderungen der belgischen Steuerbehörden und der Energie-Behörde

Die Steuerfahndung der belgischen Steuerbehörden fordert von SUEZ-Tractebel, einem Unternehmen von GDF SUEZ, 188 Mio. € für frühere Investitionen in Kasachstan. SUEZ-Tractebel hat gegen diese Forderung Widerspruch eingelegt. Da die Entscheidung der belgischen Steuerbehörden nach 10 Jahren noch aussteht, wurde im Dezember 2009 Widerspruch beim Brüsseler Gericht erster Instanz eingelegt.

Die belgischen Steuerbehörden besteuerten in Luxemburg durch die Luxemburger Vermögensverwaltungen von Electrabel und SUEZ-Tractebel 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 2009 beläuft sich auf 265 Mio. €. Eine erste Entscheidung, die nicht in der Hauptsache getroffen wurde, wurde am 25. Mai 2011 zugunsten von Electrabel verkündet. Diese Entscheidung führte inzwischen zu einer Verringerung der Steuerveranlagung, die sich für die Jahre 2005 bis 2007 auf 48 Mio. € beläuft.

Die belgische Energiebehörde forderte eine Steuer von insgesamt 356 Mio. € auf von Electrabel in den Jahren 2006 bis 2011 nicht genutzte Betriebsstätten. In Anbetracht der Entscheidung des Brüsseler Gerichts erster Instanz vom 17. Februar 2010 über die Steuer für Betriebsstätten, die von 2006 bis 2008 nicht genutzt wurden, die sich als außerordentlich günstig herausstellte, meldete Electrabel die einzige Betriebsstätte an, von der sie der Auffassung ist, dass sie dieser Steuer für 2009, 2010 und 2011 unterliegen könnte. Inzwischen unterstrich die Behörde ihre frühere Position und erhob Steuern für sieben Betriebsstätten (einschließlich der gemeldeten) für jedes dieser Jahre. Electrabel widersetzte sich diesen Steuern zunächst auf dem Verwaltungsweg und dann, indem es sich an das Brüsseler Gericht erster Instanz wandte. Die Steuern für 2009 und 2010 hat Electrabel nicht gezahlt, weil sie verspätet erhoben worden seien. Dagegen wurden 2011 6,25 Mio. € Steuern für die gemeldete Betriebsstätte gezahlt. Für 2012 hat Electrabel keinen Umsatz gemeldet, denn die einzige Betriebsstätte, die für die Besteuerung als ungenutzter Standort in Frage käme, hat keine Genehmigung zur Stromerzeugung mehr.

¹⁶ Gesetz vom 23. Dezember 2009
¹⁷ Gesetz vom 29. Dezember 2010
¹⁸ Gesetz vom 8. Januar 2012

27.1.18 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, was am 7. Dezember 2011 bestätigt wurde. GDF SUEZ erwartet den Eingang des Steuerbescheids. Die Entscheidung des Conseil d'Etat vom 10. Dezember 2012 über den "précompte" in den Fällen Rhodia und Accor kann unsere Argumente möglicherweise schwächen, ändert aber nichts an unserer Position, wenn man den Fortschritt der uns betreffenden laufenden Verfahren bedenkt.

27.1.19 Forderung der brasilianischen Steuerbehörden

Tractebel Energia, ein Unternehmen der GDF SUEZ-Gruppe, focht den Steuerbescheid über 323 Mio.¹⁹ brasilianische Real an, den die brasilianischen Steuerbehörden am 30. Dezember 2010 für die Geschäftsjahre 2005 bis 2007 erteilten. Tractebel Energia war der Auffassung, dass sich die Steuerbehörden zu Unrecht weigerten, Abzüge für die Steueranreize zu gewähren, die eine Gegenleistung für immaterielle Vermögenswerte sind.

Im Februar 2012 fiel eine Entscheidung zugunsten von Tractebel Energia, die dem Verwaltungsgericht zur Bestätigung vorgelegt wurde.

27.2 Wettbewerb und Konzentration

27.2.1 "Acces 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 in Bezug auf missbräuchliche Ausnutzung marktbeherrschender Stellungen und wegen restriktiver Geschäftspraktiken zu erheben. Die Klage bezieht sich auf eine Kombination der langfristigen Reservierung von Übertragungskapazität und eines Netzes von Importvereinbarungen sowie auf eine potenzielle Unterinvestition in die Übertragungskapazität 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 marktbeherrschende Stellung im Gassektor missbräuchlich ausgenutzt haben könnte, um den Zugang zu Gasimportkapazität in Frankreich zu verhindern. Am 24. Juni 2009 boten GDF SUEZ, GRTgaz und Elengy Zusicherungen als Reaktion auf die vorläufige Bewertung an, wobei sie gleichzeitig zum Ausdruck brachten, dass sie hinsichtlich der darin enthaltenen Schlussfolgerungen anderer Auffassung sind.

Diese Zusicherungen 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 Zusicherungen vor, die den Zugang zum und den Wettbewerb im französischen Erdgasmarkt erleichtern sollten. Am 3. Dezember 2009 beschloss die Kommission, diese Zusicherungen für rechtlich bindend zu erklären. Dieser Beschluss der Kommission beendete das im Mai 2008 eingeleitete Verfahren. GDF SUEZ, GRTgaz und Elengy erfüllen weiterhin die Zusicherungen unter der Aufsicht eines von der Europäischen Kommission genehmigten Treuhänders (Société Advolis).

¹⁹ Ca. 118 Mio. €

27.2.2 MEGAL

2008 erhielt Gaz de France eine Mitteilung von Beschwerdepunkten der Europäischen Kommission, in der sie den Verdacht auf Absprachen mit E.ON äußert, die zu einer Einschränkung des Wettbewerbs in ihren jeweiligen Märkten und insbesondere bei Erdgaslieferungen führten, die über die MEGAL-Gasleitung übertragen werden. Die Kommission war der Auffassung, dass diese restriktiven Geschäftspraktiken 1975 begonnen hatten, als die Vereinbarungen über die MEGAL-Pipeline unterzeichnet wurden und GDF SUEZ und E.ON abgesprochen hatten, über die MEGAL-Pipeline transportiertes Gas nicht an Kunden in ihren jeweiligen Märkten zu liefern, und bis 2005 fortdauerten. 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 Gasmärkten nicht miteinander zu konkurrieren. GDF SUEZ hat die Geldbuße bezahlt. 2009 erhob GDF SUEZ vor dem Gericht der Union eine Nichtigkeitsklage gegen die Entscheidung der Kommission.

Am 29. Juni 2012 setzte das Gericht der Union die von GDF SUEZ zu zahlende Strafe auf 320 Mio. € fest und verringerte somit die ursprüngliche Strafe von 553 Mio. € um 233 Mio. €, die der Gruppe am 31. Juli 2012 zurückerstattet wurden. Da gegen dieses Urteil vor dem Europäischen Gerichtshof kein Rechtsmittel eingelegt wurde, wurde es rechtskräftig.

27.2.3 Compagnie Nationale du Rhône

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 Rhône (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 vor dem Gericht der Union Nichtigkeitsklage gegen die Entscheidung der Kommission. In seinem Urteil vom 12. Dezember 2012 wies das Gericht den Einspruch gegen den Beschluss der Europäischen Kommission zur Gänze zurück. Gegen dieses Urteil des Gerichts hat Electrabel Rechtsmittel vor dem Gerichtshof der Europäischen Union eingelegt.

27.2.4 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. Die Gruppe ist direkt involviert, da ihre Tochtergesellschaft Dunamenti Erömü Vertragspartei einer langfristigen Strombezugsvereinbarung ist, die mit MVM, dem staatlichen ungarischen Stromerzeugungsunternehmen, am 10. Oktober 1995 geschlossen wurde. Dann verabschiedete die ungarische Regierung ein Gesetz, das mit Wirkung vom 31. Dezember 2008 die Beendigung der Strombezugsvereinbarungen und die Rückforderung der entsprechenden staatlichen Beihilfe vorsah. 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.

Am 27. April 2010 verkündete die Europäische Kommission einen Beschluss, in dem sie der Höhe der von Dunamenti Erömü zahlenden staatlichen Beihilfe und der verlorenen Investitionen zustimmte und Dunamenti Erömü gestattete, die als rechtswidrig angesehene staatliche Beihilfe und die verlorenen Investitionen zu verrechnen. Mit diesem Kompensationsmechanismus musste Dunamenti Erömü die als rechtswidrig angesehene staatliche Beihilfe nicht zurückzahlen. Mit dem ursprünglichen Ende der langfristigen Strombezugsvereinbarung mit Dunamenti Erömü 2015 wird Ungarn die Kosten für verlorene Investitionen erneut berechnen, was dazu führen könnte, dass Dunamenti die Beihilfe dann zurückerstatten müsste²⁰ .

27.2.5 Ermittlungen im belgischen Stromgroßhandelsmarkt

Im September 2009 und Juni 2010 führte die belgische Wettbewerbsbehörde (Autorité belge de concurrence) Durchsuchungen mehrerer Unternehmen durch, die im Stromgroßhandelsmarkt in Belgien tätig sind, auch bei Electrabel, einem Unternehmen von GDF SUEZ.

Die Ermittlungen, die Electrabel unterstützte, sind nun abgeschlossen.

Der Fall wurde am 7. Februar 2013 an die Wettbewerbsbehörde weitergeleitet. Das Gremium der Wettbewerbshüter ("Auditorat") der Wettbewerbsbehörde war der Auffassung, dass Electrabel von 2006 bis 2010 seine marktbeherrschende Stellung missbräuchlich ausgenutzt hat. Electrabel bestreitet diese Behauptungen förmlich und wird seine Argumente im Laufe eines Streitverfahrens vor der Wettbewerbsbehörde vortragen.

27.2.6 Untersuchung im Wasserversorgungs- und -aufbereitungssektor in Frankreich

Im April 2010 führte die Europäische Kommission Kontrollen in den Räumen verschiedener französischer Unternehmen der Wasserwirtschaft und Wasseraufbereitung 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 ("SEC") und Lyonnaise des Eaux France.

Während der Inspektion der Büros von Lyonnaise des Eaux France wurde versehentlich ein Türsiegel erbrochen. Gemäß Kapitel VI der Verordnung (EG) Nr. 1/2003 beschloss die Kommission am 21. Mai 2010, hinsichtlich dieses Vorfalls ein Verfahren zu eröffnen. Im Rahmen dieses Verfahrens legte die SEC der Kommission Informationen zu diesem Vorfall vor. Die Europäische Kommission setzte eine Geldbuße von 8 Mio. € wegen Erbrechen eines Siegels fest und zeigte das der SEC und Lyonnaise des Eaux France am 24. Mai 2011 an; das Strafgeld wurde 2011 bezahlt.

²⁰ Vgl. auch Anhang 27.1.1 "Electrabel- ungarischer Staat").

Am 13. Januar 2012 benachrichtigte die Europäische Kommission die SUEZ Environnement Company und Lyonnaise des Eaux über ihren Beschluss, ein förmliches Untersuchungsverfahren zu eröffnen um festzustellen, ob SAUR, SEC, VEOLIA und die Vereinigung französischer Wasserhandelsunternehmen (federation professionnelle des entreprises de l'eau) in kartellrechtswidrige Praktiken verwickelt seien, die die Märkte für übertragene Management-Aufgaben in den Bereichen Wasserwirtschaft und Wasseraufbereitung in Frankreich schädigen. Im März 2012 nahm die Europäische Kommission eine weitere Inspektion am Sitz von Lyonnaise des Eaux vor.

ANHANG 28 EREIGNISSE NACH DEM BILANZSTICHTAG

28.1 Programm zur Optimierung der Vermögenswerte

Die Veräußerungen von 24,5% von SPP und 80% von IP Maestrale waren am 23. Januar 2013 bzw. am 13. Februar 2013 abgeschlossen (vgl. Anhang 2.4 "Zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte"). Zu diesen Zeitpunkten erhielt die Gruppe Einzahlungen von 1.127 Mio. € (SPP) bzw. 28 Mio. € (IP Maestrale).

28.2 Regulierte Gaspreise in Frankreich

Im Wege von drei Entscheidungen vom 30. Januar 2013 hob der Conseil d'État (höchstes Verwaltungsgericht Frankreichs) die Erlasse vom 27. Juni 2011, 18. Juli 2012 und 26. September 2012 mit der Begründung auf, dass sie den regulierten Erdgaspreis nicht in einer Höhe festlegten, die die Kosten von GDF SUEZ deckt. Der Conseil d'Etat drängte den französischen Staat daher, neue Dekrete zu erlassen, die diese ungesetzliche Position innerhalb eines Monats korrigieren. Die positive Wirkung des Urteils des Conseil d'Etat und der neuen Preiserlasse wird in der Gewinn- und Verlustrechnung 2013 ausgewiesen und stellt einen Betrag von ca. 150 Mio. € im EBITDA dar (vgl. Anhang 27.1.6 "Einfrieren der regulierten Erdgaspreise per 1. Oktober 2011 in Frankreich").

Im Januar 2013 unterzeichneten die Gruppe und der französische Staat ebenfalls eine Änderung zum Vertrag über öffentliche Dienstleistung vom 23. Dezember 2009 (der die öffentlichen Pflichten der Gruppe und die Bedingungen für Änderungen regulierter Gaspreise festlegt). Dieser neue Preisrahmen, der am 1. Februar 2013 in Kraft trat, führt einen monatlichen Anpassungsmechanismus für die Gaspreise ein und enthält klare Regelungen, die die Weitergabe der Kosten und eine Gewinnspanne für das Gasverkaufsgeschäft in Frankreich sichern.

28.3 Bestätigung der Nichtverlängerung der Aktionärsvereinbarung der SUEZ Environnement Company

Am 22. Januar 2013 bestätigte die Gruppe gemäß der Ankündigung vom 5. Dezember 2012 und in Anbetracht der jeweiligen Kündigungen, die von den betroffenen Parteien eingegangen sind, dass die Aktionärsvereinbarung für SUEZ Environnement nicht erneuert wird und daher für alle betroffenen Parteien am 22. Juli 2013 endet.

Die SUEZ Environnement Company wird ab Juli 2013 im Konzernabschluss von GDF SUEZ nach der Equity-Methode bilanziert (vgl. Anhang 2.2 "Ankündigung der Nichtverlängerung der Aktionärsvereinbarung der SUEZ Environnement Company").

GDF SUEZ und SUEZ Environnement Company unterzeichneten auch einen Rahmenvertrag über die Fortsetzung der Kooperation beider Gruppen in Industrie und Handel.

ANHANG 29 LISTE DER WICHTIGSTEN UNTERNEHMEN DES KONZERNS PER 31. DEZEMBER 2012

Die folgende Tabelle dient allein der Information, sie enthält nur die wichtigsten vollkonsolidierten Unternehmen der GDF SUEZ-Gruppe. Ziel ist, die Unternehmen aufzulisten, die bei folgenden Kennzahlen 80% ausmachen: Umsatzerlöse, EBITDA und Nettoschulden. Hingewiesen sei darauf, dass die wichtigsten assoziierten Unternehmen (nach der Equity-Methode konsolidiert) und die Unternehmen, die nach der Quotenkonsolidierungsmethode konsolidiert werden, in Anhang 13 "Investitionen in assoziierte Unternehmen" bzw. 14 "Investitionen in Joint Ventures" dargestellt sind.

Die Abkürzung FC bezeichnet die Methode der Vollkonsolidierung.

Mit einem Sternchen (*) gekennzeichnete Unternehmen sind Teil der juristischen Person GDF SUEZ SA.

ENERGIE INTERNATIONAL

Die Gruppe erwarb am 29. Juni 2012 die nicht beherrschende Beteiligung von 30,26% an International Power. Nach dieser Transaktion beträgt die Beteiligung der Gruppe an International Power 100%.

Name des Unternehmens	Unternehmenszentralen	Anteil in %		Beherrschung in %		Konsolidierungsmethode
		Dez. 2012	Dez. 2011	Dez. 2012	Dez. 2011	Dez. 2012
Region Nordamerika
GDF SUEZ ENERGY GENERATION NORTH AMERICA Group	1990 Post Oak Boulevard - Suite 1900 Houston - TX 77056-4499 - United States	100,0	69,8	100,0	100,0	FC
GDF SUEZ GAS NA LLC Group	1990 Post Oak Boulevard - Suite 1900 Houston - TX 77056-4499 - United States	100,0	69,8	100,0	100,0	FC
GDF SUEZ ENERGY GENERATION NORTH AMERICA Group	1990 Post Oak Boulevard - Suite 1900 Houston - TX 77056-4499 - United States	100,0	69,8	100,0	100,0	FC
GDF SUEZ ENERGY GENERATION NORTH AMERICA Group	1990 Post Oak Boulevard - Suite 1900 Houston - TX 77056-4499 - United States	100,0	69,8	100,0	100,0	FC

Name des Unternehmens	Konsolidierungsmethode
	Dez. 2011
Region Nordamerika
GDF SUEZ ENERGY GENERATION NORTH AMERICA Group	FC
GDF SUEZ GAS NA LLC Group	FC
GDF SUEZ ENERGY GENERATION NORTH AMERICA Group	FC
GDF SUEZ ENERGY GENERATION NORTH AMERICA Group	FC

Name des Unternehmens	Unternehmenszentralen	Anteil in %		Beherrschung in %		Konsolidierungsmethode
		Dez. 2012	Dez. 2011	Dez. 2012	Dez. 2011	Dez. 2012
Region Lateinamerika
E-CL SA Group	Avda. El Bosque Norte 500 - of. 902 - Santiago - Chile	52,8	36,8	52,8	52,8	FC
TRACTEBEL ENERGIA Group	Rua Paschoal Apóstolo Pftsica, 5064 -Agronómica Florianopolis - Santa Catarina -Brazil	68,7	48,0	68,7	68,7	FC
ENERSUR	Av. República de Panamá 3490, San Isidro, Lima 27 - Peru	61,8	43,1	61,8	61,7	FC

Name des Unternehmens	Konsolidierungsmethode
	Dez. 2011
Region Lateinamerika
E-CL SA Group	FC
TRACTEBEL ENERGIA Group	FC
ENERSUR	FC

Name des Unternehmens	Unternehmenszentralen	Anteil in %		Beherrschung in %		Konsolidierungsmethode
		Dez. 2012	Dez. 2011	Dez. 2012	Dez. 2011	Dez. 2012
Region Asien
GLOW ENERGY PUBLIC CO. Ltd	195 Empire Tower, 38th Floor - Park Wing, South Sathorn Road, Yannawa, Sathorn, Bangkok 10120 - Thailand	69,1	48,2	69,1	69,1	FC
Gheco-One Company Ltd	11, I-5 Road - Tambon Map Ta Phut - Muang District - Rayong Province 21150 - Thailand	44,9	31,3	65	65	FC

Name des Unternehmens	Konsolidierungsmethode
	Dez. 2011
Region Asien
GLOW ENERGY PUBLIC CO. Ltd	FC
Gheco-One Company Ltd	FC

Name des Unternehmens	Unternehmenszentralen	Anteil in %		Beherrschung in %		Konsolidierungsmethode
		Dez. 2012	Dez. 2011	Dez. 2012	Dez. 2011	Dez. 2012
Region Vereinigtes Königreich und übriges Europa
GDF SUEZ ENERGY UK RETAIL	1 City Walk - LS11 9DX - Leeds - United Kingdom	100,0	69,8	100,0	100,0	FC
FHH (Guernsey) Ltd	Glategney Court - Po Box 140 -Glategney Esplanade - GY1 3HQ -St. Peter Port -Guernsey	75,0	52,3	100,0	100,0	FC
SALTEND	Senator House - 85 Queen Victoria Street -London - United Kingdom	75,0	52,3	100,0	100,0	FC

Name des Unternehmens	Konsolidierungsmethode
	Dez. 2011
Region Vereinigtes Königreich und übriges Europa
GDF SUEZ ENERGY UK RETAIL	FC
FHH (Guernsey) Ltd	FC
SALTEND	FC

Name des Unternehmens	Unternehmenszentralen	Anteil in %		Beherrschung in %		Konsolidierungsmethode
		Dez. 2012	Dez. 2011	Dez. 2012	Dez. 2011	Dez. 2012
Region Naher Osten, Türkei und Afrika
BAYMINA ENERJI A.S.	Ankara Dogal Gaz Santrali - Ankara Eskisehir Yolu 40.Km - Malikóy Mevkii -06900 Polatl i / Ankara - Turkey	95,0	66,3	95,0	95,0	FC

Name des Unternehmens	Konsolidierungsmethode
	Dez. 2011
Region Naher Osten, Türkei und Afrika
BAYMINA ENERJI A.S.	FC

Name des Unternehmens	Unternehmenszentralen	Anteil in %		Beherrschung in %		Konsolidierungsmethode
		Dez. 2012	Dez. 2011	Dez. 2012	Dez. 2011	Dez. 2012
Region Australien
HAZELWOOD POWER PARTNERSHIP	PO Box 195, Brodribb Road - Morwell Victoria 3840 - Australia	91,8	64,1	91,8	91,8	FC
Loy Yang B Consolidated	Level 33, Rialto South Tower - 525 Collins Street - Melbourne Vic 3000 -Australia	70,0	48,9	100,0	100,0	FC

Name des Unternehmens	Konsolidierungsmethode
	Dez. 2011
Region Australien
HAZELWOOD POWER PARTNERSHIP	FC
Loy Yang B Consolidated	FC

Name des Unternehmens	Unternehmenszentralen	Anteil in %		Beherrschung in %		Konsolidierungsmethode
		Dez. 2012	Dez. 2011	Dez. 2012	Dez. 2011	Dez. 2012
Unternehmensregion
INTERNATIONAL POWER PLC (IPR)	Senator House - 85 Queen Victoria Street -London - United Kingdom	100,0	69,8	100,0	69,8	FC
INTERNATIONAL POWER CONSOLIDATED HOLDINGS LIMITED	Senator House - 85 Queen Victoria Street -London - EC4V 4DP -United Kingdom	100,0	69,8	100,0	100,0	FC
International Power Brussels	Boulevard Simon Bolivar, 34 - 1000 Brussels -Belgium	100,0	69,8	100,0	100,0	FC
International Power Australia Finance	Senator House - 85 Queen Victoria Street -London - EC4V 4DP -United Kingdom	100,0	69,8	100,0	100,0	FC

Name des Unternehmens	Konsolidierungsmethode
	Dez. 2011
Unternehmensregion
INTERNATIONAL POWER PLC (IPR)	FC
INTERNATIONAL POWER CONSOLIDATED HOLDINGS LIMITED	FC
International Power Brussels	FC
International Power Australia Finance	FC

ENERGIE EUROPA

Name des Unternehmens	Unternehmenszentralen	Anteil in %		Beherrschung in %		Konsolidierungsmethode
		Dez. 2012	Dez. 2011	Dez. 2012	Dez. 2011	Dez. 2012
Zentralwesteuropa
COMPAGNIE NATIONALE DU RHONE (CNR)	2, rue Andre Bonin -69004 Lyon - France	49,9	49,9	49,9	49,9	FC
GDF SUEZ SA - Energie Europe *	1, place Samuel de Champlain -92930 Paris La Defense - France	100,0	100,0	100,0	100,0	FC
GDF SUEZ Thermique France	2, pl ace Samuel de Champlain -92930 Paris La Defense - France	100,0	100,0	100,0	100,0	FC
CHP (BtoC) *	1, place Samuel de Champlain -92930 Paris La Defense - France	100,0	100,0	100,0	100,0	FC
PPE (BtoB) *	1, place Samuel de Champlain -92930 Paris La Defense - France	100,0	100,0	100,0	100,0	FC
GDF SUEZ SA - Appro Statut *	1, place Samuel de Champlain -92930 Paris La Defense - France	100,0	100,0	100,0	100,0	FC
GDF SUEZ Kraftwerk Wilhemshaven	Friedrichstrasse 200 -10117 Berlin -Deutschland	57,0	57,0	52,0	52,0	FC
SAVELYS Group	23, rue Philibert Delorme -75017 Paris -France	100,0	100,0	100,0	100,0	FC
GDF SUEZ Energie Nederland NV	Grote Voort 291 - 8041 BL Zwolle Netherlands	100,0	100,0	100,0	100,0	FC
ELECTRABEL	Boulevard Simon Bolivar, 34 -1000 Brussels -Belgium	100,0	100,0	100,0	100,0	FC
ELECTRABEL CUSTOMER SOLUTIONS	Boulevard Simon Bolivar, 34 -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

Name des Unternehmens	Konsolidierungsmethode
	Dez. 2011
Zentralwesteuropa
COMPAGNIE NATIONALE DU RHONE (CNR)	FC
GDF SUEZ SA - Energie Europe *	FC
GDF SUEZ Thermique France	FC
CHP (BtoC) *	FC
PPE (BtoB) *	FC
GDF SUEZ SA - Appro Statut *	FC
GDF SUEZ Kraftwerk Wilhemshaven	FC
SAVELYS Group	FC
GDF SUEZ Energie Nederland NV	FC
ELECTRABEL	FC
ELECTRABEL CUSTOMER SOLUTIONS	FC
SYNATOM	FC

Information über Unternehmen in Luxemburg und den Niederlanden, die von der Forderung nach Veröffentlichung von Jahresabschlüssen befreit sind

Einige Unternehmen der Unternehmenssparte Energie Europa veröffentlichen ihren Jahresabschluss nicht und stützen sich dabei auf die 7. EU-Richtlinie und auf nationale Bestimmungen des luxemburgischen und niederländischen Rechts über die Freistellung von der Forderung nach Veröffentlichung des geprüften Jahresabschlusses.

Die freigestellten Unternehmen sind:

―	GDF SUEZ Energie Nederland NV,
―	GDF SUEZ Energie Nederland Holding BV,
―	Electrabel Nederland Retail BV,
―	Electrabel United Consumers Energie BV,
―	Epon Eemscentrale III BV,
―	Epon Eemscentrale IV BV,
―	Epon Eemscentrale V BV,
―	Epon Eemscentrale VI BV,
―	Epon Eemscentrale VII BV,
―	Epon Eemscentrale VIII BV,
―	Epon International BV,
―	Epon Power Engineering BV,
―	GDF SUEZ Portfolio Management BV,
―	und Electrabel Invest Luxembourg.

Name des Unternehmens	Unternehmenszentralen	Anteil in %		Beherrschung in %		Konsolidierungsmethode
		Dez. 2012	Dez. 2011	Dez. 2012	Dez. 2011	Dez. 2012
Übriges Europa
DUNAMENTI Erömü	Erömü ut 2, 2440 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 N° 6 - Rosignano Marittimo -Italy	99,5	99,5	99,5	99,5	FC
GDF SUEZ PRODUZIONE	Lungotevere Arnaldo da Brescia, 12 -00196 Rome - Italy	100,0	100,0	100,0	100,0	FC
SC GDF SUEZ Energy Romania SA	Bld Marasesti, 4-6, sector 4 -Bucharest -Romania	51,0	51,0	51,0	51,0	FC
GSEM	Pulcz u. 44 - H 6724 - Szeged -Hungary	99,9	99,9	99,9	99,9	FC
GDF SUEZ ENERGIA ITALIA SPA	Lungotevere Arnaldo da Brescia, 12 -00196 Rome - Italy	100,0	100,0	100,0	100,0	FC
GDF SUEZ Energie	Via Spadolini, 7 - 20141 Milan - Italy	100,0	100,0	100,0	100,0	FC

Name des Unternehmens	Konsolidierungsmethode
	Dez. 2011
Übriges Europa
DUNAMENTI Erömü	FC
GDF SUEZ ENERGIA POLSKA SA	FC
ROSIGNANO ENERGIA SPA	FC
GDF SUEZ PRODUZIONE	FC
SC GDF SUEZ Energy Romania SA	FC
GSEM	FC
GDF SUEZ ENERGIA ITALIA SPA	FC
GDF SUEZ Energie	FC

Global Gas & LNG

Name des Unternehmens	Unternehmenszentralen	Anteil in %		Beherrschung in %		Konsolidierungsmethode
		Dez. 2012	Dez. 2011	Dez. 2012	Dez. 2011	Dez. 2012
GDF SUEZ E&P International	1, Place Samuel de Champlain -92400 Courbevoie - France	70,0	70,0	70,0	70,0	FC
GDF SUEZ E&P UK Ltd	40, Holborn Viaduct - London EC1N 2PB -United Kingdom	70,0	70,0	100,0	100,0	FC
GDF SUEZ E&P NORGE AS	Vestre Svanholmen 6 -4313 Sandnes - Norway	70,0	70,0	100,0	100,0	FC
GDF PRODUCTION NEDERLAND BV	Einsteinlaan 10 - 2719 EP Zoetermeer -Netherlands	70,0	70,0	100,0	100,0	FC
GDF SUEZ E&P DEUTSCHLAND GmbH	Waldstrasse 39 - 49808 Linden - Deutschland	70,0	70,0	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 SUEZ GLOBAL LNG SUPPLY SA	65, avenue de la Gare - 1611 Luxembourg -Grand Duchy of Luxembourg	100,0	100,0	100,0	100,0	FC

Name des Unternehmens	Konsolidierungsmethode
	Dez. 2011
GDF SUEZ E&P International	FC
GDF SUEZ E&P UK Ltd	FC
GDF SUEZ E&P NORGE AS	FC
GDF PRODUCTION NEDERLAND BV	FC
GDF SUEZ E&P DEUTSCHLAND GmbH	FC
GDF SUEZ SA - B3G *	FC
GDF SUEZ GLOBAL LNG SUPPLY SA	FC

INFRASTRUKTUREN

Name des Unternehmens	Unternehmenszentralen	Anteil in %		Beherrschung in %		Konsolidierungsmethode
		Dez. 2012	Dez. 2011	Dez. 2012	Dez. 2011	Dez. 2012
STORENGY	Immeuble Djinn - 12, rue Raoul Nordling -92270 Bois-Colombes -France	100,0	100,0	100,0	100,0	FC
ELENGY	Immeuble Eole - 11, avenue Michel Ricard -92270 Bois-Colombes - 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	Immeuble Bora - 6, rue Raoul Nordling - 92270 Bois-Colombes - France	75,0	75,0	75,0	75,0	FC

Name des Unternehmens	Konsolidierungsmethode
	Dez. 2011
STORENGY	FC
ELENGY	FC
GrDF	FC
GRTgaz	FC

ENERGIEDIENSTLEISTUNGEN

Name des Unternehmens	Unternehmenszentralen	Anteil in %		Beherrschung in %		Konsolidierungsmethode
		Dez. 2012	Dez. 2011	Dez. 2012	Dez. 2011	Dez. 2012
COFELY ITALIA Spa	Via Ostiense, 333 - 00146 Rome - Italy	100,0	100,0	100,0	100,0	FC
AXIMA Seitha	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 Group	1, place des Degres -92059 Paris La Defense - France	100,0	100,0	100,0	100,0	FC
COFELY NEDERLAND NV Group	Kosterijland 20 - 3981 AJ Bunnik -Netherlands	100,0	100,0	100,0	100,0	FC
INEO Group	1, place des Degres -92059 Paris La Defense - France	100,0	100,0	100,0	100,0	FC

Name des Unternehmens	Konsolidierungsmethode
	Dez. 2011
COFELY ITALIA Spa	FC
AXIMA Seitha	FC
COFELY AG	FC
CPCU	FC
FABRICOM SA	FC
ENDEL Group	FC
COFELY NEDERLAND NV Group	FC
INEO Group	FC

SUEZ ENVIRONNEMENT

GDF SUEZ hält 35,76 % der SUEZ Environnement Company und übt mittels einer Aktionärsvereinbarung die alleinige Beherrschung aus. Demzufolge ist die SUEZ Environnement Company vollkonsolidiert.

Die GDF SUEZ-Gruppe hat beschlossen, die im Juli 2013 endende Aktionärsvereinbarung nicht zu verlängern (vgl. Anhang 2 "Wichtige Änderungen der Konzernstruktur").

Name des Unternehmens	Unternehmenszentralen	Anteil in %		Beherrschung in %		Konsolidierungsmethode
		Dez. 2012	Dez. 2011	Dez. 2012	Dez. 2011	Dez. 2012
SUEZ Environnement Company	Tour CB21 - 16, place de l'Iris -92040 Paris La Defense - France	35,8	35,9	35,8	35,7	FC
Lyonnaise des Eaux Group France	Tour CB21 - 16, place de l'Iris -92040 Paris La Defense - France	35,8	35,9	100,0	100,0	FC
BSE Group	Tour CB21 - 16, place de l'Iris -92040 Paris La Defense - France	35,8	35,9	100,0	100,0	FC
AGBAR Group	Torre Agbar - Avenida Diagonal 211 -08018 Barcelona - Spain	26,8	27,0	99,5	99,5	FC
SITA HOLDINGS UK LTD Group	Grenfell road - Maidenhead - Berkshire SL6 1ES - United Kingdom	35,8	35,9	100,0	100,0	FC
Gruppe SITA DEUTSCHLAND GMBH	Industriestrasse 161 - 50999, Köln -Deutschland	35,8	35,9	100,0	100,0	FC
SITA NEDERLAND BV Group	Mr E.N. van Kleffensstraat 6 - Postbus 7009 -6801 HA Arnhem - Netherlands	35,8	35,9	100,0	100,0	FC
SITA France Group	Tour CB21 - 16, place de l'Iris -92040 Paris La Defense - France	35,7	35,9	99,9	99,9	FC
LYDEC	48, boulevard Mohamed Diouri -Casablanca -Morocco	18,2	18,3	51,0	51,0	FC
UNITED WATER Group	200 Old Hook Road - Harrington Park -New Jersey - United States	35,8	35,9	100,0	100,0	FC

Name des Unternehmens	Konsolidierungsmethode
	Dez. 2011
SUEZ Environnement Company	FC
Lyonnaise des Eaux Group France	FC
BSE Group	FC
AGBAR Group	FC
SITA HOLDINGS UK LTD Group	FC
Gruppe SITA DEUTSCHLAND GMBH	FC
SITA NEDERLAND BV Group	FC
SITA France Group	FC
LYDEC	FC
UNITED WATER Group	FC

Andere

Name des Unternehmens	Unternehmenszentralen	Anteil in %		Beherrschung in %		Konsolidierungsmethode
		Dez. 2012	Dez. 2011	Dez. 2012	Dez. 2011	Dez. 2012
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 Tróne, 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 Tróne, 1 - 1000 - Brussels - Belgium	100,0	100,0	100,0	100,0	FC
GENFINA	Place du Tróne, 1 - 1000 - Brussels - Belgium	100,0	100,0 100,0	100,0	100,0	FC
GDF SUEZ Energie Deutschland	Friedrichstrasse 200 - 10117 Berlin -Deutschland	100,0	100,0	100,0	100,0	FC
GDF SUEZ Invest International SA	65, avenue de la Gare - 1611 Luxembourg -Grand Duchy of Luxembourg	100,0	100,0	100,0	100,0	FC

Name des Unternehmens	Konsolidierungsmethode
	Dez. 2011
GDF SUEZ SA *	FC
GDF SUEZ BELGIUM	FC
GIE - GDF SUEZ ALLIANCE	FC
GDF SUEZ FINANCE SA	FC
GDF SUEZ CC	FC
GENFINA	FC
GDF SUEZ Energie Deutschland	FC
GDF SUEZ Invest International SA	FC

Information über Unternehmen in Luxemburg und den Niederlanden, die von der Forderung nach Veröffentlichung von Jahresabschlüssen befreit sind

Einige Unternehmen der Unternehmenssparte Andere veröffentlichen ihren Jahresabschluss nicht und stützen sich dabei auf die 7. EU-Richtlinie und auf nationale Bestimmungen des luxemburgischen und niederländischen Rechts über die Freistellung von der Forderung nach Veröffentlichung des geprüften Jahresabschlusses.

Die freigestellten Unternehmen sind:

―	GDF SUEZ Corp Luxembourg SARL;
―	GDF SUEZ Treasury Management SARL;
―	und GDF SUEZ Invest International SA.

ANHANG 30 HONORARE FÜR WIRTSCHAFTSPRÜFER UND DIE MITGLIEDER IHRER NETZE

Die Abschlussprüfer der GDF SUEZ-Gruppe waren Deloitte, Ernst & Young und Mazars. Gemäß dem französischen Dekret Nr. 20081487 werden die den Abschlussprüfern und den Mitgliedern ihrer Netzwerke gezahlten Honorare in der folgenden Tabelle angegeben.

in Millionen Euro	Ernst & Young				Deloitte
	Betrag		%		Betrag
	2012	2011	2012	2011	2012	2011
Prüfung
Abschlussprüfung, Prüfungsdienstleistungen und Prüfung des Konzernabschlusses und des Jahresabschlusses der Muttergesellschafft⁽¹⁾
o GDF SUEZ SA	2,3	2,4	11,7%	12,1%	1,4	1,6
o Voll- und quotenkonsolidierte Tochtergesellschaften	13,7	13,5	71,0%	69,0%	14,9	14,5
Sonstige prüfungsbezogene Verfahren und Dienstleistungen
o GDF SUEZ SA	0,5	0,7	2,5%	3,5%	0,6	0,3
o Voll- und quotenkonsolidierte Tochtergesellschaften	1,6	2,0	8,4%	10,3%	1,3	0,7
ZWISCHENSUMME	18,1	18,6	93,7%	94,9%	18,2	17,2
Sonstige Dienstleistungen
o Steuern	1,1	0,9	5,5%	4,5%	1,1	1,4
o Sonstige	0,2	0,1	0,9%	0,6%	0,0	1,0
ZWISCHENSUMME	1,2	1,0	6,3%	5,1%	1,1	2,4
SUMME⁽²⁾	19,3	19,6	100%	100%	19,3	19,5

in Millionen Euro	Deloitte		Mazars
	%		Betrag		%
	2012	2011	2012	2011	2012	2011
Prüfung
Abschlussprüfung, Prüfungsdienstleistungen und Prüfung des Konzernabschlusses und des Jahresabschlusses der Muttergesellschafft⁽¹⁾
o GDF SUEZ SA	7,2%	8,4%	1,3	1,4	15,3%	18,4%
o Voll- und quotenkonsolidierte Tochtergesellschaften	77,3%	74,4%	5,9	5,5	71,5%	73,1%
Sonstige prüfungsbezogene Verfahren und Dienstleistungen
o GDF SUEZ SA	3,3%	1,7%	0,3	0,3	3,6%	4,0%
o Voll- und quotenkonsolidierte Tochtergesellschaften	6,5%	3,4%	0,6	0,1	7,4%	1,5%
ZWISCHENSUMME	94,3%	87,9%	8,0	7,3	97,8%	97,0%
Sonstige Dienstleistungen
o Steuern	5,6%	7,2%	0,0	0,0	0,4%	0,5%
o Sonstige	0,1%	4,9%	0,1	0,2	1,8%	2,6%
ZWISCHENSUMME	5,7%	12,1%	0,2	0,2	2,2%	3,0%
SUMME⁽²⁾	100%	100%	8,2	7,5	100%	100%

⁽¹⁾ 2012 aufgelaufene Honorare für quotenkonsolidierte Unternehmen im Wesentlichen für Pflichtprüfungsaufträge betrugen 0,2 Mio. € für Deloitte (0,2 Mio. € 2011). 0,5 Mio. € für Ernst & Young (0,3 Mio. € 2011) und 0,1 Mio. € für Mazars (0,1 Mio. € 2011).
⁽²⁾ Honorare für andere Prüfungsgesellschaften als die Wirtschaftsprüfungsgesellschaften der Gruppe beliefen sich 2012 auf 3,5 Mio. € (4,5 Mio. € 2011).

Der Konzernabschluss 2012 von GDF SUEZ ist auch auf der Website der Gruppe verfügbar (gdfsuez.com ), von der alle Veröffentlichungen der Gruppe heruntergeladen werden können.

Unsere Werte

Anspruch Engagement Mut Zusammenhalt

GDF SUEZ

Aktiengesellschaft mit einem Stammkapital von 2.412.824.089 Euro

Unternehmenszentrale: 1, place Samuel de Champlain - Faubourg de l'Arche

92930 Paris La Défense cedex - France

Tel.: +33 (0)1 57 04 00 00

Handelsregister: 542 107 651 RCS PARIS

UID: FR 13 542 107 651

gdfsuez.com

Abschlüsse

6.3 BESTÄTIGUNGSVERMERK DER ABSCHLUSSPRÜFER

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. Diese Information wird nach dem Prüfungsurteil über den Konzernabschluss gegeben und beinhaltet einen erläuternden Abschnitt hinsichtlich der Bewertungen bestimmter maßgeblicher 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, Geschäftsvorfälle oder Informationen zu bescheinigen.

Dieser Bericht beinhaltet auch Informationen über die spezielle Prüfung von Angaben im Lagebericht von GDF SUEZ.

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 Hauptversammlung übertragenen Auftrags berichten wir Ihnen hiermit für das am 31. Dezember 2012 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 Verwaltungsrat genehmigt worden. Unsere Aufgabe ist es, zu diesem Konzernabschluss 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 Prüfung beinhaltet auch die Evaluierung der Angemessenheit der angewandten Bilanzierungsmethoden und der Plausibilität der vorgenommenen Schätzungen bei der Abschlusserstellung sowie 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 International Financial Reporting Standards, wie sie von der Europäischen Union übernommen wurden, ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild der Vermögens- und Finanzlage der Gruppe per 31. Dezember 2012 und der Ertragslage für das dann beendete Jahr.

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 bei der Abschlusserstellung

Wie in Anhang 1.3 "Anwendung von Schätzungen und Ermessensentscheidungen" zum Konzernabschluss dargelegt, wird von der GDF SUEZ-Gruppe verlangt, Schätzungen und Annahmen vorzunehmen, um ihren Konzernabschluss zu erstellen; die künftigen Ergebnisse der berichteten Geschäftsvorfälle können von diesen Schätzungen abweichen. Diese Schätzungen wurden vor dem Hintergrund der Wirtschafts- und Finanzkrise und hoher Marktvolatilität vorgenommen, deren Konsequenzen eine Prognose der mittelfristigen wirtschaftlichen Perspektiven erschweren. Das ist der Kontext, in dem wir unsere eigenen Bewertungen insbesondere hinsichtlich folgender maßgeblicher rechnungslegerischer Annahmen vorgenommen haben:

Bewertung des beizulegenden Zeitwerts von Goodwills und von materiellen und immateriellen Vermögenswerten

Wir haben die Methoden untersucht, die für die Werthaltigkeitstests angewandt wurden, und die Daten und Annahmen bewertet, die für die Ermittlung der erzielbaren Beträge benutzt wurden, sowie das Verfahren zur Billigung dieser Schätzungen durch das Management. Wir haben die Berechnungen der Gruppe überprüft und uns vergewissert, dass die Anhänge 1.3.1.2, 5.2 und 10 zum Konzernabschluss die entsprechenden Angaben enthalten.

Bezüglich der maßgeblichen Goodwill-CGUs "Energie Zentralwesteuropa", "Verteilungs-CGU", "CGU Global Gas & LNG" und "CGU Speicherstätten" haben wir die Hauptannahmen geprüft, wie in Anhang 1.3.1.2 zum Konzernabschluss angegeben, die Sensibilität der Bewertungen für diese Annahmen beurteilt und überprüft, dass Anhang 10.3.1 zum Konzernabschluss zutreffende Angaben zu den benutzten erzielbaren Beträgen enthält.

Evaluierung der Rückstellungen für Back-End-Kosten des Kernbrennstoffkreislaufs und Rückstellungen für den Abbruch von Kernkraftwerken

Wir haben die Grundlagen geprüft, auf denen diese Rückstellungen verbucht wurden, und uns vergewissert, dass die Anhänge 1.3.1.3 und 18 zum Konzernabschluss die geeigneten Angaben enthalten, vor allem die Hauptannahmen wie das Szenario für die Verwaltung radioaktiver Brennelemente, Kostenannahmen, den zeitlichen Ablauf der betrieblichen Tätigkeiten und den Diskontierungssatz.

Evaluierung der Rückstellungen für Gerichtsverfahren

Wir haben die Grundlagen überprüft, auf denen diese Rückstellungen gebildet wurden, und uns vergewissert, dass die Anhänge 18 und 27 zum Konzernabschluss die entsprechenden Angaben enthalten.

Bewertung noch nicht gemessener Umsatzerlöse (so genannter ungemessener Umsatzerlöse)

Die Gruppe schätzt Umsatzerlöse aus Strom- und Gasverkäufen an Kundensegmente, deren Energieverbrauch während der Rechnungslegungsperiode gemessen wird, auf der Grundlage von Verbrauchsschätzungen im Verhältnis zu dem Energievolumen, das die Netzmanager in dem gleichen Zeitraum zugeteilt haben, und von Schätzungen der durchschnittlichen Verkaufspreise. Unsere Aufgabe bestand in der Prüfung der Methoden und Annahmen zur Berechnung dieser Schätzungen und der Feststellung, dass Anhang 1.3.1.6 zum Konzernabschluss die entsprechenden Angaben enthält.

Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden

Wir haben die Angemessenheit der von der GDF SUEZ-Gruppe angewandten rechnungslegerischen Behandlung insbesondere auf Folgendes geprüft:

―	die praktischen 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,

Wir überprüften, dass Anhang 1 zum Konzernabschluss die angemessenen 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 Prüfung

Wie gesetzlich gefordert, haben wir auch nach den in Frankreich geltenden Berufsstandards die konzernbezogenen Informationen geprüft, die im Lagebericht gegeben werden.

Wir haben keine Einwände in Bezug auf die Übereinstimmung mit den tatsächlichen Verhältnissen und seine Konsistenz mit dem Konzernabschluss.

Neuilly-sur-Seine und Paris-La Défense, 6. März 2013

Die Wirtschaftsprüfer

Das französische Original wurde unterzeichnet von

DELOITTE & ASSOCIES

Veronique Laurent

Pascal Pincemin

ERNST & YOUNG et Autres

Pascal Macioce

Charles-Emmanuel Chosson

MAZARS

Isabelle Sapet

Thierry Blanchetier

GDF SUEZ Energie Deutschland AG

(vormals: GDF SUEZ Energie Deutschland GmbH)

Berlin

Befreiender Konzernabschluss zum 31.12.2012 gemäß § 291 HGB

GDF SUEZ S.A., Frankreich

Konzernabschluss 2012

BY PEOPE FOR PEOPLE

Lagebericht

I.1. TRENDS BEI UMSATZERLÖSEN UND ERGEBNISSEN

TRENDS FUR DAS EBITDA In Millionen Euro

I.2. GESCHÄFTSENTWICKLUNG

I.2.1 ENERGIE INTERNATIONAL

Lateinamerika

Nordamerika

Vereinigtes Königreich und übriges Europa2

Naher Osten, Türkei und Afrika

Asien

Australien

I.2.2 ENERGIE EUROPA

Von der Unternehmenssparte verkaufte Mengen

Zentralwesteuropa (CWE)

CWE Frankreich

In Frankreich verkaufte Mengen

Klimatisch bedingte Anpassung für Frankreich

CWE Benelux & Deutschland

Übriges Europa

I.2.3 GLOBAL GAS & LNG

I.2.4 INFRASTRUKTUREN

I.2.5 ENERGIEDIENSTLEISTUNGEN

I.2.6 SUEZ ENVIRONNEMENT

I.2.7 ANDERE

I.3. ANDERE POSTEN DER GEWINN- UND VERLUSTRECHNUNG

I.4. ÄNDERUNGEN DER NETTOVERSCHULDUNG

In Millionen Euro

I.4.1 MITTELZUFLUSS AUS GESCHÄFTSTÄTIGKEIT VOR ERTRAGSSTEUERN UND WORKING-CAPITAL-BEDARF

I.4.2 ÄNDERUNG DES WORKING-CAPITAL-BEDARFS

I.4.3 NETTOINVESTITIONEN

In Millionen Euro

1.4.4 AKTIENRUCKKAUF, DIVIDENDEN UND KAPITALERHÖHUNG

1.4.5 NETTOVERSCHULDUNG PER 31. DEZEMBER 2012

I.5. Andere POSTEN DER BILANZ

I.6. PROFORMA-JAHRESABSCHLUSS MIT DER SUEZ ENVIRONNEMENT COMPANY-GRUPPE ALS ASSOZIIERTEM UNTERNEHMEN

GEWINN- UND VERLUSTRECHNUNG

BILANZ

VERMÖGENSWERTE

VERBINDLICHKEITEN

KAPITALFLUSSRECHNUNG

I.7. JAHRESABSCHLUSS DER MUTTERGESELLSCHAFT

Information über Zahlungsfristen für Lieferanten

I.8. AUSBLICK

Bestätigung der strategischen Prioritäten bei der Entwicklung der Gruppe

Umsetzung des ehrgeizigen Aktionsplans Perform 2015

Verfolgung sozialer und umweltbezogener Zielsetzungen

Konzernabschluss

Gewinn- und Verlustrechnung

Bilanz

VERMÖGENSWERTE

VERBINDLICHKEITEN

EIGENKAPITALVERÄNDERUNGSRECHNUNG

GESAMTERGEBNISRECHNUNG

KAPITALFLUSSRECHNUNG

Anhänge zum Konzernabschluss

ANHANG 1 ZUSAMMENFASSUNG WESENTLICHER BILANZIERUNGSMETHODEN

1.1 Grundlagen der Abschlusserstellung

1.1.1 IFRS-Standards, Änderungen und IFRIC-Interpretationen, die auf 2012 anzuwenden sind

1.1.2 Ab 2013 geltende Änderung, deren vorzeitige Anwendung für 2011 die Gruppe gewählt hat

1.1.3 IFRS-Standards, Änderungen und IFRIC-Interpretationen, die auf 2013 anzuwenden sind

1.1.4 Nach 2013 geltende Standards und Änderungen

2014 geltende Standards und Änderungen

2015 geltender Standard

1.1.5 Hinweis auf Übergangsoptionen für IFRS 1

1.2 Grundlage der Bewertung und Darstellung

Zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte oder Veräußerungsgruppen

1.3 Anwendung von Schätzungen und Ermessensentscheidungen

1.3.1 Schätzungen

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

1.3.1.2 Erzielbarer Betrag von Goodwill, Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten

CGU Energie - Zentralwesteuropa ("CWE")

CGU Verteilung (Unternehmenssparte Infrastrukturen der GDF SUEZ)

CGU Global Gas & LNG

Vereinigtes Königreich und übriges Europa²