 EnBW Energie Baden-Württemberg AGKarlsruheOffenlegung nach den §§ 325 ff. HGBKonzernabschluss zum Geschäftsjahr vom 01.01.2011 bis zum 31.12.2011Zusammengefasster Lagebericht über das Geschäftsjahr 2011des EnBW-Konzerns und der EnBW AGÜberblick2011 war ein schwieriges Geschäftsjahr für den EnBW-Konzern. Gemessen am Absatz von Strom und Gas konnten wir zwar unsere Position als eines der größten Energieversorgungsunternehmen in Deutschland und Europa behaupten. Die Ergebnisentwicklung verlief jedoch unbefriedigend, was im Wesentlichen auf die Auswirkungen der 2011 in Deutschland beschlossenen Energiewende und neutrale Belastungen im Beteiligungsergebnis zurückzuführen ist. Wir haben konsequent Maßnahmen ergriffen, um die finanzielle Stabilität und Zukunftsfähigkeit des Unternehmens zu sichern. Leistungsstarker PartnerDie EnBW gehört zu den bedeutenden Energieversorgern und -dienstleistern in Deutschland und in Europa. Auf Grundlage unseres vertikal integrierten Geschäftsmodells versorgen und beraten wir rund 5,5 Millionen Kunden - Unternehmen, Kommunen und Stadtwerke sowie Privathaushalte. Für die EnBW sind rund 20.000 Mitarbeiter tätig. Ausgehend von unseren starken Wurzeln in Baden-Württemberg sind wir bundesweit und auf ausgewählten Auslandsmärkten - Tschechische Republik, Schweiz, Türkei - geschäftlich aktiv. Mit den Geschäftsfeldern Strom Erzeugung und Handel sowie Strom Netz und Vertrieb deckt der EnBW-Konzern im Bereich Strom alle Stufen der Wertschöpfungskette ab. Das Erzeugungsportfolio der EnBW beläuft sich auf rund 13.500 MW. Im Vertrieb positioniert sich die EnBW durch kundenorientierte Energieberatung und Dienstleistungen rund um die effiziente Nutzung von Energie. Das Geschäftsfeld Gas umfasst die Verteilerstufe, bestehend aus Gastransport, -verteilung und -vertrieb, sowie das Midstream-Geschäft, in dem Importverträge und Importinfrastruktur, Gasspeicherung sowie Handel beziehungsweise Portfoliosteuerung gebündelt sind. Im Geschäftsfeld Energie- und Umweltdienstleistungen ist der EnBW-Konzern in den Bereichen netz- und energienahe Dienstleistungen, thermische und nichtthermische Entsorgung sowie Wasserversorgung tätig. Rahmenbedingungen belasten Ergebnis Der Stromabsatz des EnBW-Konzerns erhöhte sich 2011 um 6,0 % auf 155,7 Mrd. kWh. Neben einem Plus im Handel konnten wir auch den Absatz bei Geschäftskunden steigern. Demgegenüber blieb der Absatz bei Privatkunden aufgrund des intensiven Wettbewerbs hinter dem Vorjahreswert zurück. Der Gasabsatz nahm um 7,1 % auf 57,4 Mrd. kWh zu. Allerdings war auch hier ein Rückgang im B2C-Geschäft zu verzeichnen, der unter anderem auf im Jahresvergleich höhere Temperaturen zurückzuführen war. Der Außenumsatz des EnBW-Konzerns erreichte im Geschäftsjahr 2011 - nach Abzug von Strom- und Erdgassteuer - 18.789,7 Mio. €, was einem Zuwachs gegenüber dem Vorjahr um 7,3 % entspricht. Die energiepolitischen Rahmenbedingungen in Deutschland haben sich im Jahresverlauf 2011 einschneidend verändert. Nachdem die Bundesregierung noch im Herbst 2010 eine Laufzeitverlängerung für die deutschen Kernkraftwerke beschlossen hatte, wurde im Juni 2011 unter dem Eindruck der Ereignisse in Japan der Beschluss für einen stufenweisen Atomausstieg bis 2022 gefasst und damit die Energiewende eingeleitet. Die in diesem Zusammenhang erfolgte dauerhafte Abschaltung von acht Reaktoren, die Laufzeitverkürzung für die übrigen Anlagen und flankierende Maßnahmen stellen auch die EnBW vor große Herausforderungen, die sich in der Ergebnisentwicklung 2011 unmittelbar niederschlugen. Das Adjusted EBIT des EnBW-Konzerns ging 2011 um 17,0 % auf 1.598,1 Mio. € zurück. Die neu eingeführte Kernbrennstoffsteuer und die Konsequenzen der beschlossenen Energiewende belasteten das Adjusted EBIT des Geschäftsfelds Strom Erzeugung und Handel. Das Adjusted EBIT sank hier um 20,9 % auf 1.283,1 Mio. €. Das Geschäftsfeld Strom Netz und Vertrieb verzeichnete einen Rückgang des Adjusted EBIT um 24,5 % auf 199,2 Mio. €. Konsolidierungseffekte und die im Jahresvergleich milderen Temperaturen wirkten sich negativ auf das Gasgeschäft aus und führten zu einer Abnahme des Adjusted EBIT um 36,0 % auf 51,3 Mio. €. Im Geschäftsfeld Energie- und Umweltdienstleistungen konnte ein deutlicher Zuwachs im Adjusted EBIT von 71,2 % auf 190,5 Mio. € erzielt werden. Das Adjusted Beteiligungsergebnis verringerte sich gegenüber dem Vorjahr um 8,9 % auf 175,2 Mio. €. Der Fehlbetrag im Adjusted Finanzergebnis weitete sich aufgrund erhöhter Zinsaufwendungen auf 735,3 Mio. € aus. Der Adjusted Konzernüberschuss, bezogen auf das auf die Aktionäre der EnBW AG entfallende Ergebnis, verzeichnete mit 647,7 Mio. € ein Minus um 32,8 % gegenüber 2010. Außerordentliche Belastungen führten im abgelaufenen Geschäftsjahr zu einem neutralen Konzernfehlbetrag, bezogen auf das auf die Aktionäre der EnBW AG entfallende Ergebnis, von 1.515,0 Mio. €. Der deutliche Rückgang im Vergleich zum Vorjahr (2010: neutraler Konzernüberschuss von 192,9 Mio. €) ist vor allem auf die erhöhten Aufwendungen im Bereich Kernenergie, Aufwendungen aus Zuführungen zu Restrukturierungsrückstellungen sowie Wertberichtigungen bei at equity bewerteten Unternehmen zurückzuführen. Zudem hatten 2010 Sondererträge das neutrale Ergebnis positiv beeinflusst. In Summe ergab sich für das Berichtsjahr 2011 ein Konzernfehlbetrag, bezogen auf das auf die Aktionäre der EnBW AG entfallende Ergebnis, von 867,3 Mio. €, gegenüber einem Konzernüberschuss von 1.157,2 Mio. € im Jahr zuvor. Das Ergebnis je Aktie aus dem Konzernfehlbetrag belief sich 2011 auf -3,55 €. Im Jahr zuvor war noch ein positives Ergebnis je Aktie von 4,74 € erzielt worden. Solide Finanz- und Vermögenslage stützt A-Rating Der Operating Cashflow sank im Geschäftsjahr 2011 um 32,1 % auf 1.740,1 Mio. €, vor allem aufgrund des gesunkenen EBITDA. Im Berichtsjahr 2011 verringerte sich der Cashflow aus Investitionstätigkeit um 602,2 Mio. € auf 670,4 Mio. €. Beim Cashflow aus Finanzierungstätigkeit ergab sich 2011 ein deutlich reduzierter Mittelabfluss in Höhe von 170,9 Mio. €. Dieser Rückgang ist zum größten Teil durch den Mittelzufluss aus der Emission einer Hybridanleihe im Oktober 2011 bedingt. Die flüssigen Mittel des Konzerns erhöhten sich 2011 um 898,3 Mio. €. Die negative Ergebnisentwicklung in der Berichtsperiode führte zu einer Verringerung der Eigenkapitalquote auf 17,1 % per 31. Dezember 2011. Der Wertbeitrag des EnBW-Konzerns reduzierte sich im Geschäftsjahr 2011 merklich um 41,1 % auf 471,6 Mio. €. Das durchschnittliche Capital Employed verzeichnete einen geringfügigen Anstieg von 2,1 % auf 15.720,5 Mio. €. Der ROCE sank im Jahr 2011 auf 11,7 %, nach 14,2 % im Vorjahr. Die bereinigten Nettoschulden lagen zum Stichtag 31. Dezember 2011 mit 8.809,4 Mio. € geringfügig über dem Vorjahreswert. Bedingt durch den Rückgang des Adjusted EBITDA stieg der dynamische Verschuldungsgrad von 3,04 Ende 2010 auf 3,59 zum Ende des Berichtsjahres. Ende 2011 bestätigten die Ratingagenturen Standard & Poor’s und Moody’s das A-Rating der EnBW. Die Ratingeinstufungen Ende 2011 lauten: Fitch: A-/Ausblick stabil, Moody’s: A3/Ausblick negativ, Standard & Poor’s: A-/ Ausblick stabil. Dividendenvorschlag: 0,85 € je AktieDie EnBW strebt grundsätzlich an, 40 % bis 60 % des Adjusted Konzernüberschusses als Dividende auszuzahlen. Angesichts der verschlechterten Ergebnissituation und der anstehenden finanziellen Belastungen für das Unternehmen plant der Vorstand in Abstimmung mit dem Aufsichtsrat, der Hauptversammlung am 26. April 2012 vorzuschlagen, eine Dividende von 0,85 € je Aktie auszuschütten. Damit würde sich eine Gesamtausschüttungssumme von 207,6 Mio. € und eine Ausschüttungsquote bezogen auf den Adjusted Konzernüberschuss von 32 % ergeben. Weiterentwicklung der StrategieDas Umfeld für die geschäftlichen Aktivitäten der EnBW verändert sich rasch und einschneidend. Wir nehmen diesen Wandel aktiv auf und gestalten ihn mit, um die Zukunftsfähigkeit des Unternehmens langfristig zu sichern. Dabei wird sich auch das Profil der EnBW in den kommenden Jahren deutlich verändern. Die EnBW setzt verstärkt auf den Ausbau der erneuerbaren Energien. Wir erhöhen den Anteil der Erzeugung aus erneuerbaren Energiequellen bis 2020 um 3.000 MW. Die Sicherung unserer Position als CO2-armer Erzeuger ist eine zentrale strategische Stoßrichtung. Zweite strategische Stoßrichtung ist die Etablierung dezentraler Lösungsangebote im Energiebereich. Wir forcieren den Ausbau der dezentralen Energieerzeugung, entwickeln ganzheitliche Produkte - wie das Konzept ,,Nachhaltige Stadt" - und bieten unsere Abrechnungs- und Abwicklungssysteme als Dienstleistung für Dritte an. Um Handlungsspielraum für die zukunftsorientierte Weiterentwicklung des Unternehmens zu gewinnen, brachten wir ein Maßnahmenpaket auf den Weg, das die Elemente Effizienzsteigerung, Desinvestitionen und Kapitalmaßnahmen umfasst. Erste Maßnahmen haben wir 2011 bereits erfolgreich umgesetzt. Verhaltener AusblickDie Auswirkungen der Energiewende, die Umgestaltung des Unternehmens und schwieriger werdende Marktverhältnisse stellen die EnBW in den kommenden Jahren vor große Herausforderungen. Das Adjusted EBITDA der EnBW wird 2012 um voraussichtlich 10 % bis 15 % gegenüber dem Vorjahr sinken. Für 2013 erwarten wir eine Fortsetzung dieses Trends, obwohl wir mit umfangreichen Effizienzmaßnahmen gegensteuern. Der soliden Finanzlage der EnBW gehört unsere besondere Aufmerksamkeit. Daher werden wir die bereinigten Nettoschulden senken, auch um unser Rating im A-Bereich zu erhalten. Konzernstruktur und GeschäftstätigkeitDie EnBW ist einer der größten Energieversorger und -dienstleister in Deutschland und Europa. Mit unserem vertikal integrierten Geschäftsportfolio sichern wir die Versorgung unserer Kunden. In einem wettbewerbsintensiven Markt behauptet sich die EnBW als Partner in Energiefragen – mit innovativen und effizienzsteigernden Gesamtlösungen, Ökostromangeboten sowie einem ausgezeichneten Kundenservice. Struktur und wesentliche Geschäftsprozesse EnBW-KonzernDer EnBW-Konzern ist als vertikal integriertes Energieunternehmen entlang der gesamten Wertschöpfungskette tätig. Der Bereich Strom wird durch die beiden Geschäftsfelder Strom Erzeugung und Handel sowie Strom Netz und Vertrieb abgedeckt. Wesentlich für die Ergebnissituation des Konzerns ist das Geschäftsfeld Strom Erzeugung und Handel. Das Geschäftsfeld Gas umfasst die Bereiche Mid- und Downstream. Zudem ist die EnBW im Geschäftsfeld Energie- und Umweltdienstleistungen aktiv. Als einer der größten inländischen Energieversorger mit einer starken Verwurzelung in Baden-Württemberg erzielte die EnBW 2011 einen Energieabsatz von 213,1 Mrd. kWh. Rund 5,5 Millionen Kunden werden von der EnBW versorgt und beraten. Das Unternehmen beschäftigt rund 20.000 Mitarbeiter. Im Berichtsjahr entfielen etwa 86 % des Konzernumsatzes auf Deutschland. Der Auslandsanteil belief sich auf rund 14 %. Neben einer strategischen Beteiligung in Höhe von 26 % am fünftgrößten Energieversorgungsunternehmen in Deutschland, der EWE Aktiengesellschaft, hält die EnBW weitere Beteiligungen in Deutschland. So ist sie beispielsweise in Nordrhein-Westfalen mehrheitlich an den Stadtwerken Düsseldorf beteiligt. In Europa ist die EnBW in ausgewählten Ländern in erster Linie im Bereich Strom engagiert. Beteiligungen bestehen in der Schweiz und in Österreich sowie in osteuropäischen Ländern wie Tschechien und Ungarn. 2010 übernahm die EnBW am tschechischen Markt die Mehrheit und damit die wirtschaftliche und industrielle Führungsrolle bei dem Energieversorger Pražská energetika a.s. (PRE). Am türkischen Markt ist der EnBW-Konzern über ein Joint Venture mit dem Industrieunternehmen Borusan vertreten. Hier bauen wir Erzeugungskapazitäten im Bereich der erneuerbaren Energien auf und aus. Der Hauptsitz des EnBW-Konzerns befindet sich in Karlsruhe; große Standorte befinden sich in Stuttgart, Biberach und Esslingen. Weitere Regional- und Vertriebszentren des Unternehmens sind ebenfalls in Baden-Württemberg angesiedelt. Zudem bestehen deutschlandweit Vertriebsniederlassungen. Die zahlreichen Kraftwerke und Energieerzeugungsanlagen, Strom- und Gasnetze, Verteilungsanlagen sowie Gasspeicher zählen zu den wesentlichen Vermögenswerten der EnBW. Diese Sachanlagen befinden sich überwiegend in Deutschland. Die EnBW Energie Baden-Württemberg AG (EnBW AG) übt als Holding die Leitungsfunktion im EnBW-Konzern aus. Ihr obliegt die strategische Führung und Steuerung des Konzerns entlang der wesentlichen Wertschöpfungsstufen in den Geschäftsfeldern. Zudem sind in der Holding unter anderem die Funktionen eines konzernweiten Finanz- und Liquiditätsmanagements, die Personalsteuerung, die Unternehmenskommunikation sowie die Konzernentwicklung zusammengefasst. Ebenfalls in der Holding angesiedelt sind die Bereiche Compliance, Corporate Governance und Risikomanagement. Mit den wesentlichen Tochtergesellschaften hat die EnBW AG Beherrschungs- und Ergebnisabführungsverträge geschlossen. Geschäftsfeld StromMit den Geschäftsfeldern Strom Erzeugung und Handel sowie Strom Netz und Vertrieb deckt der EnBW-Konzern im Bereich Strom alle Stufen der Wertschöpfungskette ab. Die EnBW Kraftwerke AG betreibt den Großteil des EnBW-Kraftwerksparks. Die Erzeugung von Strom und Fernwärme erfolgt in Anlagen auf Basis verschiedener Energieträger, von denen die konventionellen Anlagen überwiegend in umweltschonender Kraft-Wärme-Kopplung betrieben werden. Die EnBW Kernkraft GmbH verantwortet die Betriebsführung der Kernkraftwerke KKP 2 und GKN II, den Nachbetrieb der seit März 2011 abgeschalteten Blöcke KKP 1 und GKN I sowie den Rückbau des Kernkraftwerks Obrigheim. Die mehr als 4.000 Mitarbeiter beider Gesellschaften arbeiten gemeinsam in den Bereichen Planung, Bau, Betrieb, Instandhaltung und Optimierung der EnBW-Kraftwerke. Die EnBW Erneuerbare Energien GmbH verantwortet im Wesentlichen den Ausbau und Betrieb von Erzeugungskapazitäten auf Basis erneuerbarer Energien. Zum 31. Dezember 2011 belief sich das Erzeugungsportfolio der EnBW, das teileigene Kraftwerke und langfristige Strombezugsverträge einschließt, auf 13.402 MW (Vorjahr: 14.774 MW). Die Erzeugungskapazitäten setzen sich zusammen aus Kernkraft-, Kohle-, Öl-, Gas- und Pumpspeicherkraftwerken ohne natürlichen Zufluss sowie Anlagen zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien. Diese umfassen Laufwasserkraftwerke, Speicherkraftwerke und mit natürlichem Zufluss betriebene Pumpspeicherkraftwerke, Fotovoltaik-, Windkraft- und Biomasseanlagen. Mit Blick auf den Mix der Energieträger und die Altersstruktur der Anlagen stellt sich das Erzeugungsportfolio der EnBW ausgewogen dar. scroll
1 Im Erzeugungsportfolio sind auch langfristige Bezugsverträge und teileigene Kraftwerke enthalten. ² Vorjahreszahlen angepasst. Im Geschäftsbericht 2010 waren in den Erzeugungskapazitäten Kaltreserven enthalten. ³ Leistungswert unabhängig von der Vermarktungsart, bei Speichern: Erzeugungsleistung. Für die Veränderung der Erzeugungskapazitäten ist neben dem Beschluss der Bundesregierung (13. Novelle des Atomgesetzes) zur endgültigen Abschaltung der sieben ältesten deutschen Kernkraftwerke (darunter GKN I und KKP 1) sowie des KKW Krümmel auch die Inbetriebnahme von Erzeugungsanlagen mit Nutzung erneuerbarer Energienursächlich. Der Anteil CO2-freier Stromeigenerzeugung lag im Geschäftsjahr 2011 mit 59 % unter dem Vorjahreswert von 61 %. Die CO2-Emissionen aus der Eigenerzeugung liegen bei der EnBW mit 346 g CO2/kWh (Vorjahr: 299 g CO2/kWh) weiterhin deutlich unter dem bundesweiten Durchschnitt des Jahres 2010 von 494 g CO2/kWh. scroll
1 In der Eigenerzeugung sind auch langfristige Bezugsverträge und teileigene Kraftwerke enthalten. ² Analog der Ausweisung nach §42 EnWG. Die EnBW Trading GmbH (ETG) ist in der nächsten Stufe der Wertschöpfungskette – dem Bereich Handel und Beschaffung – tätig. Sie bildet eine Schnittstelle zwischen Erzeugung und Vertrieb. Die Gesellschaft verantwortet den Handel mit physischen und finanziellen Produkten für Strom, Primärenergieträger (Gas, Kohle, Öl) und CO2-Zertifikate am Großhandelsmarkt. Damit stellt sie für den Kraftwerkspark der EnBW die Brennstoffbeschaffung und -logistik, das Emissionsrechtemanagement sowie die Kraftwerkseinsatzplanung und -steuerung sicher. Darüber hinaus übernimmt die ETG die kommerzielle Optimierung unserer Gas-Assets und -Verträge. Für den Vertrieb gewährleistet sie die Deckung des Energiebedarfs. Die ETG handelt auf wichtigen regulierten Börsen wie der EEX in Leipzig, der Powernext in Paris sowie der International Commodity Exchange und der European Climate Exchange in London. Neben den reinen Börsenaktivitäten handelt die ETG mit rund 170 nationalen und internationalen Vertragspartnern beim sogenannten Over-the-Counter-(OTC-)Handel. Im Zuge ihrer Tätigkeiten übernimmt die Gesellschaft auch die Funktion des Risikomanagements der marktbezogenen Risiken entlang der Wertschöpfungskette. Insbesondere handelt es sich dabei um Preis- und Mengenrisiken bei der Beschaffung und im Vertrieb. Zusätzlich betreibt die ETG neben der Unterstützung des operativen Geschäfts auch einen Eigenhandel, der jedoch strengen Regeln und Begrenzungen unterliegt. Die EnBW Transportnetze AG (TNG) gehört zu den vier Übertragungsnetzbetreibern in Deutschland. Sie bietet allen Marktteilnehmern transparent und diskriminierungsfrei Netzzugang und Netznutzung. Zu ihren Kunden und Partnern zählen über 200 Stromhändler, Kraftwerks- und Verteilnetzbetreiber. Die TNG überwacht und steuert das Netz im Rahmen der Netzführung, überprüft die Netzsicherheit und führt die Netzregelung durch. Sofern nötig, veranlasst sie eine Störungsbehebung. Darüber hinaus verantwortet sie den Netzausbau und die Instandhaltung. Das Höchstspannungsnetz (380 kV und 220 kV) der TNG dient als Übertragungsnetz für den Transport von Strom über längere Strecken. Mittels zahlreicher Kuppelstellen erfolgen die Anbindung des Höchstspannungsnetzes an das nationale und internationale Verbundnetz sowie der Anschluss großer Kraftwerke. Die in knapp dreijähriger Bauzeit neu errichtete Schaltanlage im Umspannwerk Großgartach bildet künftig einen der wichtigsten Verknüpfungspunkte im Netz der TNG. Teile der Stromtransite aus dem europaweiten Stromhandel und der Windkraft im Norden Deutschlands fließen künftig über dieses Umspannwerk. Nach Umsetzung des 3. EU-Binnenmarktpakets durch das geänderte EnWG gelten für Transportnetzbetreiber drei Entflechtungsvarianten. Die EnBW entschied sich, bei der TNG das Independent-Transmission-Operator-(ITO-)Modell umzusetzen. Bei diesem Modell verbleibt das Transportnetz im Konzern, allerdings sind verschärfte Unbundling-Vorschriften zwischen der TNG als ITO und der EnBW einzuhalten. Die EnBW Regional AG (REG) übernimmt als größter Verteilnetzbetreiber in Baden-Württemberg die Verteilung des Stroms über eigene Verteilnetze. Die REG bietet wie die TNG Marktteilnehmern einen transparenten und diskriminierungsfreien Netzzugang und eine zuverlässige Stromverteilung. Zudem übernimmt die REG die Betriebsführung aller Netze und Anlagen des Netzbetreibers EnBW Gasnetz GmbH sowie der gastechnischen Anlagen der EnBW Gas GmbH. Darüber hinaus ist sie für die Beziehungen zu Kommunen zuständig und steuert das Konzessionsvertragsmanagement der EnBW sowie das Management der Geschäftsbeziehungen zu Stadtwerken in Baden-Württemberg. Die REG vertreibt auch netznahe Dienstleistungen an Kommunen und Stadtwerke in Baden-Württemberg. Neben der REG gibt es im EnBW-Konzern noch weitere wichtige Verteilnetzbetreiber, beispielsweise die Netzgesellschaft Ostwürttemberg GmbH oder die Stadtwerke Düsseldorf Netz GmbH. Insgesamt umfassen die Übertragungs- und Verteilnetze der EnBW eine Länge von rund 153.000 km. Stadtwerke und Industriebetriebe werden im Verteilnetz über Leitungen mit 110 kV versorgt. 30-, 20- oder 10-kV-Leitungen stehen im regionalen Verteilnetz für mittelgroße Abnehmer zur Verfügung. Haushalte, Kunden aus der Landwirtschaft und Gewerbebetriebe werden über das 0,4-kV-Leitungsnetz versorgt. scroll
Die Umstrukturierung des Vertriebs im EnBW-Konzern wurde im Geschäftsjahr 2011 konsequent weitergeführt. Bereits im Jahr 2010 waren mit der EnBW Vertrieb GmbH und der EnBW Operations GmbH (EOG) zwei eigenständige Gesellschaften für den Vertrieb und die Abwicklungsaktivitäten entstanden. Dabei steuert die EnBW Vertrieb GmbH markenübergreifend maßgebliche Vertriebsaktivitäten des Konzerns. Die vertriebsunterstützenden Prozesse wie Abrechnung oder Messstellenbetrieb erbringt die EOG. Die EnBW Vertrieb GmbH vertreibt unter der Marke EnBW Strom, Gas, Fernwärme, Wasser sowie in zunehmendem Maß Energiedienstleistungen an Industrie-, Gewerbe- und Privatkunden, Stadtwerke sowie Kommunen. Dabei konzentriert sich das Angebot an Privat- und Gewerbekunden sowie Kommunen auf Baden-Württemberg. Neben der EnBW Vertrieb GmbH operieren weitere dezentrale Vertriebe innerhalb des EnBW-Konzerns. In Ostwürttemberg vertreibt die EnBW Ostwürttemberg DonauRies AG (ODR) Strom und Gas an die Kunden. Die ZEAG Energie AG beliefert Stromkunden sowie über die Gasversorgung Unterland GmbH Gaskunden in der Region Heilbronn. Die Energiedienst Holding AG (ED) verantwortet den Stromvertrieb in Südbaden und in der Schweiz. Seit mehr als zehn Jahren erhalten alle Privat- und Gewerbekunden im südbadischen Heimatmarkt Ökostrom aus 100 % Wasserkraft. Die Watt Deutschland GmbH tritt unter der Marke Watt als Spezialist für den nationalen Vertrieb in den Kundengruppen Mittelstand und Filialisten auf. Energie- und Systemdienstleistungen gehören ebenfalls zum Angebotsspektrum. Unter der Marke Yello Strom verantwortet die Yello Strom GmbH den bundesweiten Vertrieb von Strom und weiteren Produkte, wie dem Yello Sparzähler online an Privat- und Gewerbekunden. Die NaturEnergie+ Deutschland GmbH richtet sich mit der Marke NaturEnergiePlus und einem bundesweiten Angebot an ökologisch orientierte Kunden. Zusätzliche Angebote über den Bezug von Ökostrom hinaus ermöglichen dem Kunden, seinen Energieverbrauch unter ökologischen Gesichtspunkten selbst zu steuern. Im Stromvertrieb ist die EnBW auch über ihre Beteiligung an der Stadtwerke Düsseldorf AG flächendeckend in Nordrhein-Westfalen aktiv. Geschäftsfeld GasDas Midstream-Geschäft (Ferngasstufe) im Geschäftsfeld Gas umfasst Importverträge, Importinfrastruktur, Gasspeicherung sowie Handel beziehungsweise die Portfoliosteuerung. Dagegen besteht das Downstream-Geschäft (Verteilerstufe) aus Gastransport, -verteilung und -vertrieb. Die EnBW Gas Midstream GmbH sichert dem EnBW-Konzern über eigene Importverträge und die Beteiligung an der erforderlichen Infrastuktur einen mittel- und langfristigen Zugang zu Gas. In der Region Etzel sicherte sich die EnBW bereits 2007 langfristige Nutzungsrechte für Salzkavernen. Die kommerzielle Inbetriebnahme des Gasspeichers in Etzel wird voraussichtlich im Februar 2012 erfolgen. Zur Nutzung von Synergien haben EnBW und Electricité de France (EDF), die auch über Speicherkavernen in der Region Etzel verfügt, eine 50:50-Joint-Venture-Gesellschaft gegründet. Deren Aufgabe ist die Errichtung und der kommerzielle Betrieb der obertägigen Anlage. Zum 1. Juli 2011 stellte sich die GasVersorgung Süddeutschland GmbH (GVS) neu auf. Gesellschafter der GVS sind die EnBW und der italienische Energiekonzern Eni. Unter dem Dach der Muttergesellschaft EnBW Eni Verwaltungsgesellschaft mbH agieren zwei eigenständige Unternehmen: die Erdgashandels- und Vertriebsgesellschaft GasVersorgung Süddeutschland GmbH (GVS) sowie der Netzbetreiber GVS Netz GmbH. Der Gasvertrieb der Gesellschaft beliefert Stadtwerke, regionale Gasversorger, Industriekunden und Kraftwerke im In- und Ausland mit Erdgas. Zusätzliche Dienstleistungen im Bereich Beratung, Service und Gaswirtschaft ergänzen das Angebot. Zu den wesentlichen Aufgaben der GVS Netz GmbH gehören neben dem sicheren, wirtschaftlichen und diskriminierungsfreien Transport von Erdgas die Bereitstellung von Technologie- und Telekommunikationsdienstleistungen. Energieversorger und Industriebetriebe werden mit vielen technischen Dienstleistungen von Planung und Bau über Betriebsführung und Instandhaltung bis hin zur Überwachung und Steuerung von Netzen unterstützt. Zum 1. Juli 2011 wurde der integrierte Vertriebsansatz wie geplant durch den Übergang der vertrieblichen Einheiten der EnBW Gas GmbH in die EnBW Vertrieb GmbH fortgesetzt. Das Gasangebot richtet sich vor allem an Privatkunden in Baden-Württemberg sowie bundesweit an Industriekunden. Zudem betreibt die EnBW Gas GmbH eigene Speicher. Die 100 –prozentige Tochter der EnBW Gas GmbH, die EnBW Gasnetz GmbH, übernimmt die Netzbetreiberfunktion für die Gasverteilnetze und den LNG-Speicherbetrieb. Zum 1. Januar 2012 wurde die EnBW Gasnetz GmbH in die REG überführt. In Baden-Württemberg zählen zu den Gasversorgungsgebieten des EnBW-Konzerns insbesondere der Großraum Stuttgart, der Schwarzwald, die Schwäbische Alb, die Bodenseeregion, Nordbaden sowie Ostwürttemberg. In der Region Düsseldorf sind wir über die Beteiligung an den Stadtwerken Düsseldorf im Gasvertrieb tätig. Die gesamte Netzlänge des EnBW-Konzerns beträgt rund 16.000 km. scroll
Geschäftsfeld Energie- und UmweltdienstleistungenMit dem Geschäftsfeld Energie- und Umweltdienstleistungen ist der EnBW-Konzern in den Bereichen netz- und energienahe Dienstleistungen (im Wesentlichen Contractinglösungen), thermische und nichtthermische Entsorgung sowie Wasserversorgung tätig. Im Rahmen von Contractingdienstleistungen erbringt die EnBW Energy Solutions GmbH (ESG) Energieeffizienzdienstleistungen entlang der gesamten Wertschöpfungskette: von der ersten Bedarfsanalyse über Planung, Finanzierung und Realisierung bis hin zur Betriebsführung, Wartung und Instandhaltung der Anlagen bei unseren Kunden. Neben Energieanlagen und Heiz(kraft)werken kommt hier auch Medieninfrastruktur für die Versorgung mit verschiedenen Nutzenergien wie Wärme, Dampf, Kälte und Druckluft zum Einsatz. Das Angebot der ESG umfasst modulare Anlagen wie Blockheizkraftwerke oder Kälte- und Druckluftanlagen, aber auch komplexe Anlagen zur Kraft-Wärme-Kopplung und Gesamtlösungen für Industriestandorte. Mit einer technisch und wirtschaftlich optimalen sowie bedarfsgerechten Lösung will die ESG die langfristige Energieversorgung ihrer Kunden aus Industrie, Gewerbe, Kommunen und Wohnungswirtschaft sicherstellen und die energiewirtschaftliche Gesamtsituation optimieren. Das Leistungsportfolio umfasst unterschiedliche Technologien, Brennstoffe und Anlagengrößen. Die Contractinglösungen der ESG tragen zum Erhalt der Wettbewerbsfähigkeit ihrer Kunden und zur Senkung der CO2-Emissionen durch effiziente Erzeugungstechnologien bei. Als interner Dienstleister erbringt die EnBW Systeme Infrastruktur Support GmbH innerhalb des EnBW-Konzerns umfassende Beratungs- und Dienstleistungen. Darunter fallen beispielsweise die Bereiche Einkauf, Personal- oder Rechnungswesen, Rechtsberatung und Versicherung sowie Steuern. Die zum 1. Oktober 2010 gegründete zentrale Dienstleistungsgesellschaft EnBW Operations GmbH (EOG) soll im Bereich Operationsfunktionen wettbewerbsfähige Strukturen schaffen und sich in einem wachsenden Markt erfolgreich positionieren. Für ihre Auftraggeber vornehmlich aus dem Bereich der Energieversorgung agiert sie sowohl als neutraler Komplettanbieter für Verbrauchserfassung bis Rechnungstellung als auch als Anbieter der einzelnen Leistungskomponenten, zum Beispiel einer Abrechnungsplattform oder eines Energiedatenmanagements. Die EOG betreut an den Standorten Biberach, Esslingen, Karlsruhe und Stuttgart über vier Millionen Zählpunkte. Auftraggeber der EOG sind neben den konzerninternen Gesellschaften (EnBW Vertrieb GmbH, REG, Yello, Watt, GAS/GNG, ESW, ED und ODR) auch die Stadt Stuttgart sowie weitere externe Unternehmen. Über ihre Plattformstrategie, bei der alle Funktionen modularisiert und mandantenübergreifend nutzbar sind, ist die EOG drittmarktfähig und verfolgt eine konsequente Wachstumsstrategie mit internen und vermehrt auch externen Auftraggebern. In der Abfallentsorgung ist der EnBW-Konzern über die EnBW Kraftwerke AG und die Stadtwerke Düsseldorf AG sowie deren Tochterunternehmen tätig. Der EnBW-Konzern verwertet in seinen thermischen Abfallbehandlungsanlagen circa 1,3 Mio. t Abfall pro Jahr. In Baden-Württemberg und im Großraum Düsseldorf stellen wir dabei als eines der führenden Unternehmen die langfristige Entsorgungssicherheit für den Restabfall unserer kommunalen Partner sicher. Dem Restmüllheizkraftwerk Stuttgart-Münster und der Müllverbrennungsanlage Düsseldorf kommt dabei eine zentrale Bedeutung zu. Beide Anlagen sind mit einer modernen Kessel- und Feuerungstechnik sowie einer effektiven und effizienten Rauchgasreinigung ausgerüstet. Durch die an beiden Standorten realisierte Kraft-Wärme-Kopplung sind die Anlagen zudem Eckpfeiler der umwelt- und klimaschonenden Fernwärmeversorgung der Landeshauptstädte Stuttgart und Düsseldorf. Auch im Kehrichtheizkraftwerk Josefstraße in Zürich, das seit 2011 von der Fernwärme Zürich AG (EnBW Kraftwerke AG hält 40 %) betrieben wird, erfolgt die Fernwärmeerzeugung mit Abfall aus Baden-Württemberg. Die EnBW Regional AG (REG) verantwortet innerhalb des Geschäftsfelds Energie- und Umweltdienstleistungen den Bereich Wasser, so auch die Wasserversorgung der Landeshauptstadt Stuttgart. Darüber hinaus bietet sie in Baden-Württemberg flächendeckend neben Wasser- und Abwasserbetriebsführungen auch Wasserverlustmessungen mit dem Überwachungssystem „EnBW LeakControl“ an. Die netznahen beziehungsweise sonstigen Dienstleistungen des Geschäftsfelds im Bereich Strom umfassen beispielsweise Wartungsarbeiten, Erneuerungsmaßnahmen sowie Neubauten von Betriebsmitteln aller Art und auf allen Spannungs- und Druckebenen. Zudem erbringt die REG sämtliche Leistungen einer ordnungsgemäßen Beleuchtung von Straßen sowie einer Komplettlösung für die Aufstellung und den Betrieb von Fotovoltaikanlagen in Kommunen. Zusätzlich umfasst das Produktportfolio Angebote in den Bereichen Telekommunikation, Medien- und Sicherheitstechnik und Funk. EnBW AGDie EnBW AG ist als börsennotierte Aktiengesellschaft im General Standard der Deutschen Börse gelistet. Jeweils 46,55 % des Grundkapitals der EnBW AG werden von den beiden Großaktionären, dem Land Baden-Württemberg mittelbar über die NECKARPRI-Beteiligungsgesellschaft mbH sowie der OEW Energie-Beteiligungs-GmbH, gehalten. Der Lagebericht der EnBW AG ist mit dem des EnBW-Konzerns zusammengefasst, da der Geschäftsverlauf, die wirtschaftliche Lage und die Chancen und Risiken der künftigen Entwicklung der EnBW AG nicht vom Geschäftsverlauf, von der wirtschaftlichen Lage und den Chancen und Risiken der künftigen Entwicklung des EnBW-Konzerns abweichen. Leitung und ÜberwachungVorstandDer Vorstand der EnBW AG besteht zum 31. Dezember 2011 aus vier, ab 1. Januar 2012 aus fünf Mitgliedern. Er führt die Geschäfte des Konzerns in gemeinschaftlicher Verantwortung. Die Aufgaben des Vorstands gliedern sich neben dem Ressort des Vorstandsvorsitzenden in die Ressorts „Vertrieb und Netze“, „Personal, Recht und IT“, „Finanzen“ und „Technik“. Seit 1. April 2011 hat Thomas Kusterer das Amt des Finanzvorstands übernommen; zuvor waren die dem Finanzressort zugeordneten Unternehmensbereiche und Konzerngesellschaften übergangsweise von den übrigen Mitgliedern des Vorstands geführt worden. Das Ressort „Vertrieb und Netze“ führt seit 1. Oktober 2011 Dr. Dirk Mausbeck. Als neues Vorstandsmitglied folgt er auf Christian Buchel, der die EnBW auf eigenen Wunsch zum 31. Mai 2011 verlassen hatte, um eine neue Aufgabe bei der EDF zu übernehmen. Zum 1. Januar 2012 wurde Dr. Hans-Josef Zimmer erneut zum Vorstand Technik bestellt. Dieses Ressort war zuvor vorübergehend dem Ressort des Vorstandsvorsitzenden zugeordnet, nachdem Dr. Hans-Josef Zimmer im Juli 2010 sein Amt im Interesse einer vorbehaltlosen Prüfung von Geschäftstätigkeiten in Russland freiwillig niedergelegt hatte. Im Ressort des Vorstandsvorsitzenden sind insbesondere strategische, aktionärsbezogene, gesellschaftspolitische und konzernübergreifende Aufgaben sowie Funktionen mit Öffentlichkeitswirkung angesiedelt. In der Verantwortung des Vorstandsvorsitzenden liegen die Konzernführung und -entwicklung, die Topmanagement-Betreuung, die Entwicklung des Geschäftsfelds Gas, die Konzernrevision, die Unternehmenskommunikation, die Themen Corporate Responsibility und Nachhaltigkeit sowie die Interessenvertretung in Wirtschaft, Technik und Energiepolitik. Die Interessenvertretung erfolgt über Repräsentanzen in Brüssel, Berlin und Stuttgart sowie über die Koordination der Verbandsarbeit. Im Zuständigkeitsbereich der Unternehmenskommunikation liegen die Themen Medien, Konzernpresse und interne Kommunikation. Die Konzernentwicklung umfasst die Bereiche Konzernstrategie und Mergers and Acquisitions. Dem Finanzressort obliegt die Steuerung und Koordination der konzernweiten Finanzaktivitäten und der damit verbundenen Querschnittsfunktionen. Zu den Aufgaben dieses Ressorts gehören Konzerncontrolling, Konzernfinanzen und Investor Relations, Rechnungswesen und Steuern, Konzernrisikomanagement sowie die Steuerung und Optimierung der Upstream- und Downstream-Aktivitäten. Neben den Schwerpunkten Konzernplanung und -reporting sowie Controlling der Geschäftsfelder, Gesellschaften und Beteiligungen ist dem Konzerncontrolling auch die konzernweite Überwachung und Durchführung des Internen Kontrollsystems (IKS) zugeordnet. Darüber hinaus ist das Ressort verantwortlich für energiewirtschaftliche Fragestellungen in den Bereichen Portfoliomanagement und Marktumfeld, den Umgang mit regulatorischen Aspekten sowie die Beteiligungsführung. Dem Vorstand im Ressort Vertrieb und Netze sind die Bereiche Marketing sowie Sales und Operations zugeordnet. Neben dem zentralen Marketing und der Markenführung steuert das Ressort unter anderem die Vertriebsstrategie und koordiniert die Aktivitäten in den Bereichen Innovationen, Energiedienstleistungen und Elektromobilität. Daneben zählt der Bereich Netze und Regulierung im Bereich Verteilnetze zum fachlichen Verantwortungsbereich des Vorstands. Das Ressort Personal, Recht und IT verantwortet die entsprechenden Querschnittsfunktionen dieser Bereiche und die zugehörigen strategischen Fragestellungen. Neben der Führung der Themenfelder Compliance, Materialwirtschaft, Arbeitsmedizin, Arbeitssicherheit, Datenschutz, Liegenschaften und Wissensmanagement nimmt der Personalvorstand auch die Funktion des Arbeitsdirektors wahr. Das Technikressort verantwortet die Energieerzeugung sowie die Entwicklung und den Bau neuer Anlagen. Außerdem ist ihm das Übertragungsnetz zugeordnet. Zur Wahrnehmung dieser Verantwortlichkeiten obliegt dem Technikressort die Führung der entsprechenden Konzerngesellschaften. Darüber hinaus werden hier das Geschäftsfeld Entsorgung, das Regulierungsmanagement im Bereich Übertragungsnetze, technische Fragen aller Netzebenen, der Konzernumweltschutz und die Aufgabengebiete Forschung und Innovation sowie das Konzernkrisenmanagement gesteuert und koordiniert. AufsichtsratDem Aufsichtsrat der EnBW AG gehören 20 Mitglieder an. Gemäß dem deutschen Mitbestimmungsgesetz ist er paritätisch mit Vertretern der Anteilseigner und Arbeitnehmer besetzt, wobei die Gewerkschaft ver.di drei Arbeitnehmervertreter nominiert. Der Aufsichtsrat bestellt die Mitglieder des Vorstands und berät diese bei der Leitung des Unternehmens. Er erörtert gemeinsam mit dem Vorstand regelmäßig Geschäftsentwicklung, Planung und Strategie des Unternehmens und stellt den Jahresabschluss fest. Bei grundlegenden Unternehmensentscheidungen ist der Aufsichtsrat stets eingebunden. Rechtsgeschäfte und Maßnahmen, die der Zustimmung durch den Aufsichtsrat bedürfen, sind in seiner Geschäftsordnung niedergelegt. Zur optimalen Wahrnehmung seiner Aufgaben hat der Aufsichtsrat als Ausschüsse einen Personalausschuss, einen Finanz- und Investitionsausschuss, einen Prüfungsausschuss, einen Nominierungsausschuss, einen Vermittlungsausschuss gemäß § 27 Abs. 3 des Mitbestimmungsgesetzes sowie einen Ad-hoc-Ausschuss gebildet. Weitere Informationen zu Vorstand und Aufsichtsrat finden sich in der Erklärung zur Unternehmensführung einschließlich Corporate-Governance-Bericht, die auf unserer Internetseite (http://www.enbw.com/content/de/investoren/corporate_governance/cg-bericht/index.jsp) im Bereich „Investoren“ zugänglich ist. Produkte, Markt und WettbewerbMarkt- und WettbewerbsstrukturIn Europa lassen sich Energieversorger in drei Hauptgruppen unterteilen. Die Unternehmen der ersten Gruppe sind durch europa- und auch weltweite Geschäftsaktivitäten gekennzeichnet. Zu ihnen gehören Unternehmen wie die EDF, Enel, E.ON oder RWE, die sich in einer Vielzahl von Märkten stark diversifiziert haben. Neben der EnBW zählen Unternehmen wie CEZ, DONG, EVN, Vattenfall oder Verbund zu der zweiten Gruppe. Diese Gesellschaften streben, ausgehend von einer starken Position in ihren Heimatmärkten, ein Wachstum in ausgewählten europäischen Auslandsmärkten an. Dagegen umfasst die dritte Gruppe eine Vielzahl regional und lokal tätiger Unternehmen, die in ihren begrenzten Märkten eine starke Stellung haben (beispielsweise Hera in Italien, MVV und Thüga in Deutschland). Marktposition der EnBWStromerzeugung: Die EnBW ist, gemessen an der Stromerzeugung, eines der zehn größten Unternehmen in Europa. In Deutschland gehört die EnBW neben RWE, E.ON und Vattenfall zu den größten Stromerzeugern. Ziel ist es, unsere Erzeugungskapazitäten im Einklang mit unserer Unternehmensstrategie auszubauen und eine CO2-arme Erzeugung sicherzustellen. Das 2011 offiziell in Betrieb genommene Wasserkraftwerk Rheinfelden unserer Tochtergesellschaft Energiedienst Holding AG sowie der Windpark EnBW Baltic 1 sind Meilensteine bei der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien. Die Anlage in Rheinfelden verfügt über eine installierte Leistung von 100 MW und wird künftig rund 600 Mio. kWh Strom aus der Kraft des Rheins gewinnen. Mit den Stadtwerken Düsseldorf wollen wir am Standort Lausward ein neues Gas- und-Dampf-Kombikraftwerk bauen. Hier sollen ab 2016 Strom und Wärme durch Kraft-Wärme-Kopplung mit einer Leistung von bis zu 600 MW und maximal 270 MW Fernwärme erzeugt werden. Im Rahmen eines Joint Ventures verfolgt die EnBW seit 2009 den Ausbau von Erzeugungskapazitäten im Bereich der erneuerbaren Energien in der Türkei. Ende 2011 belief sich das Erzeugungsportfolio, das sich aus Wind- und Wasserprojekten im Betrieb, im Bau und im Lizenzstadium zusammensetzt, auf 670 MW. Der Windkraftpark Bandirma wurde ab 2009 stufenweise auf eine Kapazität von 60 MW in Betrieb genommen und erzeugte seither knapp 400 Mio. kWh Strom. Der erste Teil des Wasserkraftwerks Yedigöl/Aksu wurde im Oktober 2011 in Betrieb genommen, der zweite Teil soll Anfang 2012 den Betrieb aufnehmen. Weitere Wachstumsprojekte mit einer geplanten Gesamtleistung von rund 330 MW sollen erworben und entwickelt werden. Regulierter Bereich der Netze: Die EnBW hält mit der EnBW Transportnetze AG einen der vier Übertragungsnetzbetreiber in Deutschland. Zudem unterhält sie in Baden-Württemberg verschiedene Verteilnetze. Über das Hochdrucknetz der GVS Netz GmbH werden in Baden-Württemberg etwa zwei Drittel der Städte und Gemeinden mit Erdgas beliefert. Stromvertrieb: Der EnBW-Konzern ist einer der größten Stromversorger Deutschlands. Marktführend in den B2B- und B2C-Kundengruppen ist die EnBW in ihrem Stammland Baden-Württemberg. In der Region Düsseldorf besitzen die Stadtwerke Düsseldorf, an denen die EnBW beteiligt ist, einen hohen Marktanteil. Yello hält mit einer durchschnittlichen Markenbekanntheit von 96 % eine Spitzenstellung bei den Energieanbietern am deutschen Strommarkt. Die PRE, an der die EnBW eine Beteiligung von durchgerechnet knapp 70 % hält, ist am tschechischen Markt das drittgrößte Stromversorgungsunternehmen. Die Energiedienst Holding, an der die EnBW mit rund 67 % beteiligt ist, versorgt Menschen in der Schweiz und in Südbaden mit Strom und netznahen Dienstleistungen. Gas: Im Zuge der Erweiterung der Wertschöpfungskette wollen wir die Marktposition des Bereichs Gas kontinuierlich stärken. Im Gasvertrieb ist die EnBW deutschlandweit aktiv. In unserem Stammland Baden-Württemberg verfügen wir über eine etablierte Position. Die Stadtwerke Düsseldorf erreichen sowohl im Stromvertrieb als auch im Gasvertrieb einen hohen Marktanteil in der dortigen Region. Energie- und Umweltdienstleistungen: Mit Blick auf die installierte thermische Leistung gehört die EnBW in Deutschland zu den größten Unternehmen im Bereich Energie- und Umweltdienstleistungen. Der Konzern zählt damit zu den führenden Anbietern von Contractingdienstleistungen. Die ESG ist im industriellen Contracting führend am deutschen Markt vertreten. Bei der thermischen Entsorgung von Abfällen zählt die EnBW Kraftwerke AG in Baden-Württemberg zu den bedeutendsten Unternehmen. In der Region Düsseldorf nehmen die Stadtwerke Düsseldorf in diesem Bereich eine marktführende Position ein. In Baden-Württemberg ist die REG mit einem Marktanteil von 6,7 % der größte Wasserversorger in diesem Bundesland. Außerdem gehört sie hier zu den wichtigsten Anbietern netznaher Dienstleistungen mit Schwerpunkt in der Sparte Strom. Produkte und WettbewerbIm Vertrieb ihrer Produkte und Dienstleistungen verfolgt die EnBW eine Mehrmarkenstrategie. Die zentrale Vertriebsgesellschaft EnBW Vertrieb GmbH steuert dabei markenübergreifend die Marktbearbeitung. StromFür den Wettbewerb auf dem Privatkundenmarkt waren insbesondere in der ersten Jahreshälfte die Ereignisse in Japan prägend. Nach Berechnungen des BDEW stieg die Zahl der Privatkunden, die mindestens einmal den Stromversorger gewechselt haben, zwischen Oktober 2010 und September 2011 um rund drei Prozentpunkte auf 25,2 % an. Infolge des verstärkten Wettbewerbs musste die EnBW in Baden-Württemberg Verluste im Privatkundensegment hinnehmen. Die gute Marktposition konnte jedoch vor allem durch eine deutlich erhöhte Zahl gewonnener Neukunden sowie regional angepasste Angebote gehalten werden. Das Verbraucherportal „Verivox“ zählte die EnBW im Februar 2011 zu den Stromanbietern in Deutschland, die „bei gutem Service die niedrigsten Preise“ bieten. Im bundesweiten Vergleich der wichtigsten 200 Stromanbieter nimmt die EnBW damit den dritten Platz ein. Die hohe Qualität des EnBW-Kundenservice wurde im Jahr 2011 vom TÜV Süd zum sechsten Mal in Folge mit dem begehrten Gütesiegel „Servicequalität“ ausgezeichnet. Im April wurde der für Yello erbrachte Kundenservice vom Vergleichsportal „Check24“ als Testsieger ausgezeichnet. Die EnBW erreichte den zweiten Platz. Das Wirtschaftsmagazin „Focus Money“ bewertete Yello in einer Analyse der 26 größten Stromunternehmen in Deutschland mit der Note „sehr gut“ für ein faires Preis-Leistungs-Verhältnis sowie für sehr gute Service- und die Beratungsdienstleistungen. Die Marke EnBW erreichte hier die Note „gut“. Mit verbraucherorientierten Produkten und Lösungsangeboten wollen wir unseren Kunden die Chance geben, die neue Energiewelt aktiv zu nutzen. Die große Nachfrage in den Bereichen Gebäudeenergieeffizienz, Komplettpakete zur dezentralen Energieerzeugung oder Smart Home bestätigen uns in unserem Vorhaben. Yello entgegnete dem sehr aggressiven Preiswettbewerb 2011 mit der Konzentration auf werthaltige Kunden. Die im Herbst 2010 gestartete neue Marke NaturEnergiePlus – ein Joint Venture der EnBW Vertrieb GmbH und der Energiedienst Holding AG – konnte trotz des intensiven und öffentlichkeitswirksamen Wettbewerbs im Ökostromsegment die gesteckten Ziele erreichen. Gemäß einer Analyse der Wechselprozesse durch „Check24“ erreichte die Marke NaturEnergiePlus den bundesweit zweiten Platz. Der Wettbewerb um B2B-Stromkunden hat sich im Geschäftsjahr 2011 weiter verschärft. Dazu haben insbesondere bundesweit tätige Energieberater beigetragen. Zudem sind große deutsche Energieversorger und ausländische Anbieter gleichermaßen am Markt aktiv. Vor diesem Hintergrund konnte die EnBW Kundenverluste in Baden-Württemberg und Deutschland nicht vermeiden. Die EnBW setzt angesichts eines preisaggressiven Wettbewerbs weiterhin auf eine hohe Qualität bei Beratung und Service sowie auf ein wachsendes Angebot effizienter und nachhaltiger Lösungen und Dienstleistungen. Insbesondere dem Ausbau von Energieeffizienzangeboten dient die Minderheitsbeteiligung an der Ökotec Energiemanagement GmbH in Berlin, die die EnBW Vertrieb GmbH im September eingegangen ist. Im April 2011 erhielten die EnBW Vertrieb GmbH und die Energiedienst Holding AG bei der Ausschreibung des Gemeindetags Baden-Württemberg den Zuschlag für die Lieferung von insgesamt 262 Mio. kWh Strom in den Jahren 2012 und 2013. Das entspricht rund 80 % der ausgeschriebenen Menge. GasDer Wettbewerb um Privat- und Industriekunden im Gasbereich gewann auch 2011 weiter an Dynamik. Die Wechselquote bei Privathaushalten erhöhte sich laut BDEW zwischen Oktober 2010 und September 2011 von 12,3 % auf 14,1 %. Zudem steht der Energieträger Gas im Privatkundensegment mit anderen Energieträgern im Wettbewerb. Insbesondere durch eine hohe Servicequalität wollen wir am Markt überzeugen. Der Vertrieb der EnBW Gas GmbH beziehungsweise seit 1. Juli 2011 der EnBW Vertrieb GmbH hat 2011 seine Marktposition bei Industrie- und Haushaltskunden im Großraum Stuttgart im Wesentlichen gehalten. Zugleich wurde der Vertrieb im Industriebereich auf ganz Deutschland und im Haushaltskundensegment auf ganz Baden-Württemberg ausgeweitet. Die erneute zweifache Auszeichnung als Testsieger im Kundenservice bei Gaskunden bestärkt uns in unserem Vorhaben. „Verivox“ zeichnete die EnBW im September 2011 erneut mit der Bestnote „sehr gut“ aus. Für „Check24“ ist die EnBW sogar das einzige Gasunternehmen mit „sehr gutem“ Kundenservice. Mit ihren Biogastarifen oder dem neu eingeführten Kleincontractingmodell „EnBW HeizungRundum“ konnte die EnBW zusätzliche Kundengruppen ansprechen. Die marktorientierten Aktivitäten zur Einführung dezentraler Erzeugungstechnologien – zum Beispiel auf Basis von Brennstoffzellen oder Mikro-Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen – wurden weiter forciert. Im Herbst konnte die 75. Brennstoffzellenanlage in Betrieb genommen werden. Eine neuartige Kooperation zwischen der EnBW Vertrieb GmbH und fünf Stadtwerken aus Baden-Württemberg ist die Plattform „espot“. Sie wurde im Oktober 2011 gegründet und verschafft den Beteiligten sowohl beim Gaseinkauf als auch bei den Abwicklungskosten Vorteile. Die Stadtwerke bündeln ihren Gaseinkauf; die EnBW übernimmt Beratung, Abwicklung und Bilanzkreismanagement. Das aktuelle Marktumfeld der GasVersorgung Süddeutschland GmbH (GVS) zeichnet sich durch einen intensiven Preiswettbewerb verbunden mit einem spürbaren Druck auf Preise und Margen aus. Ursächlich ist eine außerordentlich hohe Liquidität an den Großhandelsmärkten, hervorgerufen durch aggressives Vermarkten sogenannter Take-or-Pay-Mengen. Diese konnten in der Wirtschafts- und Finanzkrise aufgrund gesunkener Nachfrage nicht abgesetzt werden. Zudem bewirkte die zunehmende Exploration von nicht konventionellem Gas, dass Lieferungen von verflüssigtem Erdgas (Liquefied Natural Gas, LNG) nach Europa umgeleitet wurden. Dies erhöhte das Angebot und wirkte sich auf den Wettbewerb aus. Daraus resultiert unter anderem ein deutlicher Unterschied zwischen den Preisen an liquiden Handelsplätzen für Spotmengen und den Preisen aus langfristigen, ölgebundenen Bezugsverträgen. Kundenseitig hat dies die Tendenz zu einem Mehrlieferantenmodell befördert, was Großhändler wie die GVS veranlasst, ihr Geschäftsmodell neu aufzustellen. Die GVS positioniert sich am Markt als zuverlässiger und leistungsstarker Partner für Erdgas mit flexiblen Liefermodellen. Die Nutzung vielfältiger Beschaffungsoptionen, eine innovative Produktgestaltung und aktives Portfoliomanagement sowie gute Kundenbeziehungen schaffen Wettbewerbsvorteile. Im Bereich der erneuerbaren Energien ist die GVS deutschlandweit erfolgreich im Feld Bioerdgas aktiv. Bei der Instandhaltung von Erdgastankstellen ist die GVS Netz GmbH Marktführer in Baden-Württemberg. Ihre Geschäftstätigkeit ist geprägt von der Vorgabenumsetzung aus dem 3. EU-Binnenmarktpaket. Energieunternehmen sind demnach zu einer noch strikteren Entflechtung des Handelsgeschäfts vom Netzbetrieb verpflichtet. Zur Erfüllung dieser Auflagen wird sich die GVS Netz GmbH als unabhängiger Transportnetzbetreiber (ITO) aufstellen. In Nordrhein-Westfalen hat sich der Preiswettbewerb für die Stadtwerke Düsseldorf – nicht nur im Stammgebiet, sondern auch in den Marktgebieten außerhalb von Düsseldorf – aufgrund der gestiegenen Anzahl von Gaswettbewerbern weiter intensiviert. Diesem Wettbewerbsdruck begegnen wir mit einer neuen kundenspezifischen Vertriebsstrategie, einer Optimierung der Kundenpflege sowie verstärkten regionalen Vertriebsaktivitäten. Mit der Einführung neuer Produkte, wie den innovativen Wärmeprodukten und Biomasseprojekten im Bereich Contracting, konnte der hohe Marktanteil im Stammgebiet jedoch gehalten werden. Im Marktgebiet außerhalb von Düsseldorf war infolge der Wettbewerbsintensität insgesamt ein geringfügiger Kundenverlust im Privatkundensegment zu verzeichnen. Die Watt Deutschland GmbH konzentriert sich auch beim Gasvertrieb auf den nationalen Vertrieb in den Kundengruppen Mittelstand und Filialisten. Als Gaslieferant kann sie deutschlandweit in allen H- und L-Gas-Marktgebieten Kunden beliefern. Nach ihrem erfolgreichen Start in den Gasmarkt im Jahr 2010 konnte die Watt Deutschland GmbH ihren Gasabsatz für die Lieferjahre 2011 bis 2014 deutlich erhöhen. Energie- und UmweltdienstleistungenDer Markt für Contractingdienstleistungen entwickelte sich auch im Geschäftsjahr 2011 weiter. Ein Einflussfaktor war die Energiewende und die damit einhergehende zunehmende Bedeutung der Themen Energieeffizienz und dezentrale Energieerzeugung. Vor diesem Hintergrund wurde das Angebot dezentraler Energiedienstleistungen ausgebaut. Außerdem bestimmten die Anfang des Jahres 2012 in Kraft getretene EEG-Novelle sowie die von der EU geplante Energieeffizienzrichtlinie und die daraus resultierenden Auswirkungen die Diskussion der Marktteilnehmer und Verbände. Entsprechende Produkte befinden sich in der Entwicklung, sind jedoch noch nicht marktfähig. Die sich fortsetzende Tendenz der Marktkonsolidierung spiegelt sich in der Intensivierung von M&A-Aktivitäten und Kooperationen wider. Der Bereich Entsorgung konzentriert sich auf die anlagenintensive Entsorgung von Abfall in thermischen Abfallbehandlungsanlagen und dem zugehörigen Stoffstrommanagement (Waste to Energy). Die EnBW bietet so ihren kommunalen Partnern Entsorgungssicherheit. Die Grundlage des Geschäfts der thermischen Abfallverwertung in Baden-Württemberg und Nordrhein-Westfalen bilden dabei langfristige Verträge mit Landkreisen und Städten. Die Marktposition blieb im Jahr 2011 in beiden Regionen stabil. Die EnBW konnte 2011 ihre Position auf dem Markt der Wasser- und Abwasserbetriebsführungen in Baden-Württemberg mit der REG weiter festigen. Im Netzgebiet Stuttgart wurden wie im Jahr zuvor rund 38 Mio. m3 Trinkwasser an die Kunden abgesetzt. Mit einer nahezu unterbrechungsfreien Versorgung und Betriebsaufwendungen sowie Investitionen von mehr als 10 Mio. € in das Netz und in Anlagen hat die EnBW 2011 bewiesen, dass sie ein starker Partner in der Wasserversorgung an der Seite der Landeshauptstadt ist. So haben wir hier beispielsweise den Neubau der Stuttgarter Leitung vorangetrieben und den Hochbehälter Mühlbachhof in Betrieb genommen. Darüber hinaus ist die REG auch außerhalb Stuttgarts ein verlässlicher Dienstleistungspartner für Kommunen und Zweckverbände. Unsere Forschungs- und Entwicklungsarbeiten konzentrieren sich auf die Steigerung der Energieeffizienz in der Wasserversorgung vor Ort. Daraus leiten wir Maßnahmen zur Minderung von CO2-Emissionen und zur Senkung der Betriebskosten ab und setzen diese um. Unser Wasserverlustüberwachungssystem „EnBW LeakControl“ ist mit über 160 installierten Einheiten in Baden-Württemberg fest am Markt etabliert. Jahresbilanzen einzelner Anwender zeigen die Vorteile des Systems, mit dem Leckagen wesentlich rascher identifiziert und lokalisiert und Wasserverluste deutlich gesenkt werden. Von großer Bedeutung sind für die REG darüber hinaus Energieeffizienzmaßnahmen, zum Beispiel bei der Wärmegewinnung aus Abwasser und der Kläranlagenoptimierung. Das Geschäft der netznahen Dienstleistungen entwickelte sich 2011 wie schon im Vorjahr positiv. Die REG ist als anerkannter Partner am Markt vertreten und bei Netzdienstleistungen über alle Spannungsebenen am Markt fest verankert. Die REG entwickelt ihr Portfolio netznaher Dienstleistungen kontinuierlich weiter und hatte insbesondere bei der Straßenbeleuchtung im Berichtsjahr Zuwächse zu verzeichnen. Konzernstrategie und wertorientierte SteuerungUm die Zukunftsfähigkeit der EnBW zu sichern, konzentrieren wir uns auf CO2-arme Erzeugung und dezentrale Lösungsangebote. Ein umfassendes Maßnahmenpaket gewährleistet die solide finanzielle Untermauerung unserer Weiterentwicklung. Das Wertbeitragskonzept ist ein wichtiges Instrument der Unternehmenssteuerung. Ziele und StrategieDie EnBW steht für Fortschritt und Wettbewerb im Energiemarkt zum Wohl unserer Kunden. Mit starken Wurzeln in Baden-Württemberg gehört unser Unternehmen zu den bedeutenden Energieversorgern und Energiedienstleistern in Deutschland und in Europa. Diese Position wollen wir festigen und ausbauen. Dabei legen wir großen Wert auf die finanzielle Stabilität des Unternehmens, wie sie zum Beispiel durch ein Rating im A-Bereich zum Ausdruck kommt. Die energiepolitischen und energiewirtschaftlichen Rahmenbedingungen für die Geschäftstätigkeit der EnBW haben sich in den vergangenen Jahren gravierend verändert. Um die langfristige Wettbewerbs- und damit Zukunftsfähigkeit des Unternehmens zu sichern, nehmen wir diesen Wandel aktiv auf und wirken mit großem Engagement an der Gestaltung der künftigen Energielandschaft in Deutschland mit. Dabei wird sich auch das Profil der EnBW in den kommenden Jahren deutlich verändern. CO2-arme Erzeugung sichern: Der Energieerzeugung kommt im Geschäftsportfolio der EnBW eine herausragende Bedeutung zu. Zum Jahresende 2011 verfügte das Unternehmen über Erzeugungskapazitäten von rund 13.500 MW. Dieses Niveau wollen wir auch langfristig halten. Das Erzeugungsportfolio der EnBW zeichnet sich durch vergleichsweise geringe CO2-Emissionen aus. Im Jahr 2011 belief sich der CO2-Ausstoß der EnBW-Erzeugungsanlagen auf durchschnittlich 346 kg/MWh gegenüber einem Mittelwert von 494 kg/MWh im Jahr 2010 für den gesamten deutschen Energiesektor. Während diese für die EnBW günstige Relation in der Vergangenheit vor allem auf einem hohen Anteil nuklear erzeugter Energie beruhte, werden wir in Zukunft verstärkt auf den Ausbau der erneuerbaren Energien setzen. Die Sicherung unserer Position als CO2-armer Erzeuger ist eine zentrale strategische Stoßrichtung der EnBW. Dazu werden wir in zentrale und dezentrale Anlagen im Bereich der erneuerbaren Energien – vor allem in Wind- und Wasserkraftwerke – investieren. Darüber hinaus bauen wir die Stromerzeugung aus Gas sowie Speichersysteme aus. Auf diese Weise steigern wir die Flexibilität unseres Erzeugungsportfolios und unterstützen die Integration der erneuerbaren Energien. Flankierend optimieren wir den bestehenden Kraftwerkspark. Im nuklearen Bereich werden der sichere Betrieb über die verbleibende Laufzeit sowie die Stilllegung und der Abbau der Anlagen unter Beachtung höchster Sicherheitsstandards gewährleistet. Die EnBW hat sich zum Ziel gesetzt, den Anteil der Erzeugung aus erneuerbaren Energiequellen bis 2020 um 3.000 MW zu erhöhen. Bis 2030 soll über die Hälfte der Stromerzeugung von rund 50 Mrd. kWh aus Anlagen stammen, die erneuerbare Energien nutzen. Die damit verbundenen CO2-Emissionen werden sich voraussichtlich zwischen 250 und 350 g/kWh bewegen. Im Jahr 2011 flossen circa 16 % der gesamten Investitionen der EnBW oder rund 217 Mio. € in den Ausbau der erneuerbaren Energien. Ein Schwerpunkt unserer Aktivitäten in diesem Bereich liegt auf Onshore-Windanlagen in Baden-Württemberg, in Deutschland und über unser Joint Venture mit Borusan in der Türkei. Bei Onshore-Windprojekten sehen wir auch erhebliche Kooperationsmöglichkeiten mit Kommunen und externen Investoren. Die aktuellen Planungen bis 2015 umfassen Vorhaben mit einer Kapazität von insgesamt 1.100 MW. Mit dem in der Ostsee gelegenen Windpark EnBW Baltic 1 (Erzeugungskapazität 48 MW) befindet sich bereits ein Offshore-Windpark der EnBW am Netz. Das Projekt EnBW Baltic 2 mit einer Erzeugungskapazität von 288 MW, an dem sich wie bei EnBW Baltic 1 auch Kommunen und Stadtwerke beteiligen können, schreitet voran. Die nächste Stufe unserer Offshore-Windstrategie bilden Projekte in der Nordsee mit einer Gesamtkapazität von voraussichtlich 1.200 MW, die auf Basis eines innovativen Finanzierungskonzepts unter Einbindung Dritter realisiert werden sollen. Die Expansionsmöglichkeiten der Stromerzeugung aus Laufwasser sind in Baden-Württemberg aufgrund der natürlichen Gegebenheiten begrenzt: In Iffezheim werden wir die Leistung des Kraftwerks auf 146 MW erweitern, eine zusätzliche Erweiterungsmöglichkeit besteht bei der Staustufe Rheinau-Gambsheim. Weitere Projekte in der Türkei und in der Schweiz befinden sich in Prüfung. Bei Pumpspeichern entwickeln wir Projekte in Atdorf, Forbach und mit den Illwerken in Vorarlberg, die insgesamt eine Kapazität von rund 2.000 MW haben. Konkrete Projekte für Gaskraftwerke prüfen wir an den Standorten Karlsruhe, Lubmin und Stuttgart. Voraussetzung für den wirtschaftlichen Betrieb von Gaskraftwerken ist jedoch der Abschluss langfristiger Beschaffungsverträge zu attraktiven Konditionen. In diesem Zusammenhang führen wir Verhandlungen über strategische Partnerschaften. Dezentrale Lösungsangebote etablieren: Zweite strategische Stoßrichtung der EnBW ist die Etablierung dezentraler Lösungsangebote im Energiebereich. Bürger, Industrie- und Gewerbekunden sowie Kommunen wollen an energiewirtschaftlichen Entscheidungen in ihrem Umfeld in größerem Umfang als bislang teilhaben. Wir nehmen diese Bestrebung nach einer stärkeren Dezentralisierung und Autarkie in der Versorgung auf und wollen erster Ansprechpartner für Energiefragen sein. Bei dezentralen Energiedienstleistungen handelt es sich vielfach um komplexe Konzepte einer nachhaltigen Energieversorgung. Sie verbinden die Energieerzeugung vor Ort, zum Beispiel aus erneuerbaren Energien, mit Maßnahmen zur Steigerung der Energieeffizienz und zur Flexibilisierung der Nachfrage sowie des privaten Energiemanagements und Komforts. Beim Konzept „Nachhaltige Stadt“ umfasst das Leistungsspektrum der EnBW beispielsweise die Identifizierung wirtschaftlicher Standorte für Windkraftanlagen, den Bau und Betrieb von Erzeugungsanlagen, die Entwicklung individueller E-Mobilitäts-Konzepte oder Energieeffizienzdienstleistungen (> www.nachhaltige-stadt-leutkirch.de). Dabei sollen die Beziehungen der EnBW zu Kommunen und Stadtwerken eine neue Qualität gewinnen: Die Erweiterung der Produktwelten des EnBW-Vertriebs für Kommunen stärkt den Absatz in den Regionen. Die Beteiligung an Großprojekten wie EnBW Baltic 1 und EnBW Baltic 2 oder an regionalen Verteilnetzen erschließt neue Investitionsmöglichkeiten. Ein weiteres Handlungsfeld sind die Operationsfunktionen der EnBW, wie Abrechnungs- und Abwicklungssysteme, bei denen durch die Öffnung für Dritte Synergieeffekte zu erzielen sind. Es ist unser langfristiges Ziel, uns zum führenden Anbieter energiewirtschaftlicher Backoffice-Lösungen in Deutschland zu entwickeln. Die Weiterentwicklung der EnBW erfordert erhebliche Investitionen. Zugleich wird der finanzielle Spielraum des Unternehmens durch energiepolitische Entscheidungen im Rahmen der Energiewende, Verzögerungen bei der Fertigstellung von Großprojekten, sinkende Margen am Großhandelsmarkt und die künftige Vollauktionierung von CO2-Zertifikaten in den nächsten Jahren spürbar eingeschränkt. Um Handlungsspielraum für die zukunftsorientierte Umgestaltung des Unternehmens zu gewinnen, ohne unsere gute finanzielle Bonität zu gefährden, brachte die EnBW ein Maßnahmenpaket auf den Weg, das die drei Elemente Effizienzsteigerung, Desinvestitionen und Kapitalmaßnahmen umfasst. > Die Zielgröße für das bereits seit Herbst 2010 laufende Effizienzprogramm „Fokus“ wurde um 450 Mio. € auf 750 Mio. € EBIT-wirksame Verbesserung pro Jahr aufgestockt. In diesem Gesamtvolumen ist ein Personalbeitrag von 250 Mio. € pro Jahr enthalten. Hohes Effizienzsteigerungspotenzial sehen wir in der Reduzierung der Komplexität des Konzerns. Der volle Effekt des Programms soll ab Ende 2014 dauerhaft wirksam sein. > Das geplante Volumen der Desinvestitionen für Beteiligungen an Energieversorgungsunternehmen wurde um 0,5 Mrd. € auf 1,5 Mrd. € angehoben. Die Veräußerungserlöse sollen aus dem Verkauf nicht strategischer Beteiligungen und der Reduzierung von Beteiligungsanteilen resultieren. Dazu zählen die Ende Dezember 2011 vertraglich vereinbarte Veräußerung unserer Beteiligungen in Polen an die EDF sowie die Reduzierung unseres Anteils an der Energiedienst Holding AG in der Schweiz – ebenfalls im Dezember 2011 – um rund 15 Prozentpunkte. Zudem planen wir den Verkauf unserer Beteiligung am österreichischen Energieversorger EVN. Zusammen mit weiteren Effekten, beispielsweise aus Anlagenverkäufen, beläuft sich das Gesamtvolumen auf 2,6 Mrd. €. > Als erste Kapitalmaßnahme platzierte die EnBW Ende Oktober 2011 am Kapitalmarkt eine Hybridanleihe im Volumen von 750 Mio. €, die von den Ratingagenturen bis 2017 zur Hälfte als Eigenkapital anerkannt wird. Die Verbandsversammlung des Zweckverbands Oberschwäbische Elektrizitätswerke (OEW) hat am 17. Oktober 2011 beschlossen, die EnBW grundsätzlich mit weiterem Kapital zu unterstützen. Im Hinblick auf eine von der EnBW im Jahr 2012 beabsichtigte Kapitalerhöhung hat die OEW am 27. Januar 2012 einstimmig beschlossen, sich über ihre Tochtergesellschaft OEW Energie-Beteiligungs GmbH mit bis zu 400 Mio. € an einer Kapitalerhöhung der EnBW zu beteiligen. Am 9. Dezember 2011 teilte das Land Baden-Württemberg mit, dass es ebenfalls zu einer Kapitalerhöhung bei der EnBW bereit sei. Der Landtag entschied am 15. Februar 2012 über die Aufnahme einer Ermächtigung zur Gewährung entsprechender Sicherheiten für die 100-prozentige Landesbeteiligung NECKARPRI GmbH in das Staatshaushaltsgesetz 2012. Hiermit wurden die erforderlichen Voraussetzungen dafür geschaffen, dass sich die NECKARPRI GmbH oder ein mit ihr im Sinne des § 15 Aktiengesetz verbundenes Unternehmen an der beabsichtigten Kapitalerhöhung der EnBW in Höhe von ebenfalls bis zu 400 Mio. € beteiligen kann. Um die Abhängigkeit von den energiepolitischen Rahmenbedingungen in Deutschland zu reduzieren und gezielt Wachstums- und Renditechancen wahrzunehmen, wollen wir den Auslandsanteil an der Wertschöpfung der EnBW langfristig erhöhen. Derzeit entfallen rund 10 % des Gesamtertrags der EnBW auf Geschäfte außerhalb Deutschlands. Dabei liegt der Schwerpunkt unserer Aktivitäten auf der Tschechischen Republik, der Schweiz und der Türkei. Demgegenüber bereiten wir den Abbau von Minderheitsanteilen in Ungarn und Österreich vor. Wertorientierte SteuerungZentrales Element der wertorientierten Steuerung der EnBW ist der Wertbeitrag, der die Entwicklung des Unternehmenswerts aus finanzieller Sicht abbildet. Zur Berrechnung des Wertbeitrags wird die Differenz der Rentabilität des eingesetzten Kapitals (Return on Capital Employed, ROCE) und der geforderten Verzinsung für dieses Kapital (Kapitalkostensatz) mit dem eingesetzten Kapital (Capital Employed), das die Vermögenswerte des operativen Geschäfts umfasst, multipliziert. Liegt der ROCE über dem Kapitalkostensatz, der auf der gewogenen Verzinsung des Eigen- und Fremdkapitals basiert, führt dies zu einem positiven Wertbeitrag. Eine Zunahme dieser Differenz bewirkt eine Steigerung des Unternehmenswerts.  Maßgeblich für die Ermittlung des ROCE ist das Verhältnis des Adjusted EBIT inklusive Beteiligungsergebnis zum Capital Employed. Das um neutrale Effekte bereinigte Adjusted EBIT misst die operative und nachhaltige Leistung der EnBW. Strategische Beteiligungen stellen eine Kernkomponente des EnBW-Geschäftsmodells dar, was die Berücksichtigung des Beteiligungsergebnisses begründet. Das Adjusted EBIT ist eine Vorsteuergröße, sodass auch das Beteiligungsergebnis auf einen Vorsteuerwert umgerechnet wird. Das Capital Employed umfasst sämtliche Vermögenswerte des operativen Geschäfts abzüglich des nicht zinstragenden Kapitals, beispielsweise Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen. Handelt es sich beim Adjusted EBIT inklusive Beteiligungsergebnis um eine zeitraumbezogene Größe, so bezieht sich das Capital Employed auf den Stichtag. Aufgrund dessen wird für die Berechnung des Capital Employed der Durchschnitt aus dem Jahresanfangs- und Jahresendwert sowie den drei dazwischenliegenden Quartalsendwerten herangezogen. Der Wertbeitrag dient als Grundlage von strategischen Entscheidungen und operativen Maßnahmen bei der EnBW. Ein positiver Wertbeitrag des jeweiligen Projekts über den gesamten Betrachtungszeitraum ist die Voraussetzung für Investitions- und Geschäftsentscheidungen. Aufgrund der unterschiedlichen Risikoprofile der Geschäftsaktivitäten des EnBW-Konzerns werden den Vorhaben jeweils risikoadjustierte Kapitalkosten zugrunde gelegt. Verschiedene Größen beeinflussen den Wertbeitrag. Neben der operativen Ergebnisentwicklung ist die Höhe des ROCE und des Wertbeitrags vor allem vom Investitionsvolumen abhängig. Typischerweise führen Großinvestitionen zu einer deutlichen Erhöhung des eingesetzten Kapitals in den Anfangsjahren. Die wertsteigernde Ergebniswirkung entfaltet sich jedoch erst über einen längeren und den Investitionen nachgelagerten Zeitraum. Dies gilt insbesondere für Investitionen in Sachanlagen im Rahmen von Kraftwerksneubauten, die sich erst nach Inbetriebnahme positiv auf das operative Ergebnis des Konzerns auswirken. Die Investitionen in Erzeugungsanlagen hingegen werden bereits während der Bauphase im eingesetzten Kapital berücksichtigt. Für die Entwicklung des ROCE und des Wertbeitrags ergibt sich im Vergleich einzelner Jahre damit eine gewisse Zyklizität in Abhängigkeit vom Investitionsvolumen. Dieser Effekt war bereits im Jahr 2010 sichtbar und setzte sich 2011 fort. Die EnBW lässt die Methodik zur Ermittlung des Wertbeitrags jedoch unverändert; Investitionen werden ohne Verzögerung dem Capital Employed zugerechnet. Wir verfolgen das Ziel, den Unternehmenswert langfristig und nachhaltig zu steigern. Jährliche Schwankungen im Rahmen des Investitionszyklus sind demgegenüber von nachgeordneter Bedeutung. Wirtschaftliche und politische RahmenbedingungenDas Preisniveau der Primärenergieträger bewegte sich 2011 zeitweise deutlich über den Vorjahreswerten, verringerte sich aber im Jahresverlauf. Die Strompreise lagen höher als 2010. Die energiepolitische Entscheidung zum Atomausstieg stellt die EnBW vor große Herausforderungen. RahmenbedingungenVerschiedene externe Faktoren beeinflussen den Geschäftsverlauf der EnBW. Von besonderer Bedeutung sind gesamtwirtschaftliche, politische und regulatorische Umfeldentwicklungen sowie die Preissituation an den Märkten für Strom, Brennstoffe und CO2-Zertifikate. Während sich der Energieverbrauch privater Haushalte weitgehend konjunkturunabhängig entwickelt, schlagen sich starke wirtschaftliche Wachstums- oder Schrumpfungsphasen deutlich in der Strom- und Gasnachfrage der Industrie nieder. Der Gasabsatz ist zudem stark abängig von den Witterungsbedingungen. Politische Entscheidungen auf europäischer und nationaler Ebene – insbesondere markt- und wettbewerbsorientierte Regelungen – beeinflussen die Energiebranche in einem hohen Maß. Ausschlaggebend für die starke Veränderungsdynamik auf der politischen und regulatorischen Ebene und die umfassenden gesetzgeberischen Handlungen im Energiebereich ist insbesondere auch der gesellschaftspolitische Wille beispielsweise hinsichtlich des Klimaschutzes oder des schonenden Umgangs mit natürlichen Ressourcen. Das bedeutet für die EnBW ständig neue Herausforderungen – denen sie mit flexiblen und langfristig orientierten Konzepten begegnet. Auf der Kosten- und der Erlösseite wird der Geschäftsverlauf der EnBW von den Preisen an den Märkten für Strom, Brennstoffe und CO2 beeinflusst: Die Preise der Primärenergieträger und der CO2-Zertifikate bestimmen im Wesentlichen die variablen Kosten der Stromproduktion der Kraftwerke. Gleichzeitig sind sie entscheidende Determinanten der Strompreisentwicklung am Großhandelsmarkt. Die benötigte Menge an CO2-Zertifikaten ist eine wichtige Komponente der Stromproduktion: Sie muss im Rahmen des europäischen Emissionshandels für die bei der Erzeugung entstehenden CO2-Emissionen nachgehalten werden. Neben den Brennstoff- und CO2-Preisen ist auch das kontinuierlich steigende Angebot an erneuerbaren Energien ein immer stärker werdender Einflussfaktor für die Strompreise am Großhandelsmarkt. In Abhängigkeit vom Preisniveau an den Großhandelsmärkten ergibt sich eine unterschiedliche Profitabilität der einzelnen Kraftwerke der EnBW. Wir sind stetig bestrebt, Unsicherheiten für die Erzeugungsmarge zu verringern, die aus Preisentwicklungen bei Primärenergieträgern, CO2-Zertifikaten und Strom an den Großhandelsmärkten entstehen können. Daher beschaffen wir die für die Stromerzeugung erforderlichen Mengen an Primärenergieträgern und CO2-Zertifikaten im Voraus am Terminmarkt. Wir veräußern die geplante Stromproduktion am Terminmarkt sowie über die Vertriebskanäle der EnBW. Demzufolge bildeten die Konditionen der in den Jahren zuvor abgeschlossenen Lieferkontrakte die Grundlage der Kosten und Erlöse des Jahres 2011. Der Preisverlauf am Terminmarkt im Geschäftsjahr 2011 beeinflusst dagegen die Ergebnisse der Folgeperioden. Dieser Zusammenhang gilt gleichermaßen für die vertriebsseitig am Terminmarkt erworbenen Strommengen. Wirtschaftliche RahmenbedingungenGesamtwirtschaftliche SituationIn den vergangenen Monaten verschlechterte sich die Lage der Weltwirtschaft. Der Internationale Währungsfonds (IWF) hat seine Prognose für das Wachstum der Weltwirtschaft im Jahr 2011 weiter auf nun 4,0 % herabgesetzt. Negative Konjunktursignale in den USA und die Schuldenkrise einiger Euroländer haben das Vertrauen in eine positive Wirtschaftsentwicklung erschüttert. Neben ungelösten strukturellen Problemen in vielen Ländern belasteten verheerende Ereignisse die Weltwirtschaft. Das Erdbeben und der Tsunami in Japan wirkten sich negativ auf die globale Produktion aus, während die Unruhen in ölproduzierenden Ländern die Ölpreise in die Höhe trieben. Auf den Finanzmärkten verursachten diese Unsicherheiten erhebliche Turbulenzen, die ihrerseits wieder belastend auf die Realwirtschaft wirken. Während eine Reihe von Industriestaaten mit einer hohen Arbeitslosigkeit und strukturellen Problemen zu kämpfen haben, verzeichnen die meisten Schwellen- und Entwicklungsländer 2011 ein anhaltendes starkes Wachstum. Für Europa rechnet die Europäische Kommission im Jahr 2011 – annähernd wie im Vorjahr – mit einem Wachstum der Wirtschaftsleistung von 1,6 %. In der Eurozone soll das Plus rund 1,5 % betragen. Die Volkswirtschaften der Länder Mittel- und Osteuropas sind nach Angaben des IWF – nach 4,4 % 2010 – im abgelaufenen Jahr um 4,3 % gewachsen. Der Fonds geht für die Tschechische Republik von einem voraussichtlichen Anstieg des Bruttoinlandsprodukts (BIP) um 2,0 % aus (2010: 2,3 %). Nach einem erheblichen Wachstumsschub 2010 von 8,9 % erwartet der IWF für die Türkei im Jahr 2011 eine mit 6,6 % etwas verlangsamte Expansion auf immer noch hohem Niveau. Nach ersten Schätzungen des Statistischen Bundesamts belief sich das Wachstum des BIP in Deutschland 2011 auf 3,0 % (2010: 3,7 %). Stärkste Auftriebskraft blieb, wie schon im Vorjahr, die Binnennachfrage. EnergieverbrauchNachdem zu Beginn des Jahres 2011 noch Verbrauchszuwächse zu verzeichnen waren, machte sich im Jahresverlauf die Dämpfung der konjunkturellen Dynamik bemerkbar. Bis Ende Dezember lag der Energieverbrauch in Deutschland laut AG Energiebilanzen (AGEB) rund 5 % unter dem Wert des Vorjahres. Der Stromverbrauch 2011 lag nach vorläufigen Angaben des BDEW mit 607 Mrd. kWh 0,5 % unter dem Vorjahreswert (610 Mrd. kWh). Ein vergleichsweise milder Winter führte insgesamt vor allem beim Erdgasverbrauch 2011 zu einem Rückgang im Vergleich zu 2010 um rund 10 % auf 850 Mrd. kWh. Nach Berechnungen der AGEB stieg der Anteil erneuerbarer Energien am gesamten Energieverbrauch 2011 etwa auf 10,8 %. Die Verbrauchswerte werden noch von einer Produktion der deutschen Industrie auf hohem Niveau gestützt. Stromerzeugung und -exportDie Stromerzeugung in Deutschland bewegte sich 2011 etwas unter dem Niveau des Vorjahres. Nach vorläufigen Daten des BDEW lag sie 2011 bei 612 Mrd. kWh und damit um 2,5 % unter dem Vorjahr. Steigende Stromimporte und sinkende Stromexporte führten per saldo zu einem geringeren Stromaustausch mit dem Ausland. Zählten Kernenergie und Braunkohle seit Jahren zu den wichtigsten Energieträgern in Deutschland, so reduzierte sich der Beitrag der Kernenergie zur Energiebilanz infolge des Ausstiegsbeschlusses 2011 um rund 23 %. GasbeschaffungLangfristige Bezugsverträge bilden zum Großteil die Basis für den Importbedarf an Gas in Deutschland. Im Jahr 2010 wurde dieser Bedarf zu 33 % aus Russland (2009: 38 %), zu 29 % aus Norwegen (2009: 37 %) und zu 22 % aus den Niederlanden (2009: 20 %) gedeckt. Der Anteil der inländischen Produktion am Gesamtaufkommen in Höhe von 11 % (2010) ist rückläufig. 2009 lag dieser Anteil noch bei 13 %. Deutschland und Westeuropa sind somit zunehmend von Importen abhängig. Alternativ zum Transport mittels Pipelines können durch den Import von verflüssigtem Erdgas (Liquefied Natural Gas, LNG) Förderregionen erschlossen werden, die nicht über eine Pipelineverbindung zum europäischen Markt verfügen. Diese Beschaffungsalternative gewinnt im Zuge der Inbetriebnahme neuer Importterminals zunehmend an Bedeutung. Preisentwicklung der Primärenergieträger, CO2-Zertifikate und StromDie Spotmarktpreise von Erdöl, Kohle, Erdgas und Strom notierten 2011 zeitweise deutlich über dem Niveau von 2010. Zurückzuführen sind die hohen Preise insbesondere auf die japanische Naturkatastrophe und den damit verbundenen Unfall im Kernkraftwerk Fukushima, den „arabischen Frühling“ sowie den Wertverfall des Euro. Im Jahresverlauf sanken die Preise aufgrund der internationalen Konjunkturabschwächung, bewegten sich aber immer noch über dem Vorjahresniveau. Auf den Terminmärkten für Lieferungen im Jahr 2012 stellte sich die Preisentwicklung ähnlich dar. Ein Überangebot von CO2-Zertifikaten führte 2011 zu einem durchschnittlich betrachtet deutlich niedrigeren Preis als 2010. Ölmarkt: Der durchschnittliche Ölpreis für ein Barrel (159 l) der Sorte Brent für kurzfristige Lieferungen (Frontmonat) lag 2011 mit 110,91 US-$ 38 % über dem vergleichbaren Vorjahreswert von 80,34 US-$. Ausgehend von 94,84 US-$/bbl zu Jahresbeginn 2011 trieben die Protestbewegungen in mehreren Staaten Nordafrikas und des Nahen Ostens sowie der Bürgerkrieg in Libyen mit signifikanten Produktionsausfällen die Ölpreise für den Frontmonat bis Anfang März auf ein deutlich erhöhtes Niveau von circa 115 US-$/bbl. In den folgenden Wochen stieg der Frontmonatspreis weiter um 11 US-$/bbl auf den Jahreshöchstpreis von 126,65 US-$/bbl Anfang April. Auslöser für den erneuten Anstieg war ein zeitweilig vorherrschender Konjunkturoptimismus. Mit dessen Abschwächung und der Verschärfung der Schuldenkrise in einigen europäischen Ländern fand Anfang Mai eine deutliche Korrektur der Ölpreise statt. Anfang August führten die Herabstufung des US-Ratings durch die Ratingagentur Standard & Poor’s und die schwierige Schuldensituation in Europa und den USA zu starken Turbulenzen an den weltweiten Finanzmärkten. Unter der Erwartung einer weiteren Abkühlung der globalen Konjunktur und somit eines gedämpften Ölnachfragewachstums fiel der Brent-Preis erneut. Eine wider Erwarten schnelle Wiederaufnahme der libyschen Ölproduktion dämpfte das Preisniveau ab September zusätzlich. Ankündigungen zur Lösung der europäischen Schuldenkrise und konjunkturelle Aufhellungen führten jeweils nur kurzfristig zu einer Erholung der Notierung. Zum Jahresende 2011 schlossen die Ölpreise bei 107,38 US-$/bbl (Frontmonat) und bei 105,61 US-$ (Frontjahr). Der Ölpreis für Lieferungen im Jahr 2012 bewegte sich durchschnittlich ebenfalls 25 % über dem Niveau von 2010. Kohlemarkt: Das durchschnittliche Preisniveau an den Terminmärkten für Kohlelieferungen in den ARA-Raum (Amsterdam, Rotterdam, Antwerpen) im Jahr 2012 lag 2011 mit 123,64 US-$/t 16,3 % über dem Durchschnittspreis 2010 (106,32 US-$/t). Bereits Anfang 2011 bewegte sich das Preisniveau, bedingt durch die Nachwirkungen der Überschwemmung in Queensland (Australien), starke Regenfälle in Kolumbien und die steigenden Preise am Ölmarkt, deutlich über dem Vorjahr. Zunächst war die Preiskurve für Lieferungen im Jahr 2012 (Frontjahr) durch einen volatilen Verlauf gekennzeichnet. Die Ereignisse in Japan, der Atomausstieg Deutschlands und die damit einhergehende Erwartung einer wachsenden Nachfrage der europäischen Marktteilnehmer führte ab Mitte März zu einem Anstieg der Notierungen. Bis Ende September war die Entwicklung der Terminpreise dann durch eine Seitwärtsbewegung zwischen 125 und 130 US-$/t gekennzeichnet. Die erhöhte Importnachfrage Chinas kompensierte die Mindereinfuhren Japans. Die Eintrübung der globalen Konjunkturaussichten und Unsicherheiten hinsichtlich der Schuldenkrise in Europa führten zu einer Absenkung des Preisniveaus. Zudem gewann der US-Dollar zuletzt wieder deutlich an Wert gegenüber dem Euro. Zum Jahresende 2011 notierte der Frontjahreskontrakt bei 111,94 US-$/t, 5,3 % über dem Durchschnitt des Vorjahres. scroll
Gasmarkt: Die Gasversorgung in Deutschland basiert überwiegend auf langfristigen Gasimportverträgen. Die Preisbildung orientiert sich im Wesentlichen zeitversetzt um rund sechs Monate an der Entwicklung der Notierungen für Öl. Der monatliche Grenzübergangspreisindex für Erdgas des Bundesamts für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle (BAFA) erhöhte sich infolge steigender Ölpreise 2011 erneut. Im Oktober 2011 notierte er bei 26,78 €/MWh. Eine weitere wichtige Bezugsquelle für Erdgas stellen Großhandelsmärkte dar, beispielsweise die niederländische Title Transfer Facility (TTF) und der Handelspunkt des Marktgebiets NetConnect Germany (NCG). Im Durchschnitt lag der Spotmarktpreis an der TTF 2011 mit 22,65 €/MWh um 5,27 €/MWh oder 30 % über dem Niveau des Vorjahres. Zu Jahresbeginn bewegte sich der Spotpreis aufgrund des anfänglich kalten Winters auf einem hohen Niveau. Unruhen in Nordafrika und im Nahen Osten sowie der steigende Ölpreis führten Ende Februar zu einem weiteren Preisanstieg. Aufgrund der Ereignisse in Japan im März 2011 erwartete der Markt künftig eine Erhöhung der dortigen Gasnachfrage und somit eine eventuell einsetzende Verknappung der LNG-Mengen (verflüssigtes Erdgas) für Europa, was zusätzlich preistreibend wirkte. Mit Beginn der Sommersaison zum 1. April 2011 sank das Preisniveau etwas ab. Der von der deutschen Bundesregierung Ende Juni beschlossene Atomausstieg sorgte insbesondere am Terminmarkt für weitere Preissteigerungen. Insgesamt stellten sich die Terminmarktpreise 2011 weitgehend stabil dar. Seit dem Sommer entwickelte sich der Preis für Lieferungen im Jahr 2012 seitwärts in einem Band von 26 €/MWh bis 28 €/MWh. Mit Beginn des milden Winters verlor der Preis deutlich und erholte sich bis Ende des Jahres auch nicht mehr. Der Spotmarktpreis gab Anfang August mit steigenden Füllständen der Gasspeicher nach. Die Notierung zog jedoch mit Bekanntgabe der Wartung einiger LNG-Verladeanlagen in Katar wieder an. Zum Ende des Gaswirtschaftsjahres am 30. September kam es zu einem deutlichen Preissturz. In den ersten Tagen des neuen Gaswirtschaftsjahres erholten sich die Notierungen jedoch wieder. Ende 2011 notierte der Spotmarktpreis bei 20,40 €/MWh, der Preis für Lieferungen im Jahr 2012 lag bei 23,28 €/MWh. scroll
CO2-Zertifikate: Die Preise für Emissionszertifikate (EU Allowance, EUA) mit Lieferung im Dezember 2011 (EUA-11) blieben zu Jahresbeginn zunächst – trotz eines Rekordniveaus der Ausschüttungen von Certified-Emission-Reduction-(CER-) Zertifikaten – stabil bei rund 15 €/t CO2. Das unveränderte Preisniveau war auf ungewöhnlich niedrige Verkaufsvolumina durch Industrie und Kleinunternehmen aufgrund der vorübergehenden Schließung der EU-Register und der Aussetzung des CO2-Spothandels nach einem Hackerangriff und EUA-Diebstählen zurückzuführen. Gaspreissteigerungen und damit erhöhte Fuel-Switch-Kosten führten ab Mitte Februar zu einem kontinuierlichen Anstieg der EUA-11-Preise. Verstärkt wurde dieser Trend zunächst durch das Kernkraftwerksmoratorium und den anschließenden Beschluss zum Atomausstieg der deutschen Bundesregierung. Die Preisentwicklung war dann ab Juni trotz relativ stabiler Fundamentalfaktoren von einem Abwärtstrend gekennzeichnet. Auslöser für den Preisrückgang waren politische Entscheidungen: EUA-Auktionen mit einem Volumen von 300 Mio. EUAs für die dritte Handelsperiode ab dem vierten Quartal 2011, der Entwurf der Effizienzverordnung der EU, die die künftigen Emissionen reduzieren wird, sowie eine Vertagung der Entscheidung über eine Anhebung des Minderungsziels für den CO2-Ausstoß für 2020. Die Abschwächung der Weltwirtschaft belastete die globalen Aktienmärkte und damit auch den europäischen Emissionshandel. Zwar stiegen Mitte Dezember die Preise der EUAs kurzzeitig um etwa 2 €/t CO2 aufgrund von Meldungen über erste Vorschläge des Umweltausschusses des EU- Parlaments zu einer strategischen Reserve für Emissionszertifikate. Bis zum Jahresende sanken die Preise jedoch wieder bis auf das zuvor erreichte Niveau, das sich deutlich unter dem Vorjahresniveau bewegte. Das Preisniveau der Emissionszertifikate lag im Jahresdurchschnitt 2011 unter dem Vorjahr. Der EUA-11-Preis schwankte im Jahresverlauf zwischen 7,73 und 17,40 €/t CO2. Der Preis für CER-11-Zertifikate bewegte sich 2011 innerhalb einer Spanne von 5,29 bis 13,32 €/t CO2. Der Preisverlauf folgte im Berichtszeitraum weitgehend der Entwicklung der EUA-11-Zertifikate. Grundsätzlich liegt das Preisniveau der CER-11-Zertifikate niedriger als das der EUA-11-Zertifikate. Hintergrund ist die eingeschränkte Einsetzbarkeit der CER-11-Zertifikate im EU-Emissionshandelssystem. scroll
Strommarkt: Der durchschnittliche Preis für sofortige Stromlieferungen (Grundlastprodukt Base) am Spotmarkt der European Energy Exchange (EEX) lag 2011 mit 51,12 €/MWh rund 7 €/MWh oder 15 % über dem Vorjahreswert. Hintergrund ist vor allem die im Vergleich zu 2010 verringerte Kraftwerkskapazität aufgrund der Abschaltung älterer Kernkraftwerke. Außerdem wirkten höhere Brennstoffpreise im Vorjahresvergleich preistreibend, die nicht durch einen Wertgewinn des Euro gegenüber dem Dollar kompensiert wurden. Preissenkende Effekte ergaben sich insbesondere durch die 2011 durchschnittlich wärmere Witterung und eine höhere Windenergieeinspeisung als im Vorjahr. Die Preiskurve am Terminmarkt der EEX verlief nahezu nach demselben Schema. Der leichte Abwärtstrend im vierten Quartal ist vor allem auf den Rückgang der CO2-Zertifikate-Preise zurückzuführen. Der durchschnittliche Preis für das Terminprodukt 2012 lag mit 56,05 €/MWh rund 7 % über dem Niveau des Vorjahres.  Strom- und Gaspreise für Privat- und IndustriekundenFür den klassischen Musterhaushalt mit einem Jahresverbrauch von 3.500 kWh lagen die monatlichen Stromkosten nach Berechnungen des BDEW im März 2011 bei 72,77 € gegenüber durchschnittlich 69,10 € im Jahr 2010. Bei den Strompreisen musste die EnBW zu Beginn des Jahres 2011 den Anstieg der EEG-Umlage an ihre Privatkunden weitergeben. Die Erhöhung war ausschließlich auf die staatlich induzierten Preisfaktoren zurückzuführen, deren Anteil an der Stromrechnung von 41 % auf 46 % gestiegen ist. Zum Jahreswechsel 2011/2012 blieben die Preise in der Grundversorgung hingegen stabil. Zum 1. November 2011 stellte die EnBW ihre Wärmestrom-Produktpalette um. Damit war erstmals seit drei Jahren auch eine Anhebung der Preise für strombetriebene Heizungen und Wärmepumpen verbunden. Im Industriekunden-Segment stiegen die Strompreise 2011 laut BDEW auf einen Durchschnittswert von 13,58 ct/kWh (Zahlen vom März; inklusive Stromsteuer). Sie lagen damit erstmals wieder so hoch wie zuletzt im Jahr 2008 (13,25 ct/kWh). Nach Angaben des Statistischen Bundesamts lagen die Preise für Erdgas im Januar 2011 um 12,3 % höher als ein Jahr zuvor. Im Jahresverlauf zogen die Preise weiter an. Im September 2011 notierten sie 15,1 % über dem Vorjahresstand. Für Haushalte war Erdgas im September 2011 5,4 % teurer als ein Jahr zuvor. Die Erdgaspreise vollzogen damit zeitversetzt die Preisentwicklung der Ölpreise nach. Politische und regulatorische Rahmenbedingungen Europäische EnergiepolitikDas wesentliche Ereignis der europäischen Energiepolitik im Berichtsjahr war das Treffen des Europäischen Rats am 4. Februar 2011 zum Thema Energie. Energieeffizienz: Der vom Europäischen Rat geforderte neue Aktionsplan für Energieeffizienz ist inzwischen in einen Vorschlag für eine Energieeffizienzrichtlinie gemündet. Er sieht unter anderem Energieeinsparverpflichtungen für Energieversorger und jährliche Renovierungsraten für öffentliche Gebäude vor sowie Regelungen zur verstärkten Nutzung von Kraft-Wärme-Kopplung und regulatorische Vorgaben zur Reduzierung des Energieverbrauchs. Eine Einigung des Ministerrats und des Europäischen Parlaments über den Vorschlag der Kommission wird Mitte/Ende 2012 erwartet. Infrastruktur und Binnenmarkt:Der Europäische Rat strebt die Vollendung des EU-Energiebinnenmarkts bis 2014 an. Um den Druck auf die Mitgliedstaaten zur Umsetzung des 2. und 3. Binnenmarktpakets zu erhöhen, hatte die Kommission nicht nur Vertragsverletzungsverfahren eröffnet, sondern forciert auch den Ausbau der europäischen Energieinfrastruktur. 2012 beginnt die Erstellung der von der Kommission zu genehmigenden Projektlisten. Erste Projekte können somit ab 2014 mit den Mitteln des neuen mehrjährigen Finanzrahmens der EU – der erst noch beschlossen werden muss – starten. Reduktion der CO2-Emissionen:In Brüssel wird weiterhin eine Anhebung des CO2-Einsparungsziels der EU bis 2020 auf 30 % im Vergleich zu 1990 diskutiert. Bisher kam es jedoch weder im Rat noch im Europäischen Parlament zu einem Mehrheitsbeschluss. Anfang März legte Klimakommissarin Hedegaard ihre „Klima-Roadmap 2050“ vor, wonach bis 2050 80 bis 95 % CO2 eingespart werden sollen. Einen großen Anteil daran trägt die Energiebranche mit ihren Dekarbonisierungsvorgaben für den Stromsektor von 93 bis 99 %. Die am 15. Dezember vom Energiekommissar veröffentlichte komplementäre „Energie-Roadmap 2050“ analysiert, mit welchen Technologien und zu welchen Kosten dieses ambitionierte Ziel erreicht werden könnte. Stresstests für Kernkraftwerke: In Reaktion auf den Unfall im Kernkraftwerk in Fukushima hat der Europäische Rat von der EU-Kommission und der European Nuclear Safety Regulators Group durchzuführende Stresstests für Kernkraftwerke angeordnet. Dabei soll überprüft werden, ob EU-Kernkraftwerke Naturkatastrophen und andere Extrembedingungen überstehen können. Außerdem sollen menschenverursachte Fehler und Aktionen auf ihre Auswirkungen untersucht werden. Die Kernkraftwerksbetreiber mussten bis Ende Oktober den nationalen Aufsichtsbehörden ihre Eigenbewertungen vorlegen. Bis 31. Dezember 2011 übermittelten diese ihre Prüfung der Testergebnisse an die EU-Kommission. In einem anschließenden viermonatigen Peer-Review-Verfahren überprüfen gemischte Expertenteams die nationalen Berichte; insbesondere die drei Problemfelder „extreme natürliche Ereignisse“, „Verlust der Sicherheitsfunktionen und Management im Fall schwerer Unfälle“. Die Arbeiten koordiniert das Joint Research Centre der EU-Kommission. Neben den Stresstests wird auch die Abwehr von Gefahren durch terroristische Anschläge untersucht. Diese Untersuchung verantwortet eine neu gegründete Gruppe, bestehend aus nationalen Experten und Vertretern der EU-Kommission. Zusammen mit ersten Vorschlägen zu gesetzgeberischen Maßnahmen sollen die Ergebnisse aller Tests dem Europäischen Rat am 28./29. Juni 2012 präsentiert werden. Finanzmarktregulierung: Stärkere Kontrolle und vor allem Stabilität der Finanzmärkte sowie Anlegerschutz sind Ziel mehrerer Gesetzgebungsvorhaben im Finanzdienstleistungssektor. Zunehmende Spekulationsgeschäfte im Bereich des Warenderivatehandels führten zu Verschärfungsvorschlägen, die auch weitreichende Auswirkungen auf die Handelsaktivitäten der Energieversorger haben könnten. Energiepolitik in DeutschlandDie dramatischen Ereignisse in Japan lösten auch in Deutschland einen Wandel der Energiewelt aus. Das Energiekonzept der Bundesregierung und die damit verbundenen Initiativen, Maßnahmen und Gesetze sowie Verordnungen und Förderprogramme standen somit 2011 erneut im Zentrum der energiepolitischen Diskussionen und Entscheidungen. Energiekonzept der Bundesregierung: Die Ereignisse in Fukushima haben die Bundesregierung dazu bewogen, eine Energiewende mit einschneidenden Maßnahmen zu vollziehen. Ursprünglich sollte das im Herbst 2010 beschlossene Energiekonzept umgesetzt werden, das unter anderem eine Laufzeitverlängerung für Kernkraftwerke vorgesehen hatte. Die Energiewende bedeutet eine dauerhafte Abschaltung von acht Reaktoren sowie eine Laufzeitverkürzung für die übrigen Anlagen. Die entsprechenden Gesetze wurden im Juli 2011 beschlossen. Flankierend dazu beschloss die Bundesregierung im Sommer ein umfangreiches Gesetzespaket zur Energiewende. So wurden im Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) unter anderem die Vergütungshöhen modifiziert und insbesondere ein Stauchungsmodell für Offshore-Windanlagen eingeführt. Dies sieht eine höhere Vergütung, dafür aber einen kürzeren Förderzeitraum vor. Weiter wurde das Netzausbaubeschleunigungsgesetz (NABEG) verabschiedet. Wegen fehlender Zustimmung des Bundesrats noch nicht beschlossen wurden das CCS-Gesetz, bei dem nach wie vor die Möglichkeit einer Opt-out-Klausel für einzelne Bundesländer umstritten ist, sowie das „Gesetz zur steuerlichen Förderung von energetischen Sanierungsmaßnahmen an Wohngebäuden“. Diese beiden Gesetze werden derzeit im Vermittlungsausschuss behandelt. Energiewirtschaftsgesetz: Das neue Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) trat im Sommer 2011 in Kraft. Schwerpunkt war die Umsetzung europäischer Regeln des 3. EU-Binnenmarktpakets wie das Unbundling. Gleichzeitig wurden Neuerungen zu „Smart Metering“ und Netzentgelten bei flexiblem Verbrauch eingeführt. Das neue EnWG enthält dazu neue Verordnungsermächtigungen, von denen das BMWi im neuen Jahr Gebrauch machen dürfte. Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz: Im Dezember 2011 hat die Bundesregierung eine Novelle des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes (KWK-G) beschlossen, die auch die Aufnahme von Wärme- und Kältespeichern in die Förderung vorsieht. Das Gesetzgebungsverfahren soll zum Sommer 2012 abgeschlossen werden. Ebenso in der Novellierung enthalten ist das Gesetz gegen Wettbewerbsbeschränkungen (GWB). Regulierung der Strom- und GasmärkteAnreizregulierung: Am 31. Oktober 2011 legte die Bundesnetzagentur neue Eigenkapitalzinssätze für die Dauer der zweiten Regulierungsperiode zur Bestimmung der Erlösobergrenze für Betreiber von Strom- und Gasversorgungsnetzen fest. Der Eigenkapitalzinssatz für Neuanlagen beträgt 9,05 %, für Altanlagen 7,14 %; hierbei handelt es sich um Zinssätze vor Körperschaftsteuer, aber nach Gewerbesteuer. Die festgelegten Eigenkapitalzinssätze gelten für Gasnetzbetreiber ab Januar 2013 und für Stromnetzbetreiber ab Januar 2014. Am 28. Juni 2011 fiel die Entscheidung des Bundesgerichtshofs (BGH) über die Rechtsbeschwerde der EnBW Regional AG bezüglich der Festlegung der Erlösobergrenze gemäß der Anreizregulierungsverordnung für die erste Regulierungsperiode (2009 bis 2012 für Gasnetze beziehungsweise 2009 bis 2013 für Stromnetze) im Wesentlichen zugunsten der EnBW aus. Die vom BGH entschiedenen Punkte wirken sich auf alle Netzgesellschaften des EnBW-Konzerns aus. Die Bundesnetzagentur unterbreitete den EnBW-Netzgesellschaften im September ein entsprechendes Vergleichsangebot zur Umsetzung des Urteils. Dieses wurde von den Gesellschaften angenommen. Demnach dürfen die Netzbetreiber die Differenz aus den in den Jahren 2009 bis 2011 zu niedrig beschiedenen Erlösobergrenzen über die Netzentgelte ab 2012 vereinnahmen. Wahlweise kann dies in einem Zeitraum von einem bis sechs Jahren (Gas) beziehungsweise von einem bis sieben Jahren (Strom) geschehen. Netzentgelte: Im Zuge der seit 2009 geltenden Anreizregulierung wurden individuelle Obergrenzen für die Erlöse aus Netzentgelten für Gasnetze (vier Jahre) und Stromnetze (fünf Jahre) festgelegt. 2011, im dritten Jahr der Anreizregulierung, konnten erstmals über den Gesamtkonzern hinweg die positiven Effekte aus dem Erweiterungsfaktor die Belastungen der Mehrerlösabschöpfung überkompensieren. Am 30. Juni 2011 stellten die Gasnetzbetreiber auf Basis des abgeschlossenen Geschäftsjahres 2010 ihre Netzentgeltanträge für die zweite Anreizregulierungsperiode Gas (2013 bis 2017) bei der zuständigen Regulierungsbehörde. Im Bereich der Stromnetze wird ab 1. Januar 2012 mit dem Qualitätselement ein weiteres Element der Anreizregulierung und damit eines Bonus-Malus-Systems eingeführt. Im Dezember 2011 erhielten die Stromnetzbetreiber hierzu die entsprechenden Bescheide. Reduzierung der Marktgebiete: Ursprünglich erst für 2013 vorgesehen, kam es bereits zum Start des Gaswirtschaftsjahres 2011/2012 am 1. Oktober 2011 zu einer Reduzierung der Anzahl der deutschen Marktgebiete gemäß Gasnetzzugangsverordnung (Gas-NZV) auf zwei Marktgebiete. In den beiden verbleibenden Marktgebieten Gaspool und Net-Connect Germany gehen alle vorherigen Marktgebiete auf. Sie umfassen sowohl die Gasqualität L-Gas als auch H-Gas. Es besteht für Marktteilnehmer die Möglichkeit, an den beiden virtuellen Handelspunkten beide Gasqualitäten zu handeln. Unternehmenssituation des EnBW-KonzernsDas Adjusted EBIT des EnBW-Konzerns sank 2011 gegenüber dem Vorjahr um 17,0 % auf 1.598,1 Mio. €. Zur abgeschwächten operativen Ergebnisentwicklung kamen belastende außerordentliche Effekte hinzu. In Summe ergab sich für das Geschäftsjahr 2011 ein Konzernfehlbetrag von 867,3 Mio. €. Gesamtbeurteilung des Geschäftsverlaufs Beim Absatz von Strom und Gas hat die EnBW im Geschäftsjahr 2011 ihre Position als drittgrößtes Energieversorgungsunternehmen in Deutschland gehalten. Das operative Ergebnis lag 2011 deutlich unter dem Vorjahreswert. Ergebnisbelastungen ergaben sich vor allem aus der neu eingeführten Kernbrennstoffsteuer sowie der Abschaltung zweier unserer Kernkraftwerke. Die 2011 beschlossene Energiewende in Deutschland sowie außerordentliche Belastungen im Beteiligungsergebnis führten darüber hinaus zu stark negativen neutralen Ergebniseffekten. Insgesamt weist der Konzern für 2011 einen Jahresfehlbetrag bezogen auf das auf die Aktionäre der EnBW AG entfallende Ergebnis von 867,3 Mio. € aus. Vor dem Hintergrund der einschneidend veränderten energiepolitischen Rahmenbedingungen hat die EnBW ihre Unternehmensstrategie im Jahresverlauf 2011 geschärft, um die Handlungs- und Zukunftsfähigkeit des Unternehmens zu sichern. Ein umfangreiches Programm zur Effizienzsteigerung ist angelaufen und zeigt schon Erfolge. Das Volumen der geplanten Desinvestitionen wurde erhöht, erste Veräußerungen wurden bereits Ende 2011 durchgeführt. Im Oktober 2011 platzierte die EnBW erfolgreich eine Hybridanleihe mit einem Volumen von 750 Mio. €. Das Geschäftsfeld Strom Erzeugung und Handel trug 2011 mit 80,3 % wie auch in den Vorjahren den Großteil zum Adjusted EBIT des Konzerns bei und bestimmt folglich auch die operative Ergebnisentwicklung der EnBW. Die Kernbrennstoffsteuer und Belastungen der Energiewende beeinträchtigten 2011 das operative Ergebnis des Geschäftsfelds, das um 20,9 % sank. Trotz stabiler Ergebnisentwicklung im Vertrieb verringerte sich das Adjusted EBIT des Geschäftsfelds Strom Netz und Vertrieb deutlich; Ursache waren höhere Aufwendungen im Netzbereich wie beispielsweise Anschlusskosten der Offshore-Windparks und höhere Instandhaltungskosten. Ebenfalls rückläufig war das Ergebnis des Geschäftsfelds Gas. Das Geschäftsfeld Energie- und Umweltdienstleistungen steigerte das Adjusted EBIT demgegenüber erheblich. Der Wertbeitrag des EnBW-Konzerns lag 2011 mit 471,6 Mio. € deutlich unter dem Vorjahresniveau. Das durchschnittliche Capital Employed stieg 2011 geringfügig an, während sich das operative Ergebnis spürbar verminderte. Der ROCE für das Geschäftsjahr 2011 weist einen Wert von 11,7 % auf. Prognoseabweichungen scroll
Die Entwicklung des Stromabsatzes des EnBW-Konzerns lag 2011 im Rahmen unserer zu Jahresbeginn geäußerten Erwartungen. Die gegenüber der Prognose bessere Absatzentwicklung im Geschäftsfeld Gas ist dem B2B-Bereich zuzuschreiben. Der Umsatz im Geschäftsfeld Energie- und Umweltdienstleistungen erhöhte sich stärker als erwartet. Seit Herbst 2010 haben sich die energiepolitischen Rahmenbedingungen in Deutschland mehrfach – und zum Teil gegenläufig – gravierend verändert. Seit Veröffentlichung des Geschäftsberichts 2010 waren wir daher gezwungen, unsere Prognosen zum Geschäftsverlauf 2011 unterjährig anzupassen. Dass die tatsächliche Entwicklung des Adjusted EBIT des Konzerns unserer Prognose vom Jahresbeginn recht nahe kommt, ist das Ergebnis der frühzeitig und konsequent ergriffenen Maßnahmen zur Zukunftssicherung des Unternehmens. ErtragslageAbsatz und Umsatz scroll
Der Stromabsatz des EnBW-Konzerns erhöhte sich 2011 gegenüber dem Vorjahr um 6,0 % auf 155,7 Mrd. kWh. Der Zuwachs resultiert vor allem aus den um 11,4 % gestiegenen Handelsaktivitäten. Bereinigt um Konsolidierungseffekte stieg der Absatz um 4,6 %. Der Stromabsatz an Privatkunden sank um 8,3 % und erreichte im Berichtszeitraum 18,8 Mrd. kWh. Die im Vergleich zum Vorjahr milderen Temperaturen und der intensive Wettbewerb wirkten hier dämpfend auf den Stromabsatz. Demgegenüber konnte der Absatz im Segment Industriekunden und Weiterverteiler 2011 im Wesentlichen konsolidierungsbedingt um 3,3 % auf 50,0 Mrd. kWh gesteigert werden. scroll
Während sich der Gasabsatz an Privatkunden im Berichtszeitraum um 28,0 % auf 8,5 Mrd. kWh reduzierte, erhöhte sich der Absatz an Geschäftskunden um 11,0 % auf 46,4 Mrd. kWh. Hinzu kommt ein Absatz im Handel in Höhe von 2,5 Mrd. kWh. Insgesamt verzeichnete der EnBW-Konzern 2011 eine Erhöhung des Gasabsatzes um 7,1 % auf 57,4 Mrd. kWh, gegenüber 53,6 Mrd. kWh im Jahr zuvor. Die Verringerung des Gasabsatzes an Privatkunden ist zum Teil bedingt durch die Veräußerung der GESO Beteiligungs- und Beratungs-AG (GESO) und ihrer Tochterunternehmen im ersten Quartal 2010. Zusätzlich dämpften der intensive Wettbewerb und die im Jahresvergleich höheren Temperaturen den Absatz 2011. Das Absatzplus im B2B-Bereich ist unter anderem auf einen gestiegenen Gasabsatz der GasVersorgung Süddeutschland GmbH (GVS) zurückzuführen. scroll
1 Nach Abzug von Strom- und Erdgassteuer. Der Außenumsatz des EnBW-Konzerns inklusive Strom- und Erdgassteuer erhöhte sich im Geschäftsjahr 2011 gegenüber 2010 um 7,3 % auf 19.757,0 Mio. €. Nach Abzug von Strom- und Erdgassteuer belief sich der Außenumsatz auf 18.789,7 Mio. € (2010: 17.509,0 Mio. €), was einem Plus von 7,3 % entspricht. Bereinigt um Konsolidierungseffekte stieg der Außenumsatz um 6,6 % oder 1.169,5 Mio. €. Strom Erzeugung und Handel: Die Umsatzerlöse des Geschäftsfelds Strom Erzeugung und Handel stiegen 2011 im Vergleich zu 2010 um 13,1 % auf 5.449,0 Mio. € an. Bereinigt um Konsolidierungseffekte war ein Umsatzplus von 13,9 % zu verzeichnen. Ursache waren im Besonderen positive Mengeneffekte. Der Umsatzanteil des Geschäftsfelds am Gesamtumsatz des EnBW-Konzerns erhöhte sich somit auf 29,0 %, nach 27,5 % im Jahr 2010. Strom Netz und Vertrieb: Im Geschäftsfeld Strom Netz und Vertrieb konnten wir das jährliche Umsatzplus im Berichtszeitraum auf 5,4 % ausbauen. Der Außenumsatz 2011 beträgt 10.742,6 Mio. €. Der Zuwachs ist vor allem auf positive Preiseffekte zurückzuführen. Bereinigt um Konsolidierungseffekte stieg der Außenumsatz um 300,9 Mio. € oder 2,9 %. Der Umsatzanteil des Geschäftsfelds am Konzernumsatz 2011 belief sich auf 57,2 %, was einem geringfügigen Rückgang gegenüber 2010 (58,2 %) entspricht. Gas: Die Umsatzerlöse im Geschäftsfeld Gas erhöhten sich 2011 gegenüber dem Vorjahr um 1,7 % auf 1.817,7 Mio. €. Bereinigt um Konsolidierungseffekte nahm der Außenumsatz im Geschäftsfeld um 8,4 % zu. Der Anteil des Geschäftsfelds am Konzernumsatz verringerte sich gegenüber dem Vorjahr geringfügig um 0,5 Prozentpunkte auf 9,7 %. Energie- und Umweltdienstleistungen: Im Berichtszeitraum steigerte das Geschäftsfeld Energie- und Umweltdienstleistungen den Umsatz von 711,2 Mio. € im Jahr zuvor um 9,7 % auf 780,4 Mio. €. Der Umsatzanteil dieses Geschäftsfelds am Konzernumsatz lag somit wie im Vorjahr bei 4,1 %. Wesentliche Entwicklungen in der Gewinn- und VerlustrechnungIm abgelaufenen Geschäftsjahr verringerten sich die sonstigen betrieblichen Erträge von 1.317,4 Mio. € im Vorjahr um 383,6 Mio. € auf 933,8 Mio. €. Positive Einmaleffekte aus der Entkonsolidierung der GESO und ihrer Tochterunternehmen, der Anteilserhöhung an der Pražská energetika a.s. (PRE) sowie Entschädigungszahlungen für die vorzeitige Kündigung eines langfristigen Stromliefervertrags wirkten sich im Vorjahr ertragssteigernd aus. Infolge des erhöhten Konzernumsatzes, außerordentlicher Aufwendungen durch die Zuführungen zu Kernenergierückstellungen bedingt durch die Atomgesetznovelle der deutschen Bundesregierung sowie durch die Einführung der Kernbrennstoffsteuer stieg der Materialaufwand 2011 um 16,6 % oder 2.149,1 Mio. € auf 15.111,6 Mio. €. Die sonstigen betrieblichen Aufwendungen summierten sich auf 1.278,6 Mio. € und lagen um 327,2 Mio. € über dem Niveau des Vorjahres. Ursache für den Anstieg waren im Wesentlichen neutrale Ergebnisbelastungen in Höhe von rund 300 Mio. €. Wertberichtigungen führten im Beteiligungsergebnis zu einem Fehlbetrag von 646,4 Mio. €, nach einem Ertrag im Vorjahr von 103,2 Mio. €. Die Ertragsteuern sanken um 325,9 Mio. € auf 33,7 Mio. €. Der Rückgang wurde hauptsächlich durch das neutrale EBIT verursacht. ErgebnisIm abgelaufenen Geschäftsjahr 2011 ergab sich für das Konzernergebnis, bezogen auf das auf die Aktionäre der EnBW AG entfallende Ergebnis, ein Fehlbetrag von 867,3 Mio. €. Im Vorjahr erzielte die EnBW noch einen entsprechenden Konzernüberschuss von 1.157,2 Mio. €. Dementsprechend ergibt sich für 2011 ein Ergebnis je Aktie auf Basis des Konzernfehlbetrags von -3,55 €, nach +4,74 € im Vorjahr. Der Adjusted Konzernüberschuss ging im Vorjahresvergleich um 32,8 % auf 647,7 Mio. € zurück. Adjusted und neutrales ErgebnisDas Adjusted EBIT – das Ergebnis vor Ertragsteuern, Finanzergebnis und Beteiligungsergebnis – ist eine wesentliche interne Steuerungsgröße des EnBW-Konzerns. Um die Entwicklung der operativen Ertragslage zutreffend wiederzugeben, ist das Adjusted EBIT um neutrale Effekte bereinigt. Das neutrale Ergebnis beinhaltet außerordentliche Effekte wie Ergebnisse aus Anlagenabgängen, außerordentliche Effekte bei den Kernenergierückstellungen, Erträge aus der Auflösung sonstiger Rückstellungen, Aufwendungen aus der Restrukturierung, wesentliche Ergebniseffekte aufgrund von Gesetzesänderungen sowie außerplanmäßige Abschreibungen. Adjusted Ergebnisscroll
1 Vorjahreszahlen angepasst.Der EnBW-Konzern erwirtschaftete 2011 ein Adjusted EBIT von 1.598,1 Mio. €. Das operative Ergebnis lag damit 17,0 % unter dem Vorjahreswert von 1.926,1 Mio. €. Werden Veränderungen des Konsolidierungskreises außen vor gelassen, verringerte sich das Adjusted EBIT um 15,7 %. Im Geschäftsfeld Strom Erzeugung und Handel war 2011 ein Rückgang des Adjusted EBIT um 20,9 %, von 1.622,2 Mio. € im Jahr zuvor auf 1.283,1 Mio. €, zu verzeichnen. Bereinigt um Konsolidierungseffekte verringerte sich der Wert um 20,0 %. Negativ auf das Ergebnis wirkten vor allem die 2011 neu eingeführte Kernbrennstoffsteuer sowie die dauerhafte Abschaltung zweier unserer Kernkraftwerke aufgrund der beschlossenen Energiewende in Deutschland. Hinzu trat die aufgrund dessen notwendige Wiederbeschaffung der bereits auf Termin verkauften Strommengen der beiden abgeschalteten Kernkraftwerke. Zusätzlich führten höhere Brennstoffkosten und die im Vorjahresvergleich niedrigeren Spreads zwischen Off-Peak- und Peak-Strompreisen zu Ergebniseinbußen. Im Geschäftsfeld Strom Netz und Vertrieb reduzierte sich das Adjusted EBIT gegenüber dem Vorjahr trotz stabiler Ergebnisentwicklung im Vertrieb um 24,5 % auf 199,2 Mio. €. Um Konsolidierungseffekte bereinigt ergibt sich ein Minus von 27,4 %. Grund für die Ergebnisminderung waren höhere Aufwendungen im Netzbereich wie beispielsweise Anschlusskosten der Offshore-Windparks sowie höhere Instandhaltungskosten, die vor allem im vierten Quartal 2011 anfielen. Das Adjusted EBIT im Geschäftsfeld Gas lag 2011 deutlich unter dem Vorjahresniveau. Nach 80,1 Mio. € im Jahr 2010 verringerte sich das Adjusted EBIT im Berichtszeitraum um 36,0 % auf 51,3 Mio. €. Im Wesentlichen wirkte der Verkauf der GESO und ihrer Tochterunternehmen negativ auf das Ergebnis. Bereinigt um Konsolidierungseffekte musste das Geschäftsfeld einen Ergebnisrückgang um 2,5 % oder 1,3 Mio. € verbuchen. Witterungsbedingt sanken die durchgeleiteten Gasmengen gegenüber dem Vorjahr. Dies führte für den EnBW-Konzern zu einem Rückgang der Erlöse aus Netznutzungsentgelten und zu einem entsprechend verminderten Ergebnis. Das Adjusted EBIT im Geschäftsfeld Energie- und Umweltdienstleistungen lag im abgelaufenen Geschäftsjahr deutlich über dem Vorjahresniveau. Das Ergebnis erhöhte sich um 71,2 % auf 190,5 Mio. €. Die Steigerung ist unter anderem auf Erfolge unseres Effizienzprogramms zurückzuführen. Die bislang erzielten positiven Ergebniseffekte bei den internen Dienstleistungsgesellschaften wurden 2011 nicht mehr in voller Höhe an die Gesellschaften der anderen Geschäftsfelder weiterverrechnet. Im Bereich Holding/Konsolidierung verringerte sich der Fehlbetrag von 151,3 Mio. € 2010 auf 126,0 Mio. € im Berichtsjahr. Dieser Rückgang ist vor allem auf erste Erfolge unserer Maßnahmen zur Effizienzsteigerung zurückzuführen. Adjusted Ertragskennzahlen scroll
1 Vorjahreszahlen angepasst. Das Adjusted Beteiligungsergebnis verringerte sich im Geschäftsjahr 2011 gegenüber dem Vorjahr um 8,9 % auf 175,2 Mio. €. Ohne Konsolidierungseffekte würde das Adjusted Beteiligungsergebnis 2,8 % unter dem Vorjahreswert liegen. Ursächlich für die Ergebniseinbußen ist unter anderem ein Ergebnisrückgang bei der EWE Aktiengesellschaft. Der Fehlbetrag im Adjusted Finanzergebnis erhöhte sich im Geschäftsjahr 2011 auf 735,3 Mio. €, nach 669,8 Mio. € im Jahr zuvor. Diese Ausweitung des Fehlbetrags resultiert aus einer höheren Aufzinsung für Kernenergierückstellungen und gestiegenen periodenfremden Zinsen. Aufgrund des Rückgangs des Adjusted EBIT reduzierten sich die Adjusted Ertragsteuern von 435,6 Mio. € auf nun 311,4 Mio. €. Die Adjusted Ertragsteuerquote lag mit rund 30 % auf dem Niveau des Vorjahres. Der Adjusted Konzernüberschuss, bezogen auf das auf die Aktionäre der EnBW AG entfallende Ergebnis, verringerte sich von 964,3 Mio. € im Vorjahr um 32,8 % auf 647,7 Mio. € im Berichtsjahr. Neutrales Ergebnis scroll
1 Vorjahreszahlen angepasst. Außerordentliche Belastungen führten im abgelaufenen Geschäftsjahr zu einem Fehlbetrag im neutralen EBITDA von 644,3 Mio. € (Vorjahr: Überschuss von 456,3 Mio. €). Der Fehlbetrag ist im Besonderen auf die deutlich erhöhten Aufwendungen im Kernenergiebereich zurückzuführen. Nach 63,2 Mio. € im Vorjahr betrugen sie im Berichtszeitraum 487,3 Mio. €. Aufgrund der sofortigen und endgültigen Stilllegung zweier Kernkraftwerke der EnBW im Zuge der 13. Atomgesetznovelle waren im Berichtsjahr eine außerordentliche Zuführung zu den Stilllegungsrückstellungen sowie eine Abschreibung auf die im Reaktor befindlichen Kernbrennelemente notwendig. Zudem machte die Rücknahme der Laufzeitverlängerung und ein somit früherer Rückbau der übrigen Kernkraftwerke ebenfalls höhere Stilllegungsrückstellungen erforderlich. Die Veräußerungsgewinne der Berichtsperiode verringerten sich gegenüber dem Vorjahr um 94,3 % auf 26,8 Mio. €. Der hohe Vorjahreswert resultierte aus den Verkäufen der GESO und ihrer Tochterunternehmen und dem Prager Fernwärmeversorger Prazská teplárenska a.s. (PT). Darüber hinaus wurde 2010 ein Ertrag aus dem sukzessiven Erwerb der PRE erzielt. Erhöhte Restrukturierungskosten von 155,8 Mio. €, insbesondere für Personalabbaumaßnahmen im Rahmen des Effizienzprogramms „Fokus“, beeinflussten 2011 das neutrale EBITDA zusätzlich negativ. Das sonstige neutrale Ergebnis betrifft vor allem die Zuführung zu Rückstellungen. Im Vorjahr waren im sonstigen neutralen Ergebnis Entschädigungszahlungen für die vorzeitige Kündigung eines langfristigen Stromliefervertrags enthalten. Die außerplanmäßigen Abschreibungen stiegen 2011 auf 282,9 Mio. €, nach 257,6 Mio. € im Vorjahr. Grund für diese Erhöhung waren außerplanmäßige Abschreibungen im Anlagevermögen infolge der dauerhaften Stilllegung zweier Kernkraftwerke sowie Abschreibungen auf die Gasnetze. In Summe ergibt sich für die Berichtsperiode ein negatives neutrales EBIT von 927,2 Mio. €, nach einem positiven Ergebnis von 198,7 Mio. € im Jahr zuvor. Das neutrale Beteiligungsergebnis 2011 lag mit einem Fehlbetrag von 821,6, Mio. € deutlich unter dem Vorjahreswert von -89,1 Mio. €. Maßgeblich hierfür waren Wertberichtigungen, die für die Beteiligungen an der EWE Aktiengesellschaft (EWE) und der EVN AG vorgenommen werden mussten. Ursachen für die Wertberichtigung bei der EWE in Höhe von 384,8 Mio. € waren ein aufgrund erhöhter Unsicherheiten am Kapitalmarkt gestiegener Kapitalisierungszinssatz und veränderte energiewirtschaftliche Rahmenbedingungen. Der Konzernbuchwert der EVN AG wurde durch eine Abschreibung in Höhe von 245,4 Mio. € an das Marktniveau angepasst. Des Weiteren schlugen sonstige neutrale Belastungen im Rahmen der Equity-Bewertung der EWE in Höhe von 91,9 Mio. € und der EVN AG in Höhe von 89,1 Mio. € zu Buche. Das neutrale Finanzergebnis in Höhe von -71,4 Mio. € wurde 2011 im Wesentlichen von Abschreibungen auf Wertpapiere in Höhe von 71,2 Mio. €, die in Zusammenhang mit Kursrückgängen an den Aktienmärkten notwendig wurden, negativ beeinflusst. Der neutrale Steuerertrag belief sich 2011 auf 277,7 Mio. €, nachdem im Vorjahr noch ein Steuerertrag von 76,0 Mio. € verbucht wurde. Ausschlaggebend für diese Entwicklung ist das hohe negative neutrale EBIT im Berichtsjahr. Insgesamt ergibt sich für das abgelaufene Geschäftsjahr somit ein neutraler Konzernfehlbetrag von 1.542,5 Mio. €. Der davon auf die Aktionäre der EnBW AG entfallende Ergebnisanteil beträgt -1.515,0 Mio. €, nach 192,9 Mio. € im Vorjahr. Überleitung Ergebnis FinanzlageFinanzmanagement der EnBWGrundlagen und ZieleDas Finanzmanagement des EnBW-Konzerns verfolgt die Ziele, die Kapitalkosten zur Finanzierung der Unternehmensstrategie möglichst gering zu halten, die jederzeitige Liquidität der operativen Geschäftstätigkeit sicherzustellen und das Risiko von Zinsänderungen für den Konzern zu begrenzen. Zudem wollen wir den Erhalt eines Ratings im A-Bereich gewährleisten. Diese Zielsetzungen bestimmen die Maßnahmen zur Optimierung der Kapitalstruktur. Die Verschuldung bewegt sich in einer angemessenen Bandbreite. Der dynamische Verschuldungsgrad – das Verhältnis der bereinigten Nettoschulden zum Adjusted EBITDA – sowie weitere für die Ratingagenturen relevante Kennzahlen werden zur Unternehmenssteuerung verwendet. Die Minimierung der Kapitalkosten erfolgt unter der Prämisse, die finanzielle Flexibilität zur Ausübung von strategischen Optionen sicherzustellen. Die Finanzierungsstrategie orientiert sich an den folgenden Grundsätzen und Zielen: > Aufbau der Finanzierung auf einer Mehrsäulenstrategie, sodass in Abhängigkeit von den Zielen des Finanzmanagements die verschiedenen Finanzierungsinstrumente flexibel in Anspruch genommen werden können. > Umsetzung einer langfristigen Ausfinanzierung an den Kapitalmärkten, die die Fristenkongruenz zur Kapitalbindung der Aktiva in der Bilanz wahrt. Bankenfinanzierungen werden nur in Einzelfällen eingesetzt und dienen häufig nur der Zwischenfinanzierung. Dies ermöglicht eine langfristige Finanzierung zu kostengünstigen Konditionen. > Aufbau einer ausgewogenen Investorenbasis in den Fremdkapitalmärkten. Die EnBW misst der Diversifizierung eine hohe Bedeutung bei, sowohl in geografischer Hinsicht als auch abgestimmt auf die unterschiedlichen Zielsetzungen der Investoren. > Einsatz von Zinsswaps in klar definierten Grenzen, um die Finanzierungskonditionen zu optimieren. Im operativen Geschäft werden Derivate grundsätzlich nur zur Absicherung von Grundgeschäften eingesetzt, beispielsweise bei Termingeschäften im Handel mit Strom und Primärenergieträgern. Dies gilt gleichermaßen für Devisen- und Zinsderivate. Der Eigenhandel ist zudem nur innerhalb enger, klar definierter Limite erlaubt. Die Steuerung der Finanzaktiva (Asset-Management) auf Basis der entsprechenden Rückstellungsverpflichtungen ist ebenfalls Aufgabe des Finanzmanagements. Auf Basis eines cashfloworientierten Modells ermittelt die EnBW die sich in den nächsten 30 Jahren ergebenden Effekte in der Bilanz, Gewinn- und Verlust- sowie in der Cashflow-Rechnung. Dabei berücksichtigt das Modell die versicherungsmathematischen Gutachten zu Pensionsrückstellungen sowie externe Gutachten zu Nuklearrückstellungen. Zugleich ermöglicht es die Simulation verschiedener Szenarien. Damit der Konzern jederzeit in der Lage ist, seine Zahlungsverpflichtungen uneingeschränkt zu erfüllen, verantwortet das Finanzmanagement außerdem die Sicherung des finanziellen Vermögens des EnBW-Konzerns in seinem Bestand und seiner Abwicklung sowie in der Gewährleistung ausreichender Liquiditätsreserven. Die Treasury-Richtlinie des EnBW-Konzerns wird durch die durch den Gesamtvorstand der EnBW zugelassenen Finanzgeschäfte und den vorgegebenen Handlungsrahmen definiert. Alle vollkonsolidierten oder durch einen Gewinnabführungsvertrag mit der EnBW AG verbundenen Gesellschaften sind in den Geltungsrahmen der Richtlinie eingeschlossen, die für alle weiteren Unternehmen Grundsatzcharakter besitzt. Die zentrale Steuerung des Finanzmanagements dient der Risikominimierung, Transparenz und Kostenoptimierung. TreasuryDas Treasury steuert sämtliche Prozesse für alle vollkonsolidierten oder durch einen Gewinnabführungsvertrag mit der EnBW AG verbundenen Unternehmen. Das Liquiditätsmanagement erfolgt im Rahmen einer systemgestützten rollierenden Liquiditätsplanung und gilt für den zuvor definierten Geltungsbereich. Außerdem verantwortet das Treasury neben der zentralen Verwaltung der Kredit- und Avallinien sowie der Vergabe von Garantie- und Patronatserklärungen auch das Zinsrisiko- und Währungsmanagement. Zinsrisiko- und WährungsmanagementDas Zinsrisiko- und Währungsmanagement umfasst die Steuerung und Überwachung verzinslicher und zinssensitiver Aktiva und Passiva. Im Zuge einer rollierenden Liquiditätsplanung berichten die einbezogenen Gesellschaften regelmäßig über die bestehenden Risikopositionen. Auf Basis einer quartalsweisen Analyse auf aggregierter Ebene wird eine Zinsrisikostrategie erarbeitet. Ziel ist es, den Einfluss von Zinsschwankungen beziehungsweise -risiken auf die Ertrags- und Vermögenslage zu begrenzen. Zu 75 % sind die Zinssätze der Finanzverbindlichkeiten des EnBW-Konzerns vertraglich fixiert. Folglich wirkt sich eine Änderung des Zinsniveaus nur auf die verbleibenden 25 % der Finanzverbindlichkeiten aus. Hieraus können sich Effekte für das Zinsergebnis der EnBW ergeben. Das Risikopotenzial wird auf Basis aktueller Zinssätze und möglicher Veränderungen dieser Zinssätze ermittelt. Die aus dem operativen Geschäft resultierenden Währungspositionen werden grundsätzlich durch entsprechende Devisentermingeschäfte geschlossen. Ab einer Nettoposition von 1 Mio. € für den Risikozeitraum von zwölf Monaten informieren die Einzelgesellschaften die Holding. Insgesamt haben Währungsschwankungen aus operativer Tätigkeit keine wesentlichen Auswirkungen auf das Ergebnis der EnBW. Im Rahmen des Währungsmanagements werden eventuelle Translationsrisiken einzelfallabhängig einem Monitoring unterzogen. Asset-ManagementWir sind bestrebt, die langfristigen Pensions- und Kernenergierückstellungen des Konzerns innerhalb eines ökonomisch sinnvollen Zeitraums durch entsprechende Finanzanlagen zu decken. Ziel ist es, die vorgegebenen Anlageziele bei minimalem Risiko zu erreichen. Im Berichtsjahr haben wir die Optimierung des Risiko-/Ertrags-Profils der Finanzanlagen weiter vorangetrieben. Verteilt auf insgesamt acht Asset-Klassen summierte sich das Anlagevolumen 2011 auf rund 6 Mrd. € (Vorjahr: 6 Mrd. €). Die Finanzanlagen sind in vier Masterfonds mit folgenden Anlagezielen gebündelt: > langfristige Zielrendite der Finanzanlagen bei 5,5 % > Risikominimierung > Minimierung der Auswirkungen auf Bilanz sowie Gewinn- und Verlustrechnung > breite Diversifizierung der Asset-Klassen > Kostenreduktion und Verwaltungsvereinfachung FinanzierungsfazilitätenDem EnBW-Konzern stehen neben der Innenfinanzierungskraft mit einem Free Cashflow von 711,2 Mio. € im Jahr 2011 und eigenen Mitteln folgende Instrumente zur Deckung des Gesamtfinanzierungsbedarfs zur Verfügung: > Commercial-Paper-(CP-)Programm über insgesamt 2,0 Mrd. € (zum 31. Dezember 2011 ungenutzt) > syndizierte Kreditlinie mit fünf Jahren Laufzeit über 2,0 Mrd. € (zum 31. Dezember 2011 ungenutzt) > bilaterale kurzfristige Kreditlinien (397 Mio. €, zum 31. Dezember 2011 ungenutzt) > Euro-Medium-Term-Note-(EMTN-)Programm mit einem Rahmen von 7,0 Mrd. € (zum 31. Dezember 2011 mit 5,0 Mrd. € genutzt) > Maßnahmen zur Eigenkapitalstärkung und Emission von Sonderprodukten Die EnBW hat am 24. Oktober 2011 eine Hybridanleihe mit einem Volumen von 750 Mio. € erfolgreich am Kapitalmarkt platziert. Sie hat eine Laufzeit von rund 60 Jahren mit Rückzahlungsrechten alle fünf Jahre nach dem ersten Zinszahlungszeitpunkt. Bis zum ersten möglichen Rückzahlungszeitpunkt wird die Anleihe von den Ratingagenturen zur Hälfte als Eigenkapital anerkannt, was das Rating der EnBW im A-Bereich unterstützt. Die Transaktion wurde von Barclays Capital und Deutsche Bank in Zusammenarbeit mit der EnBW strukturiert. Die Platzierung wurde zusätzlich mit einem Bankensyndikat aus Goldman Sachs, Morgan Stanley und Société Générale durchgeführt. Letzter Rückzahlungstag wird der 2. April 2072 sein. Der erste Zinszahlungszeitpunkt ist am 2. April 2012. Die Anleihe ist mit einem Coupon von zunächst 7,375 % ausgestattet und nachrangig gegenüber allen anderen Finanzverbindlichkeiten. Trotz der komplexen Struktur der Anleihe bestand eine lebhafte Nachfrage. Das Bookbuilding fand innerhalb weniger Stunden statt, die Anleihe war deutlich überzeichnet. Als Sonderprodukte bestanden zum 31. Dezember 2011 konzernweit Anleihen im Umfang von 400 Mio. CHF. Die Dokumentationen für kurz- und langfristige Kapitalmarktaufnahmen unter dem etablierten EMTN- und dem CP-Programm sowie alle weiteren Kreditdokumentationen mit Banken (zum Beispiel syndizierte Kreditlinien) enthalten international übliche Standardklauseln. Ein wesentlicher Bestandteil der Finanzierungspolitik der EnBW ist die Abgabe einer Negativerklärung sowie eine Pari-passu-Klausel gegenüber den Gläubigern. Im Geschäftsjahr 2011 verfügte die EnBW jederzeit über den erforderlichen Zugang zum Kapitalmarkt, es bestanden keine Kapitalmarktfälligkeiten. Die für das Jahr 2012 bestehenden Anleihefälligkeiten können ohne eine Neuaufnahme von Finanzverbindlichkeiten zurückgezahlt werden. Das Fälligkeitsprofil der EnBW-Anleihen ist ausgewogen. Wir erwarten, dass die geplanten Nettoinvestitionen aufgrund der starken Innenfinanzierungskraft, abgesehen von möglichen Zwischenfinanzierungen, insgesamt aus dem operativen Cashflow finanziert werden können. Die Verbandsversammlung des Zweckverbands Oberschwäbische Elektrizitätswerke (OEW) hat am 17. Oktober 2011 beschlossen, die EnBW grundsätzlich mit weiterem Kapital zu unterstützen. Im Hinblick auf eine von der EnBW im Jahr 2012 beabsichtigte Kapitalerhöhung hat die Verbandsversammlung der OEW am 27. Januar 2012 einstimmig beschlossen, sich über ihre Tochtergesellschaft OEW Energie-Beteiligungs GmbH mit bis zu 400 Mio. € an einer Kapitalerhöhung der EnBW zu beteiligen. Anfang Dezember teilte das Land Baden-Württemberg mit, dass es ebenfalls zu einer Kapitalerhöhung bei der EnBW bereit sei. Der Landtag schaffte am 15. Februar 2012 mit der Verabschiedung des Staatshaushaltsgesetzes 2012 die erforderlichen Voraussetzungen dafür, dass sich die NECKARPRI GmbH oder ein mit ihr im Sinne des § 15 Aktiengesetz verbundenes Unternehmen an der beabsichtigten Kapitalerhöhung in Höhe von ebenfalls bis zu 400 Mio. € beteiligen kann. Erläuterungen zu den Finanzverbindlichkeiten befinden sich in Textziffer 24 des Anhangs zum Konzernabschluss. Rating und RatingentwicklungEine wesentliche Zielsetzung der EnBW-Finanzstrategie besteht darin, ein Rating im A-Bereich zu gewährleisten. Seit dem Beginn der Bonitätsbewertung durch die Ratingagenturen Standard & Poor’s (2000), Moody’s (2002) und Fitch (2009) hat die EnBW diese Anforderung stets erfüllt. Die energiepolitischen Entscheidungen in Deutschland und ihre Konsequenzen für die inländische Energiebranche führten allerdings 2011 zu einer intensiven Beobachtung der deutschen Energieversorger durch die Ratingagenturen. scroll
Am 23. November 2011 hat Standard & Poor’s (S&P) das A-Rating der EnBW bestätigt und den Ausblick auf „stabil“ angehoben. Dies spiegelt einerseits die Erwartung von S&P wider, dass sich das Kreditrisikoprofil der EnBW aufgrund des schnellen Kernenergieausstiegs in Deutschland und geringerer Margen aus der Stromerzeugung verschlechtert. Andererseits ergibt sich aus dem Wechsel in der Anteilseignerstruktur zu Beginn des Jahres 2011 laut S&P die Möglichkeit der Unterstützung durch das Land Baden-Württemberg, was sich positiv in der Ratingbewertung niederschlägt. So erwartet S&P eine Unterstützung der Aktionäre zur Verbesserung der Kapitalstruktur. S&P hebt darüber hinaus die starke Liquiditätsposition der EnBW hervor und geht davon aus, dass das Management der EnBW das Unternehmen aktiv steuert, um die Ratingkennzahlen einzuhalten. Am 20. Dezember 2011 hat Moody’s die EnBW neu bewertet und die Ratingeinstufung von A2 auf A3 mit einem negativen Ausblick verändert. Moody’s begründet diese Herabstufung vor allem mit reduzierten Erträgen und Cashflows aufgrund der Schließung zweier Kernkraftwerke der EnBW 2011, der Kernbrennstoffsteuer und gesunkenen Großhandelsmarktpreisen. Gleichzeitig erkennt Moody’s das umfangreiche Maßnahmenpaket der EnBW und die Unterstützung durch die Großaktionäre bei der geplanten Kapitalerhöhung an. Berücksichtigt wird auch die Aktionärsstruktur der EnBW. Allerdings führt Moody’s an, dass das Land Baden-Württemberg erst seit Kurzem Eigentümer der EnBW ist, woraus sie keine Verbesserung der Ratingeinstufung ableitet. Der negative Ausblick reflektiert vor allem das Umsetzungsrisiko der Maßnahmen. Moody’s geht aber davon aus, dass die Maßnahmen zur Stärkung der Kapitalstruktur und Profitabilitätssteigerung zu einer Stabilisierung der Finanzkennzahlen führen. Die EnBW will ihr Rating im A-Bereich mittelfristig erhalten, um weiterhin > eine erstklassige Adresse für Finanzierungspartner zu sein, ohne Einschränkungen in ihren Finanzierungsmöglichkeiten, > als zuverlässiger Geschäftspartner in ihren Handelsaktivitäten zu gelten, > möglichst niedrige Zinsaufwendungen pro Jahr zu haben und > eine angemessene Anzahl von Projekten realisieren zu können und damit ihre Zukunftsfähigkeit zu erhalten. Unser bereits Ende 2010 beschlossenes, umfangreiches Maßnahmenpaket, das der Untermauerung der finanziellen Stärke des Unternehmens dient, haben wir im Lauf des Berichtsjahres und im Hinblick auf die Energiewende in Deutschland angepasst. Vor allem haben wir das Volumen der geplanten Desinvestitionen erhöht, Kapitalmaßnahmen eingeleitet und das bestehende Effizienzprogramm „Fokus“ aufgestockt. Zudem haben wir unser strategisches Profil geschärft. Als wesentliche Steuerungsgröße des Finanzmanagements und Indikator für die Kennzahlen der Ratingagenturen dient der dynamische Verschuldungsgrad. Zum Bilanzstichtag 2011 belief sich der dynamische Verschuldungsgrad des EnBW-Konzerns auf 3,59.  Investitionsanalyse scroll
1 Mit dem Erwerb übernommene flüssige Mittel sind nicht enthalten. Diese betragen im Berichtszeitraum 0,0 Mio. € (Vorjahr: 12,1 Mio. €). ² Ohne Beteiligungen, die als Finanzinvestitionen gehalten werden. ³ Mit dem Verkauf abgegebene flüssige Mittel sind nicht enthalten. Diese betragen im Berichtszeitraum 0,0 Mio. € (Vorjahr: 63,0 Mio. €). Im abgelaufenen Geschäftsjahr reduzierte der EnBW-Konzern die Gesamtinvestitionssumme um 1.008,9 Mio. € auf 1.319,0 Mio. €. Im Vorjahreswert von 2.327,9 Mio. € waren umfangreiche Finanzinvestitionen enthalten. Die Investitionen in immaterielle Vermögensgegenstände und Sachanlagen beliefen sich in der Berichtsperiode auf 1.171,6 Mio. €, das sind 453,2 Mio. € oder 27,9 % weniger als im Vorjahreszeitraum. Der Anteil der Investitionen in immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen beträgt 88,8 % der Gesamtinvestitionen, nach 69,8 % im Vorjahr. Der Großteil der Investitionen entfiel mit 44 % auf Ersatz- und Erneuerungsmaßnahmen, vor allem für Kraftwerke und Netzinfrastruktur. Für Wachstumsprojekte wurden 37 % sowie für Erweiterungsprojekte 19 % der Gesamtinvestitionen verwendet. Die Investitionen in erneuerbare Energien machten rund 16 % der Gesamtinvestitionen aus. Im Wesentlichen bezogen sich diese auf die Inbetriebnahme von EnBW Baltic 1, des ersten Offshore-Windparks der EnBW, und auf die Vorbereitung für den Bau des zweiten Offshore-Windparks, EnBW Baltic 2.  Auf das Geschäftsfeld Strom Erzeugung und Handel entfiel – wie schon im Vorjahr – der größte Teil der Investitionen. Gegenüber dem Vorjahr hat sich der Wert jedoch um 45,5 % auf 508,3 Mio. € reduziert. Der Konzern investierte vor allem in fortlaufende Projekte wie den Bau des Steinkohlekraftwerks RDK 8 in Karlsruhe, die Erweiterung des Wasserkraftwerks Iffezheim, die Realisierung der Offshore-Windanlagen in der Ostsee sowie das bereits Ende 2010 technisch in Betrieb genommene Wasserkraftwerk in Rheinfelden. Die Investitionen im Geschäftsfeld Strom Netz und Vertrieb lagen mit 379,1 Mio. € auf dem Niveau des Vorjahres (2010: 383,3 Mio. €). Die Mittel flossen primär in Projekte, die die kontinuierliche Modernisierung und den Ausbau unserer Netze – besonders für den Anschluss sowie Netzertüchtigungen der Anlagen zur Erzeugung von erneuerbaren Energien – vorantreiben. Die Investitionen im Geschäftsfeld Gas erhöhten sich um 28,8 %, von 92,7 Mio. € auf 119,4 Mio. €. Im Wesentlichen investierten wir in den Fortschritt beim Bau des Gasspeichers in Etzel. Auf das Geschäftsfeld Energie- und Umweltdienstleistungen entfielen Investitionen in Höhe von 164,8 Mio. €. Damit reduzierte sich das Volumen um 23,5 % gegenüber 215,4 Mio. € im Vorjahr. Ein wesentlicher Teil wurde im Berichtsjahr in den Bau eines Ersatzbrennstoffkraftwerks in Eisenhüttenstadt investiert. Die Finanzakquisitionen der EnBW reduzierten sich 2011 gegenüber dem Vorjahr von 703,1 Mio. € um 79,0 % auf 147,4 Mio. €. Im laufenden Jahr ist hier vor allem eine nachträgliche Kaufpreiszahlung im Rahmen des Anteilserwerbs an der EWE Aktiengesellschaft zu nennen. Der höhere Vorjahreswert war bedingt durch die Aufstockung der Anteile an dem tschechischen Energieversorger PRE sowie den Anteilserwerb an der Gesellschaft für die Beteiligung am Kraftwerk Rostock mbH. Die Desinvestitionen betrugen im Geschäftsjahr 2011 413,3 Mio. €, nach 971,8 Mio. € im Jahr zuvor. Ein wesentlicher Teil der Summe entfällt auf die klassischen Desinvestitionen mit der Veräußerung von Anteilen an der Energiedienst Holding AG. 25,2 Mio. € stammen aus dem erfolgreichen Verkauf von Anteilen am Offshore-Windpark EnBW Baltic 1 an Stadtwerke und betreffen damit die Desinvestitionen in Beteiligungsmodelle. Die höhere Desinvestitionssumme im Jahr zuvor ist vor allem auf den Verkauf der GESO und ihrer Tochterunternehmen zurückzuführen. Per Saldo betrug die Nettoinvestitionssumme im Geschäftsjahr 2011 905,7 Mio. €, gegenüber 1.356,1 Mio. € in der Vorberichtsperiode.  Für den Erwerb von immateriellen Vermögenswerten und Sachanlagen bestanden zum 31. Dezember 2011 Investitionsverpflichtungen in Höhe von 1.146,1 Mio. € (Vorjahr: 1.414,7 Mio. €). Die Verpflichtungen zum Erwerb von Unternehmen betrugen 481,1 Mio. € (Vorjahr: 474,5 Mio. €). Die Finanzierung der Investitionsverpflichtung wird aus dem laufenden Cashflow erfolgen. Liquiditätsanalyse scroll
1 Vorjahreszahlen angepasst. Im abgelaufenen Geschäftsjahr verringerte sich der Funds from Operations (FFO) vor Steuern und Finanzierung im Vergleich zu 2010 um 22,8 % auf 2.185,1 Mio. €. Der Rückgang ist im Wesentlichen auf das geminderte Konzern-EBITDA zurückzuführen. Der FFO verzeichnet im Vergleich zum EBITDA einen geringeren Rückgang, was durch neutrale, nicht zahlungswirksame Sachverhalte im EBITDA bedingt ist. Der höhere Anstieg der Vermögenswerte und Schulden aus der operativen Geschäftstätigkeit – im Wesentlichen verursacht durch höhere Sicherheitsleistungen für Derivate – ließ den Operating Cashflow 2011 deutlich um 32,1 % auf 1.740,1 Mio. € sinken, nach 2.560,9 Mio. € im Vorjahr. Die gezahlten Ertragsteuern fielen 2011 geringer als im Jahr zuvor aus. Insgesamt beliefen sich diese auf 23,5 Mio. €, nach 311,6 Mio. € im Jahr 2010. Hintergrund dieser Entwicklung war die Veräußerung eines Körperschaftsteuerguthabens, das zu einem Mittelzufluss führte. 2010 mussten darüber hinaus im Vergleich zum Berichtsjahr höhere Steuervorauszahlungen geleistet werden. Die Investitionen in immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen sanken 2011 um 27,9 % auf 1.171,6 Mio. €. Der Free Cashflow vor Finanzierung reduzierte sich im Geschäftsjahr 2011 um 34,8 % auf 690,8 Mio. €. Die erhaltenen Zinsen und Dividenden sowie die gezahlten Zinsen im Finanzierungsbereich liegen auf Vorjahresniveau. In Summe sank der Free Cashflow nach Finanzierung 2011 um 34,5 % auf 711,2 Mio. €. scroll
Die Verringerung der Investitionen in immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen im Geschäftsjahr 2011 führte zu einem reduzierten Mittelabfluss aus Investitionstätigkeit. Der Mittelabfluss lag im Berichtsjahr mit 670,4 Mio. € deutlich unter dem Niveau des Vorjahres von 1.272,6 Mio. €. Beim Cashflow aus Finanzierungstätigkeit ergab sich 2011 ein gegenüber dem Vorjahr (2010: 1.001,2 Mio. €) deutlich reduzierter Mittelabfluss in Höhe von 170,9 Mio. €. Die Gründe hierfür waren neben dem Mittelzufluss aus der Emission der Hybridanleihe auch Einzahlungen aus Anteilsveränderungen weiterhin vollkonsolidierter Unternehmen. Unter Berücksichtigung geringfügig negativer Währungskursveränderungen erhöhten sich die flüssigen Mittel des Konzerns per 31. Dezember 2011 im Vergleich zum Jahresultimo 2010 um 898,3 Mio. €. Die Zahlungsfähigkeit des EnBW-Konzerns war im Geschäftsjahr 2011 auf Basis der vorhandenen liquiden Mittel und des weiterhin deutlich positiven Free Cashflows sowie der verfügbaren externen Finanzierungsquellen jederzeit gewährleistet. Die künftige Zahlungsfähigkeit des Unternehmens wird durch die solide Finanzlage abgesichert. Unter anderem wird diese durch ungenutzte Kreditlinien in Höhe von 2,397 Mrd. € unterstützt, deren Verwendung keinen Beschränkungen unterliegt. Vermögenslagescroll
1 Vorjahreszahlen angepasst. Die Bilanzsumme des EnBW-Konzerns belief sich zum Stichtag 31. Dezember 2011 auf 35.820,7 Mio. €, weitgehend unverändert zum Vorjahreswert von 35.780,1 Mio. €. Die langfristigen Vermögenswerte verringerten sich im Stichtagsvergleich um 5,1 % auf 25.338,1 Mio. €. Der Rückgang ist vor allem auf geringere Buchwerte bei den at equity bewerteten Unternehmen im Rahmen von Wertberichtigungen auf die Beteiligungen an der EWE Aktiengesellschaft und der EVN AG zurückzuführen. Hinzu kommen Kursrückgänge bei den Wertpapieren. Die kurzfristigen Vermögenswerte nahmen um 1.209,1 Mio. € auf 10.272,7 Mio. € zu. Im Wesentlichen ist dies bedingt durch den Anstieg der sonstigen kurzfristigen Vermögenswerte um 650,4 Mio. € sowie der flüssigen Mittel um 898,3 Mio. €. Die Zunahme der flüssigen Mittel resultiert unter anderem aus den Mittelzuflüssen aufgrund der Emission der Hybridanleihe und der Reduzierung unseres Anteils an der Energiedienst Holding AG. Die zur Veräußerung gehaltenen Vermögenswerte erhöhten sich zum Stichtag 2011 um 198,1 Mio. € auf 209,9 Mio. €. Hintergrund ist die geplante Veräußerung unserer polnischen Beteiligungen. Aufgrund des Konzernfehlbetrags 2011 sowie erfolgsneutraler Veränderungen im Stichtagsvergleich ging das Eigenkapital per 31. Dezember 2011 um 19,3 % auf 6.133,4 Mio. € zurück. Die langfristigen Schulden verringerten sich zum Stichtag 31. Dezember 2011 geringfügig auf 20.747,1 Mio. €, nach 20.765,5 Mio. € zum Jahresultimo 2010. Dabei stiegen die langfristigen Rückstellungen um 705,4 Mio. € auf 11.027,5 Mio. €. Darin enthalten sind erhöhte Rückstellungen im Kernenergiebereich. Gegenläufig wirkte der Rückgang der latenten Steuern um 305,0 Mio. € auf 1.495,3 Mio. €. Auch die langfristigen Finanzverbindlichkeiten nahmen ab: von 6.677,4 Mio. € vor Jahresfrist auf 6.263,7 Mio. € zum Bilanzstichtag. Darin enthalten sind zwei gegenläufige Entwicklungen: Durch die Umgliederung von Anleiheverbindlichkeiten in Höhe von 1 Mrd. €, die Ende Februar 2012 zur Rückzahlung anstehen, verringerten sich die langfristigen Finanzverbindlichkeiten, während sich die kurzfristigen Finanzverbindlichkeiten erhöhten. Andererseits erhöhte die Emission der Hybridanleihe im Dezember 2011 die langfristigen Verbindlichkeiten. Die kurzfristigen Schulden stiegen insgesamt um 1.527,5 Mio. € auf 8.939,6 Mio. €, vor allem bedingt durch die Umgliederung der Anleiheverbindlichkeiten. Zudem erhöhten sich die Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen sowie die übrigen Verbindlichkeiten. scroll
1 Vorjahreszahlen angepasst. Die Eigenkapitalquote sank per 31. Dezember 2011 auf 17,1 %, bedingt durch die negative Ergebnisentwicklung im abgelaufenen Geschäftsjahr. Das durchschnittliche Capital Employed nahm angesichts der positiven – gegenüber dem Vorjahr jedoch reduzierten – Nettoinvestitionen um 2,1 % auf 15.720,5 Mio. € zu. Das Verhältnis der bereinigten Nettoschulden zum Eigenkapital verschlechterte sich 2011 von 1,1 auf 1,4. Die Kennzahl „Deckungsgrad langfristige Vermögenswerte“ wurde durch das verminderte Eigenkapital ebenfalls negativ beeinflusst und lag nach 3,5 im Vorjahr bei 4,1 im aktuellen Jahr. Bereinigte NettoschuldenZum 31. Dezember 2011 lagen die bereinigten Nettoschulden mit 8.809,4 Mio. € geringfügig über dem Vorjahresniveau von 8.694,1 Mio. €. Die kurzfristigen Finanzmittel stiegen um 1.045,7 Mio. €. Gründe hierfür waren der Mittelzufluss im Rahmen der im Oktober 2011 begebenen Hybridanleihe und die Veräußerung eines Anteils von 15,05 % an der Energiedienst Holding AG im Dezember 2011. Dagegen liefen im Berichtsjahr nicht zahlungswirksame Sondereffekte wie die höheren Kernenergierückstellungen und die gesunkenen Marktwerte unserer Wertpapiere aufgrund der starken Kursrückgänge an den Aktienmärkten. Die Emission der Hybridanleihe ging in die Position „Anleihen“ ein, die sich im Stichtagsvergleich um 705,4 Mio. € erhöhte. Da der Nominalwert der Hybridanleihe zu 50 % als Eigenkapital anerkannt wird, sind 375,0 Mio. € bei den bereinigten Nettoschulden in Abzug zu bringen. scroll
1 Vorjahreszahlen angepasst. ² Bereinigt um Bewertungseffekte aus zinsinduzierten Sicherungsgeschäften und 50 % des Nominalbetrags der Hybridanleihe betragen die Nettofinanzschulden 4.853,5 Mio. € (Vorjahr: 5.562,4 Mio. €). ³ Beinhaltet Beteiligungen, die als Finanzinvestitionen gehalten werden. 4 Unsere Hybridanleihe erfüllt aufgrund ihrer Strukturmerkmale die Kriterien für die Klassifizierung je zur Hälfte als Eigenkapital und Fremdkapital bei den Ratingagenturen Moody'sund Standard & Poor's. Der dynamische Verschuldungsgrad setzt die bereinigten Nettoschulden ins Verhältnis zum Adjusted EBITDA. scroll
1 Vorjahreszahlen angepasst. Zum 31. Dezember 2011 erhöhte sich der dynamische Verschuldungsgrad auf 3,59. Ursache hierfür war das gegenüber dem Vorjahr um 14,2 % rückläufige Adjusted EBITDA. Wertbeitrag scroll
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1 Vorjahreszahlen angepasst. Im Geschäftsjahr 2011 hat der EnBW-Konzern einen positiven Wertbeitrag in Höhe von 471,6 Mio. € generiert, der jedoch niedriger als im Vorjahr ausfiel. Wesentliche Ursache für den Rückgang ist das 2011 deutlich niedrigere Adjusted EBIT inklusive Beteiligungsergebnis. Daneben kam es im Vorjahresvergleich auch zu einem leichten Anstieg beim durchschnittlichen Capital Employed. Dementsprechend ermäßigte sich im Geschäftsjahr 2011 der ROCE um 2,5 Prozentpunkte auf 11,7 %. Zur Wertbeitragsentwicklung der GeschäftsfelderDer Wertbeitrag im Geschäftsfeld Strom Erzeugung und Handel reduzierte sich gegenüber dem Vorjahr deutlich von 1.126,8 Mio. € auf 760,8 Mio. €. Neben dem rückläufigen operativen Ergebnis wirkte sich auch der Anstieg der Kapitalbasis auf ROCE und Wertbeitrag entsprechend aus. Die höhere Kapitalbasis ist vor allem auf Sachinvestitionen in fortlaufende Projekte wie den Bau des Steinkohlekraftwerks RDK 8 in Karlsruhe, die Erweiterung des Wasserkraftwerks Iffezheim, die Entwicklung und Realisierung von Windkraftprojekten, insbesondere der Offshore-Windanlagen in der Ostsee (Baltic 1 und Baltic 2), sowie das bereits Ende 2010 technisch in Betrieb genommene Wasserkraftwerk in Rheinfelden zurückzuführen. Im Geschäftsfeld Strom Netz und Vertrieb belief sich der Wertbeitrag auf -73,7 Mio. € nach -12,6 Mio. € im Vorjahr. Der Rückgang in diesem Segment ist bedingt durch das gegenüber 2010 geringere operative Ergebnis bei gleichzeitiger Erhöhung der Kapitalbasis. Der Anstieg der Kapitalbasis resultiert im Wesentlichen aus der seit Ende des dritten Quartals 2010 vorgenommenen Vollkonsolidierung des tschechischen Energieversorgers Pražská energetika a.s. (PRE). Des Weiteren wirken sich Sachinvestitionen in die kontinuierliche Modernisierung und den Ausbau unserer Netze, insbesondere für den Anschluss sowie die Netzertüchtigungen der Anlagen zur Erzeugung von erneuerbaren Energien, erhöhend aus. Aufgrund der Durchschnittsbildung für das Capital Employed schlägt sich die Vollkonsolidierung von PRE erstmalig vollständig in der Kapitalbasis nieder. Der Wertbeitrag im Geschäftsfeld Gas reduzierte sich gegenüber dem Geschäftsjahr 2010 um 11,6 Mio. € auf -46,6 Mio. € im Jahr 2011, was auf den Ergebnisrückgang in diesem Geschäftsfeld zurückzuführen ist. Die Kapitalbasis blieb im Vergleich zum Vorjahr nahezu konstant. Im Geschäftsfeld Energie- und Umweltdienstleistungen konnte der Wertbeitrag im Berichtszeitraum um 61,5 Mio. € auf 60,2 Mio. € gesteigert werden. Der Grund dieser Zunahme liegt im Anstieg des Adjusted EBIT inklusive Beteiligungsergebnis begründet. Die gegenüber dem Vorjahr höhere Kapitalbasis ist im Wesentlichen fortlaufenden Sachinvestitionen – unter anderem in den Bau eines Ersatzbrennstoffkraftwerks in Eisenhüttenstadt – sowie einer Steigerung des Working Capital geschuldet. Aufgrund der im Geschäftsjahr 2011 vorgenommenen Wertberichtigungen auf unsere strategischen Beteiligungen an der EWE Aktiengesellschaft sowie an der EVN AG hat sich die Kapitalbasis für den Bereich Holding/Konsolidierung deutlich reduziert. Details zur Entwicklung des Adjusted EBIT sowie zum Adjusted Beteiligungsergebnis sind in den Ausführungen unter Adjusted und neutrales Ergebnis in diesem Kapitel nachzulesen. Zur Ermittlung des WertbeitragsDie Kapitalkosten vor Steuern stellen eine Mindestverzinsung auf das eingesetzte Kapital dar. Erst wenn die erzielte Verzinsung (ROCE) über den Kapitalkosten liegt, entsteht ein positiver Wertbeitrag. Zur Ermittlung der Kapitalkosten wird der gewichtete Durchschnitt der Eigen- und Fremdkapitalkosten zugrunde gelegt. Der gewichtete Durchschnitt ist der jeweilige Anteil von Eigen- und Fremdkapital am Gesamtkapital. Der Wert des Eigenkapitals entspricht dabei der Marktbewertung und nicht dem bilanziellen Wert. Die Eigenkapitalkosten basieren auf der Rendite einer risikofreien Anlage sowie einem unternehmensspezifischen Risikoaufschlag (Marktrisikoprämie). Dieser bestimmt sich aus der Differenz der risikofreien Anlage und der Rendite des Gesamtmarkts in Abhängigkeit vom Betafaktor. In den Kapitalkosten werden die Eigenkapitalkosten auf Vorsteuerbasis berücksichtigt. Die langfristigen Konditionen, zu denen der EnBW-Konzern Fremdkapital aufnehmen kann, dienen zur Festlegung der Fremdkapitalkosten auf Vorsteuerbasis. scroll
 Um den unterschiedlichen Risiken unserer Geschäftsaktivitäten entlang der Wertschöpfungskette gerecht zu werden, ermitteln wir die Kapitalkosten separat für die einzelnen Geschäftsfelder. Zur Bestimmung des ROCE wird zunächst das Adjusted EBIT bestimmt. Das im Konzern erzielte EBIT wird um neutrale Ergebnisbeiträge bereinigt. Ergebnisbeiträge aus Beteiligungen werden zum Adjusted EBIT addiert, sofern die Beteiligungen dauerhafter Bestandteil des Geschäftsmodells der EnBW sind. Eine Vorsteuerbetrachtung findet statt, um die Vergleichbarkeit mit dem Adjusted EBIT zu gewährleisten. Das Capital Employed beinhaltet sämtliche Vermögenswerte des operativen Geschäfts. Unverzinsliches Fremdkapital – zum Beispiel Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen – wird hiervon abgezogen. Das Capital Employed errechnet sich aus dem Durchschnitt des Jahresanfangs- und Jahresendwerts sowie den drei Quartalswerten. scroll
1 Vorjahreszahlen angepasst. ² Ohne Erträge aus Beteiligungen, die als Finanzinvestitionen gehalten werden. ³ Adjusted Beteiligungsergebnis/0,71 – Adjusted Beteiligungsergebnis (mit 0,71 = 1 – Steuersatz 29 %) scroll
1 Vorjahreszahlen angepasst. ² Beinhaltet at equity bewertete Unternehmen, Anteile an verbundenen Unternehmen sowie sonstige Beteiligungen, die der operativen Geschäftstätigkeit zuzuordnen sind. ³ Ohne verbundene Unternehmen. 4 Ohne verbundene Unternehmen, ohne langfristige Forderungen im Zusammenhang mit Kernenergierückstellungen. 5 Ohne verbundene Unternehmen, ohne als Verbindlichkeiten erfasste Kaufpreisverpflichtungen gegenüber Anteilseignern ohne beherrschenden Einfluss. 6 Aktive und passive latente Steuern saldiert. 7 Durchschnittliche Berechnung auf Basis der jeweiligen Quartalswerte des Berichtsjahres und des Vorjahresendwerts. Nicht bilanzierte immaterielle Vermögenswerte Die Unternehmensentwicklung und der Erfolg des EnBW-Konzerns sind auch von einer Reihe immaterieller Vermögenswerte abhängig, die nicht in der Bilanz erfasst werden. Es gilt, das Wissen der hoch qualifizierten Mitarbeiter in Kombination mit modernen, effizienten Geschäftsprozessen sowie die Beziehungen zu Partnern und Kunden optimal einzusetzen und zu gestalten. Das Human-, Struktur- und Beziehungskapital der EnBW, das sogenannte intellektuelle Kapital, hat einen bedeutenden Einfluss auf die Geschäftstätigkeit und den Wert des Unternehmens. Das professionelle Management des intellektuellen Kapitals ist für uns von strategischer Bedeutung. Seit 2005 ermittelt und überprüft die EnBW als einziges Großunternehmen in Deutschland ihre Wissensziele mittels der „Wissensbilanz – Made in Germany“. Dabei werden die Einflussfaktoren des intellektuellen Kapitals in den zentralen Gesellschaften des Konzerns von fachlich und hierarchisch repräsentativ zusammengesetzten Mitarbeitergruppen im Rahmen einer systematischen Selbsteinschätzung beurteilt. Anhand von 27 Fragen werden Qualität und Quantität der einzelnen Faktoren sowie die Systematik, mit der die Faktoren im Unternehmen entwickelt werden, bewertet. Anschließend werden in einem rollierenden Verfahren* die Ergebnisse der Befragungen aus den zentralen Gesellschaften konsolidiert. * In den Gesellschaften des Bereichs Strom erfolgt die Wissensbilanzierung immer in den ungeraden Jahren, in den Gesellschaften des Geschäftsfelds Gas sowie den Servicegesellschaften in den geraden Jahren. Die Ergebnisse des aktuellen und des Vorjahres werden zu einem konzernweiten Überblick (bestehend aus den Ergebnissen der Wissensbilanzierung in vierzehn Konzerngesellschaften) konsolidiert. Dieser auf der Ebene der Geschäftsfelder praktizierte Zweijahresrhythmus hat seine Ursache vor allem in der Veränderungsgeschwindigkeit bei der Entwicklung des intellektuellen Kapitals. Dies ermöglicht eine Einschätzung der Entwicklung des intellektuellen Kapitals im Konzern und die Identifizierung von Optimierungsfeldern. Im Anschluss werden Maßnahmen zur Verbesserung eingeleitet und überwacht. In den Jahren 2005 bis 2010 wurden insgesamt 291 Maßnahmen zur Entwicklung des intellektuellen Kapitals aus den Ergebnissen der Wissensbilanzen abgeleitet. Die Maßnahmen im Bereich Management- und Sozialkompetenz, insbesondere das Teamleiterentwicklungsprogramm, haben sich als besonders wirksam erwiesen. Verschiedene Maßnahmen zur Verbesserung der Top-down- beziehungsweise der Bottom-up-Kommunikation sind ebenfalls erfolgreich eingeführt worden. Das intellektuelle Kapital der EnBW hat sich seit 2010 unterschiedlich entwickelt. Die Bewertungen für Human-, Struktur- und Beziehungskapital liegen im Durchschnitt jedoch weiterhin im „guten“ Bereich. Während die Einschätzung des Struktur- und Beziehungskapitals annähernd auf dem guten Niveau des Vorjahres rangiert, hat sich die Einschätzung des Humankapitals erneut verbessert. Strukturkapital: Die Einflussfaktoren des Strukturkapitals entwickelten sich 2011 sehr unterschiedlich. Die Bewertung der Unternehmenskultur hat sich deutlich verbessert. Insgesamt wird sie als „gut“ bewertet und als eine offene, durch Hilfsbereitschaft, Teamarbeit und Wir-Gefühl geprägte Kultur wahrgenommen. Vor allem die Arbeit an der Unternehmenskultur wird aufgrund geschulterer Führungskräfte deutlich besser bewertet. Verbesserungspotenzial wird dagegen bei dem bereichsübergreifenden Zusammengehörigkeitsgefühl gesehen, um Entscheidungs- und Handlungsprozesse zu beschleunigen. Die Bewertung der Kommunikation und Organisation des EnBW-Konzerns hat 2011 im Vergleich zum Vorjahr abgenommen und bewegt sich inzwischen am unteren Ende des „guten“ Niveaus. Aufgrund ansteigender Komplexität werden an Schnittstellen zwischen Abteilungen, Hierarchieebenen und den einzelnen Gesellschaften Optimierungspotenziale in Bezug auf Effizienz, Durchgängigkeit und Klarheit gesehen. Die Beurteilung der Innovationsfähigkeit des Unternehmens ist geringer ausgefallen und erreicht jetzt ein „befriedigendes“ Niveau. Insbesondere die niedrigere Bewertung der Quantität ist auf die wachsenden strategischen Ansprüche an Innovationen im Zuge der sich stark verändernden Marktbedingungen und Gesetze zurückzuführen. Verbesserungspotenzial bei der Innovationsfähigkeit wird in der Priorisierung und Ressourcenzuteilung, der durchgängigen Planung und Umsetzung sowie der Einbindung von externen Innovationspartnern gesehen.  Beziehungskapital: Bei der Bewertung des Beziehungskapitals steht eine etwas bessere Bewertung der Beziehungen zu Stakeholdern und Kooperationspartnern – beide bewegen sich am oberen Ende des „guten“ Niveaus – einer schwächeren Einschätzung der Kundenbeziehungen gegenüber; diese erreichen jetzt ein „befriedigend“. Zunehmend schwierige Marktbedingungen und der intensive Wettbewerb bei gleichzeitig steigenden Wachstumsambitionen vermindern die Qualität der Kundenbeziehungen. Die Beziehung zu Kooperationspartnern wird weiterhin als „gut“ beurteilt. Qualität und Quantität dieses Faktors stiegen sogar im Vergleich zum Vorjahr etwas an. Als „sehr gut“ wird die Anzahl der Kooperationsbeziehungen bewertet. Gestärkt werden kann der Faktor durch eine Intensivierung der einzelnen Beziehungen, zum Beispiel zu Forschungsinstituten. Außerdem bedarf es einer stärkeren Systematisierung des Umgangs mit Kooperationspartnern. Der Faktor „Beziehung zu Stakeholdern“ erreichte 2011 wie schon im Vorjahr ein annähernd „sehr gutes“ Niveau. In Bezug auf einzelne Stakeholder-Gruppen sehen die Befragten allerdings noch Verbesserungsmöglichkeiten.  MarktforschungDie Marke EnBW ist für uns von großer Bedeutung. Wesentlicher Baustein der Beziehungen zu den Kunden, Partnern und Behörden ist ein positives Markenimage. Dies gilt es zu erhalten und auszubauen. Voraussetzung dafür ist eine klare Positionierung der EnBW im intensiven Wettbewerb, die sich aus der Markenidentität der EnBW ableiten lässt. Diese strategische Ausrichtung hat dazu geführt, dass die Marke EnBW neben einer sehr hohen Bekanntheit in Baden-Württemberg bei ihren Kunden als erfahrener, zuverlässiger Partner mit regionaler Verankerung geschätzt wird. Das Management des immateriellen Vermögenswerts der Marke zahlt sich somit aus: Das Bild des Kunden von der EnBW verstärkt seine Bindung an das Unternehmen. Im Zuge unserer geschärften Unternehmensstrategie wollen wir uns in Zukunft noch stärker als Partner für dezentrale Energielösungen am Markt positionieren und unsere Position als CO2-armer Erzeuger sichern. Kundenbindung basiert auf einer hohen Kundenzufriedenheit. Auch in diesem Jahr hat sich der intensive Wettbewerb in der Branche auf die Kundenzufriedenheit und -loyalität der Privatkunden der EnBW ausgewirkt. Die Kundenloyalität zur EnBW wurde 2011 negativ von den Ereignissen in Japan beeinflusst. In den Analysen wurde das gute Niveau des Vorjahres somit nicht ganz erreicht. Die EnBW konnte sich jedoch in puncto Kundenzufriedenheit weiterhin auf einem guten Platz unter den nationalen Wettbewerbern RWE, E.ON und Vattenfall platzieren. Unternehmenssituation der EnBW AGDas Jahresergebnis der EnBW AG verschlechterte sich im Wesentlichen aufgrund einmaliger Effekte gegenüber dem Vorjahr um 985,4 Mio. €. Es ergab sich somit ein Jahresfehlbetrag von 68,8 Mio. €. Unter Berücksichtigung des Gewinnvortrags von 299,5 Mio. € ergibt sich ein Bilanzgewinn in Höhe von 230,7 Mio. €. Der Hauptversammlung wird eine um 0,68 € geringere Dividende von 0,85 € je Aktie vorgeschlagen. Unternehmenssituation der EnBW AGDie EnBW Energie Baden-Württemberg AG (EnBW AG) hat als Holding die Leitungsfunktion im EnBW-Konzern. Die wirtschaftliche Lage der EnBW AG hängt wesentlich von der wirtschaftlichen Lage des Konzerns ab. Der Jahresabschluss der EnBW AG wird gemäß Handelsgesetzbuch (HGB) und Aktiengesetz (AktG) aufgestellt. Der von der KPMG AG Wirtschaftsprüfungsgesellschaft, Mannheim, geprüfte ausführliche Jahresabschluss sowie der mit dem Konzern zusammengefasste Lagebericht der EnBW AG werden zusammen mit dem uneingeschränkten Bestätigungsvermerk im elektronischen Bundesanzeiger veröffentlicht. Der vollständige Jahresabschluss der EnBW AG steht als Download zur Verfügung (> www.enbw.com> Investoren> Downloadcenter). Vermögenslage der EnBW AGDie Vermögenslage der EnBW AG wird maßgeblich von ihren Beteiligungen sowie der zentralen Finanz- und Liquiditätssteuerung bestimmt. Die zentrale Finanz- und Liquiditätssteuerung wirkt sich sowohl auf die Finanzanlagen als auch auf die Forderungen und Verbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen aus. Bei der EnBW AG werden die Pensionsverpflichtungen der wesentlichen Tochtergesellschaften gebündelt. Die jährlichen Aufwendungen für die Altersversorgung der aktiven Mitarbeiter werden von den jeweiligen Tochtergesellschaften vergütet. scroll
1 Nach deutschem Handelsrecht scroll
1 Nach deutschem Handelsrecht. Das Finanzanlagevermögen verringerte sich um 512,1 Mio. €. Der Rückgang betraf im Wesentlichen die Abschreibungen der Beteiligungen an der EWE Aktiengesellschaft sowie an der EVN AG. Der Anstieg des Umlaufvermögens ergab sich im Wesentlichen aus der Zunahme flüssiger Mittel aufgrund der Emission einer Hybridanleihe. Die Eigenkapitalquote der EnBW AG sank gegenüber dem Vorjahr um 2,2 Prozentpunkte auf 11,6 %. Der Anstieg bei den Rückstellungen ist im Wesentlichen auf die Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen zurückzuführen. Die EnBW hatte im Vorjahr entsprechend Artikel 67 EGHGB von den Übergangsvorschriften für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen Gebrauch gemacht und im Geschäftsjahr 2011 nun den restlichen Unterschiedsbetrag von 503,8 Mio. € vollständig zugeführt. Die übrigen Verbindlichkeiten stiegen im Wesentlichen aufgrund der Platzierung einer Hybridanleihe im Volumen von 750,0 Mio. €. Ergebnis der EnBW AG und Dividendescroll
1 Nach deutschem Handelsrecht. Der Jahresfehlbetrag der EnBW AG für das Geschäftsjahr 2011 beträgt 68,8 Mio. € und liegt damit um 985,4 Mio. € unter dem Vorjahreswert. Der Bilanzgewinn beläuft sich auf 230,7 Mio. € und berücksichtigt einen Gewinnvortrag von 299,5 Mio. €. Das Beteiligungsergebnis verschlechterte sich im Vergleich zum Vorjahr um 993,9 Mio. €. Zum einen ergaben sich Belastungen bei Tochtergesellschaften aus den Auswirkungen der neu eingeführten Kernbrennstoffsteuer sowie der Abschaltung zweier Kernkraftwerke. Zum anderen waren Abschreibungen auf Beteiligungen von insgesamt 720,7 Mio. € notwendig. Gegenläufig wirkten sich Entnahmen aus anderen Gewinnrücklagen in Tochterunternehmen aus, die sich im Vorjahr im Rahmen der Umstellung auf die Vorschriften des Bilanzrechtsmodernisierungsgesetzes (BilMoG) ergaben. In den sonstigen Aufwendungen und Erträgen sind 150,0 Mio. € Zuführungen zur Rückstellung für Personalabbaumaßnahmen im Rahmen des Effizienzprogramms „Fokus“ enthalten. Bei den außerordentlichen Aufwendungen handelt es sich um die Zuführung zur Rückstellung für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen aufgrund der vollständigen Berücksichtigung des verbliebenen Unterschiedsbetrags, der sich im Rahmen der Umstellung auf die Vorschriften des BilMoG im Vorjahr ergab. Der Steueraufwand ist um 168,9 Mio. € geringer als im Vorjahr und beträgt 128,3 Mio. €. Er ergibt sich im Wesentlichen durch Vorsorge für steuerliche Betriebsprüfungsrisiken. Es sind ausschließlich tatsächliche Steuern enthalten, da wegen aktivem Überhang keine latenten Steuern bilanziert sind. Vom Bilanzierungswahlrecht bei aktivem Überhang von Steuerlatenzen wurde kein Gebrauch gemacht. Das außerordentliche Ergebnis wird nicht durch Steuern vom Einkommen und vom Ertrag beeinflusst. Wir werden der Hauptversammlung am 26. April 2012 vorschlagen, aus dem Bilanzgewinn der EnBW AG eine Dividende von 0,85 € je Aktie auszuschütten. Zum 31. Dezember 2011 waren insgesamt 244.256.523 Aktien dividendenberechtigt. Die Ausschüttungssumme der EnBW AG für das Geschäftsjahr 2011 wird bei entsprechendem Beschluss durch die Hauptversammlung 207,6 Mio. € betragen. Anmerkungen zur BerichtsweiseDer Konzernabschluss der EnBW AG wird seit dem 31. Dezember 2003 entsprechend § 315a Abs. 1 HGB zu den am Bilanzstichtag verpflichtend in der Europäischen Union anzuwendenden International Financial Reporting Standards (IFRS) des International Accounting Standards Board (IASB) aufgestellt. Schlusserklärung über Beziehungen zu verbundenen Unternehmen Der Vorstand der EnBW AG erstellte für das Geschäftsjahr 2011 gemäß § 312 AktG einen Abhängigkeitsbericht über die Beziehungen zu verbundenen Unternehmen, der mit folgender Erklärung schließt: „Unsere Gesellschaft hat bei den im Bericht über Beziehungen zu verbundenen Unternehmen aufgeführten Rechtsgeschäften nach den Umständen, die uns zu dem Zeitpunkt bekannt waren, an dem die Rechtsgeschäfte vorgenommen wurden, bei jedem Rechtsgeschäft eine angemessene Gegenleistung erhalten und ist nicht benachteiligt worden. Berichtspflichtige Maßnahmen auf Veranlassung oder im Interesse der herrschenden oder eines mit ihnen verbundenen Unternehmens sind weder getroffen noch unterlassen worden.“ NachhaltigkeitNachhaltigkeit ist ein integrales Element des EnBW-Leitbilds. Wir wollen wirtschaftlichen Erfolg mit unserer ökologischen und sozialen Verantwortung noch mehr in Einklang bringen. Die EnBW bekennt sich zu einer nachhaltigen Unternehmensführung, die sich in der Anfang 2012 verabschiedeten Nachhaltigkeitsstrategie manifestiert. Sie hat zum Ziel, die EnBW in allen wesentlichen Prozessen nachhaltig auszurichten, neue an Nachhaltigkeit orientierte Geschäftsmodelle zu entwickeln und die EnBW als nachhaltiges Unternehmen zu positionieren. Die Nachhaltigkeitsstrategie, die als Steuerungsinstrument operiert, unterstützt die Unternehmensstrategie und gliedert sich in drei Handlungsfelder: > Innovation und Wachstum: Der innovationsgeleitete Ausbau erneuerbarer Energien, dezentraler Lösungen und Energieeffizienzdienstleistungen eröffnet der EnBW neue Geschäftsmöglichkeiten und trägt zur Reduktion der CO2-Emissionen bei. Das Modell „Nachhaltige Stadt“ ist eine Innovationsplattform für nachhaltige Produkte und Dienstleistungen und stärkt die Zusammenarbeit mit Kommunen und Stadtwerken. > Prozesse: Eine nachhaltige Ausrichtung von Prozessen und Mitarbeiterverhalten verringert Umwelt- und Reputationsrisiken, erhöht die Transparenz der Lieferkette und sorgt für Qualitätssteigerung und Kosteneffizienz. > Mitarbeiter und Gesellschaft: Mit nachhaltiger Personalarbeit wollen wir Qualifikation und Motivation unserer Mitarbeiter steigern. Über 20.000 Mitarbeiter fördern ein energieeffizientes Verbraucherverhalten. Eine dialogorientierte Kommunikation schafft Transparenz und Verständnis für die Nachhaltigkeitsaktivitäten der EnBW. Der regelmäßig erscheinende Nachhaltigkeitsbericht der EnBW beschreibt unsere Aktivitäten im Detail (> www.enbw.com> Konzern> Nachhaltigkeitsbericht). Kennzahlen stellen die notwendige Transparenz in Bezug auf die Nachhaltigkeit unseres Handelns her. Mit der Teilnahme am Pilotprojekt des International Integrated Reporting Committee (IIRC) verstärkt die EnBW ihre Bemühungen finanzielle, ökologische und soziale Aspekte ihrer Geschäftstätigkeit zu verknüpfen. scroll
1 Laufwasseranlagen, Speicherkraftwerke mit natürlichem Zufluss sowie sonstige erneuerbare Kapazitäten. ² Vorjahreszahlen angepasst. ³ Wert lag bei Drucklegung noch nicht vor. 4 Eigenerzeugung einschließlich Vertragskraftwerken; nicht enthalten sind langfristige Bezugsverträge sowie kurzfristiger Bezug, bei dem die Primärenergieträger nicht bekannt sind. 5 Heizöl und Klärschlamm. 6 In der Eigenerzeugung sind auch langfristige Bezugsverträge und teileigene Kraftwerke enthalten. 7 Vorläufige Daten. 8 Monitoring gemäß der Selbstverpflichtung zu SF6. SF6-Emission gemäß Verfahren der Selbstverpflichtung. 9 Summe aus Verwertung und Beseitigung. 10 Gemäß BDEW-Leitfaden „Stromkennzeichnung“ (Stand September 2011), bezogen auf die Eigenerzeugung. 11 Gemäß UStatG und BDEW-Leitfaden zur Erfassung von Investitionen und laufenden Aufwendungen im Umweltschutz (April 2007). Erneuerbare EnergienDer Anteil der erneuerbaren Energien an der Eigenerzeugung ist gegenüber 2010 leicht gestiegen. Die Investitionen zum Ausbau der erneuerbaren Eigenerzeugung, vor allem die Inbetriebnahme des Laufwasserkraftwerks Rheinfelden und des Offshore-Windparks EnBW Baltic 1, sind Beleg für den eingeschlagenen Weg, bis 2020 die Erzeugungskapazität der erneuerbaren Energien um 3.000 MW zu erhöhen. Die Eigenerzeugung durch erneuerbare Energien ging trotz einer Kapazitätserhöhung auf 6,4 Mrd. kWh zurück. Ursache hierfür ist die Trockenphase in 2011, die zu verminderter Erzeugung der Laufwasserkraftwerke führte. Im Jahr 2011 betrugen die Investitionen in erneuerbare Energien rund 217 Mio. € (circa 16 % der EnBW-Gesamtinvestitionen). In den kommenden Jahren planen wir bis 2020 Investitionen in Höhe von 8 bis 10 Mrd. € in die Energiewende, die zu einem weiteren Anstieg der Eigenerzeugung aus erneuerbaren Energien führen. Der Anteil erneuerbarer Energie an der gesamten Erzeugungskapazität wird damit bis 2020 auf rund 35 % steigen. Brennstoffe, sonstige EinsatzstoffeDie Mengen der eingesetzten Brennstoffe und sonstigen Einsatzstoffe sind stark abhängig vom Kraftwerkseinsatz innerhalb des fossilen Erzeugungsportfolios. Die Veränderungen zum Vorjahr liegen im betriebsüblichen Schwankungsbereich von 2 % bis 8 %. Die Abschaltung von Block I des Kernkraftwerks Neckarwestheim (GKN I) und von Block 1 des Kernkraftwerks Philippsburg (KKP 1) führte zu einer Reduktion des Kernbrennstoffeinsatzes um mehr als die Hälfte von 84 t Uran im Vorjahr auf 38 t Uran im Jahr 2011. EmissionenDie CO2-Emissionen aus der Strom- und Wärmeerzeugung nahmen um 0,9 Mio. t (entspricht 4,3 %) zu. Die Ursache liegt in einer Verschiebung innerhalb des fossilen Erzeugungsportfolios. Die spezifischen CO2-Emissionen der Stromeigenerzeugung der EnBW sind im Jahr 2011 im Vergleich zum Vorjahr um etwa 15 % auf 346 g/kWh angestiegen. Dies basiert auf dem reduzierten Anteil der Kernenergie als Folge der Abschaltung der Blöcke GKN I und KKP 1 bei nahezu gleichbleibender konventioneller Stromerzeugung. Dennoch liegen die spezifischen CO2-Emissionen unserer Stromeigenerzeugung deutlich unter dem Energieträgermix für Deutschland von 494 g/kWh für das Jahr 2010 (die Werte für 2011 lagen bei Drucklegung noch nicht vor). AbfallIm Jahr 2011 fielen 558.470 t konventionelle Abfälle und damit 30 % weniger als im Vorjahr an. Dies liegt vorwiegend an deutlich geringeren Erdaushub- und Abbruchmaterialmengen bei den Stadtwerken Düsseldorf. Die Zunahme der Menge an gefährlichen Abfällen auf 123.792 t ist in erster Linie auf die Aufnahme des Regelbetriebs des Industriekraftwerks in Eisenhüttenstadt zurückzuführen. Zusammen mit der Abnahme der Gesamtabfallmenge führte dies zu einer geringeren Verwertungsquote von 80 % im Jahr 2011 (Vorjahr: 96 %). UmweltschutzausgabenIm Jahr 2011 stiegen die Investitionen für den Umweltschutz von 184 Mio. € auf 253 Mio. € und die laufenden Aufwendungen für den Umweltschutz von 190 Mio. € auf 230 Mio. €. Diese Zunahme von etwa 37 % beziehungsweise 21 % geht auf die Ausgaben bei den erneuerbaren Energien zurück, die in 2011 erstmals vollständig als Klimaschutzkosten im Sinne des BDEW-Leitfadens einfließen. MitarbeiterUnsere Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter bestimmen den Unternehmenserfolg der EnBW. Ziel der Personalstrategie ist es, die Umsetzung der geschärften Unternehmensstrategie zu unterstützen. Ein systematisches Management der Arbeitgebermarke positioniert die EnBW als attraktives Unternehmen. Die Bewertung des Humankapitals hat sich erneut verbessert. Entwicklung der Mitarbeiterzahlen und Personalstruktur Zum 31. Dezember 2011 beschäftigte der EnBW-Konzern 20.296 Mitarbeiter. Dies sind 656 Mitarbeiter oder 3,1 % weniger als zum Jahresende 2010. Aufgrund von Veränderungen in der Zuordnung kam es 2011 zu Verschiebungen der Beschäftigtenzahlen innerhalb der Geschäftsfelder. Der Anstieg der Mitarbeiterzahl im Geschäftsfeld Strom Netz und Vertrieb resultiert unter anderem aus einer geänderten Zuordnung von Teilen der Belegschaft des Geschäftsfelds Energie- und Umweltdienstleistungen. Im Geschäftsfeld Energie- und Umweltdienstleistungen wurde außerdem die OSD Schäfer GmbH mit 830 Mitarbeitern entkonsolidiert. Bereinigt um den Entkonsolidierungseffekt stieg die Zahl der Mitarbeiter des EnBW-Konzerns im Stichtagsvergleich vom Jahresende 2010 zum Jahresende 2011 um 0,8 %. scroll
1 Anzahl der Mitarbeiter ohne Auszubildende und ohne ruhende Arbeitsverhältnisse; der Begriff Mitarbeiter bezeichnet weibliche und männliche Beschäftigte. 2 Umgerechnet in Vollzeitbeschäftigungen. 25,4 % der Beschäftigten der EnBW verfügen über einen Hochschul-, Fachhochschul- oder dualen Hochschulabschluss (Vorjahr: 23,8 %). Eine Fachschulausbildung oder Lehre weisen 68,7 % der Mitarbeiter auf (Vorjahr: 69,9 %). Die verbleibenden 5,9 % haben einen Schulabschluss ohne eine weitere nachgewiesene Berufsausbildung (Vorjahr: 6,3 %). Zum Jahresende 2011 betrug der Anteil der Frauen an der Gesamtmitarbeiterzahl 25,6 % (Vorjahr: 25,5 %). Die Quote von Frauen in Führungspositionen erreichte 10,2 % (Vorjahr: 9,9 %). Die Teilzeitquote erhöhte sich gegenüber 2010 unter Berücksichtigung der Mitarbeiter in Altersteilzeit auf 12,4 % beziehungsweise 2.522 Mitarbeiter. Von den Mitarbeitern in Teilzeit waren 1.510 Frauen; dies entspricht einem Anteil von 59,9 % (Vorjahr: 59,5 %). Die Fluktuationsrate betrug 4,6 % (Vorjahr: 4,2 %), die Gesundheitsquote der EnBW-Belegschaft lag bei 95,7 % (Vorjahr: 95,8 %). Die regionale Verteilung unserer Mitarbeiter zeigt im Vergleich zum Vorjahr nur geringfügige Veränderungen. Der Großteil der Mitarbeiter ist in Baden-Württemberg beschäftigt. Von den 8,0 % im Ausland beschäftigten Mitarbeitern entfällt die Mehrheit auf die Beteiligung in der Tschechischen Republik.  Das durchschnittliche Alter der EnBW-Mitarbeiter lag 2011 bei 44,2 Jahren (Vorjahr: 43,7 Jahre). Die Verteilung der Altersgruppen änderte sich 2011 im Vergleich zum Vorjahr geringfügig. Im September begann in den Kerngesellschaften der EnBW wieder für über 300 Jugendliche ihre Ausbildung beziehungsweise ihr Studium. Die Ausbildungsquote, die auch die Studierenden in den dualen Studiengängen berücksichtigt, betrug zum Jahresende 2011 in den Kerngesellschaften der EnBW in Baden-Württemberg 7,1 % (Vorjahr: 7,3 %). Insgesamt beschäftigt die EnBW über 1.200 Auszubildende oder Studierende.  Im Rahmen des Effizienzprogramms „Fokus“ ist ein nachhaltiger Personalbeitrag zur EBIT-Verbesserung in Höhe von jährlich 250 Mio. € vorgesehen. Deshalb wurde im Berichtsjahr ein vorläufiger Einstellungsstopp verhängt. Zurzeit werden Maßnahmen zur Generierung des Personalbeitrags erarbeitet und in Verhandlungen mit den Betriebsräten und der Gewerkschaft weiter konkretisiert. Erste Maßnahmen zur Reduzierung der Personalkosten haben EnBW und Gewerkschaft im Fokus-Tarifvertrag vereinbart. PersonalstrategieNeben der Gewinnung von Mitarbeitern in den relevanten Zielgruppen liegt ein weiterer Schwerpunkt unseres Personalmanagements darin, die Mitarbeiter des Unternehmens zu entwickeln und die erfolgskritischen Kompetenzen an den Konzern zu binden. Ziel dabei ist, die Umsetzung der Unternehmensstrategie zu unterstützen. Um den Herausforderungen der Zukunft im Bereich Personal aktiv zu begegnen, schärfte die EnBW 2011 ihre Personalstrategie und definierte die wichtigsten Stoßrichtungen: Auswirkungen der demografischen Entwicklung aktiv gestalten, Kompetenzsicherung und -entwicklung vorantreiben, eine effiziente und effektive Personalarbeit sicherstellen sowie innovatives und flexibles Arbeiten ermöglichen. Um die EnBW nach innen und nach außen als attraktiven Arbeitgeber zu positionieren, definierten wir eigens eine Arbeitgebermarke. Sie prägt die gesamte Kommunikation, zum Beispiel die Karriereseiten im Internet (> www.enbw.com> karriere), Anzeigen, Messeauftritte und Veranstaltungen.  Management der demografischen EntwicklungUnser konsequentes Demografiemanagement dient der Minimierung personalwirtschaftlicher Risiken sowie unserer strategischen und qualitativen Personalplanung. Ein von der EnBW entwickeltes Analyse- und Steuerungsinstrument prognostiziert unter Berücksichtigung unterschiedlicher Szenarien demografische Entwicklungen in einem Detailgrad, der Rückschlüsse auf künftige personelle Engpässe bis zur Ebene einzelner Gesellschaften und Standorte zulässt. Ergänzend wurde ein Kennzahlensystem definiert, das Aufschluss über Produktivitäts- und Kapazitätsrisiken sowie die Nutzung von Chancen gibt. Unser Gesundheitsmanagement und Angebote für lebenslanges Lernen dienen dem Erhalt der Leistungsfähigkeit unserer Mitarbeiter. Den systematischen Erhalt von Wissen im Unternehmen stellen wir mit unserer Wissensstafette sicher. Kompetenzsicherung und -entwicklungMit unserem EnBW-Kompetenzmanagement „KomMit“ bereiten wir unsere Mitarbeiter zielgerichtet auf künftige Herausforderungen vor, um die Wettbewerbsfähigkeit des Unternehmens zu erhöhen. Das Programm wird schrittweise eingeführt und kam 2011 in definierten Anwenderkreisen erstmals im Rahmen der Mitarbeitergespräche zum Einsatz. Einheitliche Sollprofile für Mitarbeiter, klare Einschätzungskriterien und strukturierte Mitarbeitergespräche ermöglichen es, Entwicklungserfordernisse einfacher zu identifizieren und effizient darauf zu reagieren. Umfangreiche off-the-job-Angebote bietet hier insbesondere die EnBW Akademie. Zusätzlich sollen Mitarbeiter künftig verstärkt on-the-job, also zum Beispiel durch Übernahme neuer Aufgaben oder Jobrotation, an ihrer Entwicklung arbeiten. Ein weiterer möglicher Schritt ist die Entsendung ins Ausland, oft für mehrere Jahre, zur Entwicklung und Steuerung von Auslandsbeteiligungen oder für die Dauer der Durchführung von Projekten. Der Einführungsprozess von „KomMit“ sowie die Nutzung des Kompetenzmanagements selbst treffen auf sehr positive Resonanz. Zur Stärkung der Managementkompetenzen im Unternehmen dient unser jährlicher Management-Entwicklungsprozess „ME EnBW“. Er bildet die Grundlage für eine zielgerichtete und effiziente Entwicklungs- sowie Nachfolgeplanung auf allen Führungsebenen. „ME EnBW“ setzt sich aus mehreren Prozessbausteinen zusammen: Kompetenzen besprechen, Leistung bewerten, Potenzial einschätzen, Rückmeldung geben, Entwicklung und Nachfolge planen, Entwicklung vorantreiben. Auf Grundlage des künftigen Bedarfs bieten wir einem Kreis von Führungsnachwuchskräften mit entsprechendem Potenzial die Möglichkeit, sich stärker im Konzern zu vernetzen sowie gemeinsam an konzernrelevanten Themen zu arbeiten. Im Rahmen einer Managementwerkstatt setzen sich Führungskräfte des mittleren Managements mit Aufstiegspotenzial mit ihrer individuellen Entwicklung im Hinblick auf die Erwartungen an das obere Management auseinander. Ziel der zentralen Nachfolgeplanung der EnBW ist die kontinuierliche und systematische Personalbedarfsdeckung im oberen und im Topmanagement unter Berücksichtigung der strategischen Ausrichtung des Unternehmens. Grundlage dafür sind die Ergebnisse des „ME EnBW“-Zyklus sowie ein regelmäßiger, intensiver Dialog mit den einzelnen Gesellschaften. Stark rückläufige Schülerabgangszahlen führen zu einem größeren Wettbewerb um die besten Auszubildenden. In Anbetracht dessen legten wir 2010 ein konzernweites Projekt auf, das die Zukunftsfähigkeit der Ausbildung bei der EnBW sichern soll. Im Rahmen dieses Projekts fanden im März und Juli erstmalig Konferenzen statt, um für jede Nachwuchskraft mögliche Einsatzschwerpunkte zu identifizieren und Perspektiven für einen schnelleren und effizienteren Berufseinstieg nach Abschluss der Ausbildung aufzuzeigen. Erstes Ergebnis war die Beschleunigung des Übernahmeprozesses von Studierenden bei der EnBW. Inzwischen fanden rund 50 Nachwuchskräfte mit Studienabschluss eine Beschäftigung im Konzern ab 1. Oktober 2011. Zudem bot die EnBW auch im Jahr 2011 rund 1.000 Studierenden die Möglichkeit, im Rahmen von Praktika oder Abschlussarbeiten sowie als Werkstudenten wertvolle Praxiserfahrung zu sammeln. Darüber hinaus engagieren wir uns in der studentischen Förderung, beispielsweise in den Programmen „Energy Career Program“ (ECP), „Network²“, „KompetenzKompass“ oder als Partnerunternehmen der Femtec, einem Netzwerk zur Förderung von Frauen in Naturwissenschaft und Technik. Das Engagement im Hochschulmarketing zahlt sich aus: Rund ein Drittel der 2011 neu eingestellten akademischen Berufseinsteiger war zuvor im Rahmen einer studentischen Tätigkeit im Unternehmen beschäftigt. (> www.enbw.com> karriere> foerderprogramme) Um geeignete akademische Nachwuchskräfte zu gewinnen, bieten wir Hochschulabsolventen mit unserem 15-monatigen Konzerntraineeprogramm einen attraktiven Einstieg in die Energiewirtschaft. In mehreren Praxisphasen bei den EnBW-Gesellschaften, einem Auslandsaufenthalt sowie im Gespräch mit Fach- und Führungskräften lernen die Trainees das Kerngeschäft der EnBW kennen und schlagen am Ende des Programms den Berufsweg ein, der ihrem Talent am besten entspricht. (> www.enbw.com> karriere> konzerntrainee) Effiziente und effektive PersonalarbeitWir sind bestrebt, unsere Prozesse und Systeme kontinuierlich zu verbessern. So arbeiten wir beispielsweise zurzeit intensiv an der Entwicklung einer konzernweiten Wissensplattform, die eine zentrale und transparente Dokumentation für die Personalbereiche ermöglichen soll. Darüber hinaus bauen wir ein auf Konzernebene etabliertes Kennzahlensystem für die übergreifende Steuerung der strategischen Ziele und Prozesse weiter aus. Mit der Absicht, markt- und wettbewerbsorientierte Rahmenbedingungen für die baden-württembergischen Energieversorgungsunternehmen zu schaffen, setzten wir 2011 die Verhandlungen zu dem Ende 2008 durch den Arbeitgeberverband Elektrizitätswerke Baden-Württemberg gekündigten Manteltarifvertrag fort. Gemäß einer im Februar 2011 getroffenen Vereinbarung für die tarifgebundenen Unternehmen wurde die Tarifvergütung mit Wirkung zum 1. Januar 2011 um 3,4 % angehoben. Innovatives und flexibles ArbeitenDem erhöhten Bedarf an kompetenten und erfahrenen Projektleitern für die temporäre Bearbeitung von komplexen Aufgabenstellungen begegnen wir seit 2011 mit einem Projektleiter-Entwicklungsmodell. Es umfasst Organisations- und Personalmechanismen sowie Instrumente zur Entwicklung generalistischer Führungskräfte im EnBW-Konzern. Gegenstand dieses Entwicklungsmodells sind Projektleiterstellen als temporäre Managementposition in Projekten von besonderer strategischer Relevanz. Indem die EnBW den Wechsel zwischen einer Führungsverantwortung in der Linie und im Projekt als Karriereschritt etabliert, kann sie strukturell flexibler auf aktuelle Anforderungen reagieren. Gerade in Zeiten zunehmender Veränderungsdynamik bieten wir Führungskräften und Mitarbeitern so eine zusätzliche Entwicklungsperspektive. Um flexibleres Arbeiten zu ermöglichen und geänderten Bedürfnissen der Mitarbeiter gerecht zu werden, wurde 2011 das Projekt „Mobiles Arbeiten“ initiiert. Eine Pilotvereinbarung, die einen transparenten und sicheren Rahmen für tageweises Arbeiten von zu Hause aus gewährleisten soll, wurde mit den Arbeitnehmervertretern abgeschlossen. Der Start des Pilotbetriebs mit rund 150 Mitarbeitern aus vier Gesellschaften für die Dauer von neun Monaten erfolgte im Februar 2012. Bewertung des intellektuellen Kapitals: HumankapitalSeit 2005 bewertet die EnBW ihr intellektuelles Kapital nach der Methode „Wissensbilanz – Made in Germany“. Sie macht damit Einflussfaktoren auf den Unternehmenserfolg greifbar, die von der Finanzberichterstattung nicht erfasst werden. Aus den Bewertungsergebnissen für die einzelnen Faktoren werden konkrete Maßnahmen abgeleitet, um Stärken zu festigen und Schwächen auszuräumen. Das intellektuelle Kapital besteht aus den drei Elementen Humankapital, Beziehungskapital und Strukturkapital. Nach der neusten Erhebung sind im Jahr 2011 die Einflussfaktoren des Humankapitals der EnBW „gut“ bis „sehr gut“ ausgeprägt.  Die Bewertung der Fachkompetenz bewegt sich auf gutem Niveau. Besonders in Zeiten von Umfeldveränderungen, die zum Beispiel den Eintritt in neue Geschäftsfelder erfordern oder strategische Veränderungen mit sich bringen, sichern qualifizierte Mitarbeiter den Unternehmenserfolg. Diesen Bedarf decken wir durch konzernweite, als „gut“ bis „sehr gut“ funktionierend eingeschätzte Personalprozesse. Allerdings wirkt der Einstellungsstopp aufgrund von „Fokus“ negativ auf die Bewertung 2011. Auch die diesjährigen Ergebnisse bestätigen wieder, dass Managementkompetenzen die Mitarbeitermotivation wesentlich beeinflussen. Bedingt durch darauf abgestimmte Initiativen zur Kompetenzentwicklung und -sicherung aus den letzten Jahren, konzernweit wie gesellschaftsspezifisch, hat sich die Bewertung im Bereich Management- und Sozialkompetenz 2011 gegenüber 2010 erneut verbessert. Zu den gesellschaftsspezifischen Beispielen zählt die „Initiative life@SIS“ der EnBW Systeme Infrastruktur Support GmbH (SIS). Sie dient unter anderem der Weiterentwicklung der Führungskultur. Dazu wurde aus Rückmeldungen der Belegschaft ein Führungsselbstverständnis entwickelt und eingeführt. Die Mitarbeiter werden jetzt regelmäßig befragt, inwieweit das Führungsselbstverständnis im Arbeitsalltag wahrgenommen wird. Bei einer Umfrage auf Führungsebene im April 2011 lag der Umsetzungsgrad, je nach Bewertungsaspekt, zwischen 80 und 99 %. Eine der konzernweiten Maßnahmen ist unser Teamleiter-Entwicklungsprogramm, das die Rolle und Verantwortung der Teamleiter sowie ihr konzernweites Verständnis stärkt und die gesellschaftsübergreifende Vernetzung fördert. Die Teamleiter durchlaufen ein modulares Pflichtprogramm, ergänzt durch optionale Einzelangebote und ein Feedbackgespräch. Das Commitment dieser Gruppe hat sich im Zuge des Entwicklungsprogramms deutlich verbessert. Der Umsetzungsgrad lag im April 2011 bei 93 %. Das Projekt wird stetig durch zum Teil auch konzernweit eingesetzte Seminarkonzepte ergänzt und findet eine positive Resonanz. Die weiterhin als „sehr gut“ bewertete Motivation ist außerdem auf motivationsfördernde Maßnahmen wie Weiterbildungsmöglichkeiten, Mitarbeiterbefragung, mehr Eigenverantwortung oder die Mitarbeitergespräche im Rahmen des 2011 eingeführten Kompetenzmanagements „KomMit“ zurückzuführen. Wir sind bestrebt, die positive Entwicklung der Mitarbeitermotivation weiterhin kontinuierlich zu fördern. Forschung und EntwicklungDie Entwicklung praxisrelevanter Lösungen für bessere Prozesse und neue Produkte bildet den Schwerpunkt der Forschung und Entwicklung bei der EnBW. Wir wollen für die EnBW und für unsere Kunden einen Mehrwert schaffen. 2011 wurden vor allem umfangreiche Projekte in den Bereichen erneuerbare Energien, intelligente Netze und Elektromobilität vorangetrieben. Der F&E-Aufwand lag 2011 mit 37,0 Mio. € 9 % über dem Vorjahr. Ziele und Leitlinien der Forschung und Entwicklung Mit unseren vielfältigen Forschungsaktivitäten entwickeln wir Lösungen, die in eigenen Anlagen und für unsere Kunden einen Mehrwert erzeugen und so einen Beitrag zur Wertsteigerung des Unternehmens leisten. Auf Basis eines ganzheitlichen Ansatzes sind unsere F&E-Aktivitäten auf die nachhaltige Energieversorgung mit einer optimierten Energielogistik ausgerichtet. Mithilfe fortschrittlicher Technologien realisieren wir Neuentwicklungen entlang der gesamten Wertschöpfungskette des Unternehmens sowie direkt bei Anwendungen unserer Kunden. Der Schwerpunkt liegt dabei auf Pilot- und Demonstrationsvorhaben. Unsere Ansatzpunkte sind: > Erneuerbare Energien wirtschaftlich nutzbar machen und zusätzliche Potenziale erschließen. Wir engagieren uns vor allem in den Bereichen Geothermie, neue Bioenergiequellen, Windenergie sowie Power-to-Gas. > Netze verbraucher- und erzeugerseitig besser steuern (Smart Grid), um dezentrale Erzeugung effizient zu integrieren und mehr erneuerbare Energien lokal in unsere Stromnetze aufnehmen zu können. Unser Brennstoffzellenfeldtest und neuartige, auf Mikrogasturbinen basierende Kleinkraftwerke unterstützen die Weiterentwicklung von Kraft-Wärme-Kopplungs-Lösungen, die als steuerbare Erzeuger sogar Ungleichgewichte im Netz ausbalancieren können. Mit marktfähigen Angeboten möchten wir unseren Kunden die Chance geben, sich an unseren Pilotvorhaben zu beteiligen und eine neue Energiewelt zu erschließen. > Elektromobilität vorantreiben mithilfe von Modell- und Pilotprojekten für eine emissionsfreie individuelle Mobilität von morgen. > Wasserstoff als Speicher für erneuerbaren Strom gewinnen oder als Kraftstoff für den Verkehr bereitstellen. > Konventionelle Energiequellen effizienter nutzen und Emissionen verringern, indem der Wirkungsgrad von Kraftwerken erhöht und CO2 aus den Rauchgasen abgetrennt wird. Zudem testen wir neue Einsatzmöglichkeiten von CO2. Darüber hinaus engagieren wir uns in der Entwicklung zusätzlicher Möglichkeiten zur Reduktion von Treibhausgasen in der Atmosphäre. Effiziente Forschungs- und Entwicklungsstruktur Eine schlanke Struktur ist charakteristisch für die Forschung und Entwicklung der EnBW. Unser Anspruch ist es, die Entwicklung praxisrelevanter Innovationen frühzeitig anzustoßen. Die Umsetzung erfolgt in Kooperation mit unseren Forschungspartnern im Unternehmen oder bei unseren Kunden. Dabei ist uns ein frühzeitiger Austausch mit Kooperationspartnern wie innovativen jungen Unternehmen, unseren Technologielieferanten und der Wissenschaft wichtig. Die Gesellschaften im EnBW-Konzern verantworten die F&E-Aktivitäten in ihrem jeweiligen Bereich der Wertschöpfungskette. Sie werden durch die in der Holding angesiedelte Forschungseinheit unterstützt, die auch die Koordination der Prozesse übernimmt. Zudem werden hier strategische Forschungsziele formuliert und die Entwicklung übergeordneter Projekte vorangetrieben. Ein besonderes Interesse gilt dabei Konzepten, die an der Schwelle zur Marktreife stehen. Statt eigener Forschungseinrichtungen setzen wir auf eine enge, vertrauensvolle Zusammenarbeit mit unseren Kooperationspartnern. Aufwand und PersonalIm Geschäftsjahr 2011 summierte sich der F&E-Aufwand der EnBW auf 37,0 Mio. € nach 33,8 Mio. € im Vorjahr. Davon wurden 5,0 Mio. € durch öffentliche Fördermittel finanziert. Eines der wichtigsten Felder waren die erneuerbaren Energien. Vor allem die Umsetzung der Elektromobilitätsprojekte führte zu mehr Mitarbeitern, die sich im EnBW-Konzern an Forschung, Entwicklung und Innovation beteiligen. Von den knapp 200 (2010: 170 Mitarbeiter), die 2011 im F&E-Bereich tätig waren, sind etwa 180 in EnBW-Gesellschaften angesiedelt und führen F&E-Projekte im Rahmen ihrer operativen Arbeit durch. 19 Mitarbeiter, vorwiegend Ingenieure sowie Natur- und Wirtschaftswissenschaftler, sind in der Holdingeinheit „Forschung und Innovation“ tätig. Im Zuge einer praxisorientierten Ausbildung werden sie von zahlreichen Studierenden unterstützt.  Nutzung von externem Know-howDurch Entwicklungs- und Forschungskooperationen erweitern wir kontinuierlich unser Know-how. Zu unseren wichtigsten externen Forschungs- und Innovationspartnern, den Universitäten, Hochschulen und Forschungseinrichtungen in Baden-Württemberg, vor allem in Karlsruhe und Stuttgart, besteht eine enge Verbindung. Im weiteren Bundesgebiet pflegen wir intensive Kooperationen mit den Universitäten und Forschungseinrichtungen in Aachen, Berlin, Darmstadt, Dortmund, Dresden, Düsseldorf, Hamburg-Harburg, Köln, München und Oldenburg. Insgesamt kooperieren wir derzeit mit rund 50 Hochschulen. Wir sind bestrebt, diese Zusammenarbeit konzernweit kontinuierlich auszubauen. Unsere enge Zusammenarbeit mit der EDF wurde 2011 im Wesentlichen entflochten. Im Gegenzug bemühte sich die EnBW im Berichtsjahr, die internationale Zusammenarbeit bei Forschung und Entwicklung auszubauen. Dazu gehört sowohl der Test besonders verlustarmer Ortsnetz-Transformatoren zusammen mit dem französischen Verteilnetzbetreiber RTE wie auch die transatlantische Kooperation zur Sicherheit kritischer Infrastrukturen mit einem deutschen Anlagenbauer und US-amerikanischen Einrichtungen. Ausgewählte Forschungs- und Entwicklungsergebnisse Erneuerbare EnergienGeothermie: Mit unseren Forschungsarbeiten in den Geothermiekraftwerken Bruchsal und Soultz-sous-Forêts im Elsass wollen wir die Energieforschung für erneuerbare Energien aktiv fördern. Gemeinsam mit der Energie- und Wasserversorgung Bruchsal GmbH (ewb) erarbeiten wir in dem Ende 2009 in Betrieb genommenen Geothermiekraftwerk Bruchsal Optimierungskonzepte und Effizienzsteigerungsmaßnahmen für Prozesse und Komponenten des Kraftwerks. Ziel ist es, den Thermalwasserkreislauf im Bruchsaler Untergrund zu verbessern und das Kraftwerk noch besser an diese spezielle Wärmequelle anzupassen. Mit den Maßnahmen soll die Jahresbetriebsstundenzahl auf das hohe Niveau von Grundlastkraftwerken steigen und Geothermiestrom in Deutschland künftig langfristig wirtschaftlich gemacht werden. Im elsässischen Soultz-sous-Forêts arbeitet die EnBW mit Partnern an sogenannten Enhanced Geothermal Systems (EGS) – verbesserten geothermischen Systemen. Das Geothermiekraftwerk speist nach einer weiteren Betriebsoptimierung seit Oktober 2011 planmäßig Strom ins französische Stromnetz ein. Bioenergie: Die nachhaltige Nutzung von Biomasse zur Erzeugung von Wärme und Strom (Kraft-Wärme-Kopplung) ist ein wesentlicher Bestandteil des deutschen Energiekonzepts. Bioenergie nutzt die nachwachsenden Rohstoffe aus der Natur, um aus ihnen Strom, Wärme und Biokraftstoffe zu gewinnen. Durch die Erschließung neuer Bioenergiequellen sowie die Entwicklung innovativer und effizienter Bioenergielösungen wollen wir eine klimaneutrale, dezentrale Energieversorgung unterstützen. Daher betreiben wir bundesweit seit einigen Jahren zahlreiche Biomasse-Heiz(kraft)werke in unterschiedlichen Größenklassen und forschen an noch effizienterer Feuerung. Im Rahmen des Projekts „ETAMAX“ am EnBW-Kraftwerksstandort Stuttgart-Gaisburg untersuchen wir gemeinsam mit Wissenschaftlern des Fraunhofer-Instituts die Produktion und Nutzung von Biogas aus Bioabfall. Die EnBW ist für die Veredelung des gewonnenen Biogases zu reinem Biomethan verantwortlich. Mit einer innovativen Technologie, dem Membranverfahren, wird das aus Abfällen gewonnene Biogas zu Bioerdgas aufbereitet, unter hohem Druck gespeichert und für die Nutzung als Kraftstoff in erdgasbetriebenen Mercedes-Benz-Fahrzeugen bereitgestellt. Die ETAMAX-Demonstrationsanlage zur Biogaserzeugung und -aufbereitung wird im ersten Halbjahr 2012 fertiggestellt. Erfüllt sie die Erwartungen, kann eine Anlage zur kommerziellen Nutzung folgen. Power-to-Gas: Um künftig große Strommengen aus fluktuierender Wind- und Fotovoltaik-Erzeugung über längere Zeit speichern zu können, eignen sich aus heutiger Sicht nur chemische Energieträger wie Wasserstoff oder Methan. Gemeinsam mit Partnern aus Industrie und Wissenschaft untersuchen wir im Projekt „Speicherung elektrischer Energie aus regenerativen Quellen im Erdgasnetz“ die langfristigen Potenziale dieses Ansatzes. Die EnBW analysiert in diesem vom Bundesministerium für Bildung und Forschung geförderten Projekt, wie sich unterschiedliche Betriebsweisen und standortspezifische Faktoren auf die Wirtschaftlichkeit verschiedener Power-to-Gas-Konzepte auswirken. Darüber hinaus ist die EnBW Gründungsmitglied der Strategieplattform „Power-to-Gas“ der Deutschen Energie-Agentur. Dort untersuchen wir zusammen mit weiteren Partnern, welche Rahmenbedingungen notwendig sind, damit Power-to-Gas einen Beitrag zur Speicherung von erneuerbarem Strom leisten kann. Dezentrale EnergieerzeugungErdgasbasiertes Mikrogasturbinen-Blockheizkraftwerk: Im Rahmen der gemeinsamen „Forschungsplattform für Dezentrale Energien“ entwickelten die EnBW und das Deutsche Zentrum für Luft- und Raumfahrt (DLR) fortschrittliche Komponenten für ein erdgasbasiertes Kleinkraftwerk mit einer Mikrogasturbine zur gekoppelten Strom- und Wärmebereitstellung. Dadurch können seine Effizienz und die Schadstoffemissionen verbessert und die Attraktivität dieser Anlage für die verbrauchernahe Versorgung von beispielsweise Krankenhäusern und Industriebetrieben weiter gesteigert werden. Zudem werden solche Kraftwerke als steuerbare Anlagen in den intelligenten Netzen der Zukunft eine noch wichtigere Rolle spielen als bisher. Die EnBW befindet sich derzeit, in Zusammenarbeit mit einem Anlagenbauer, in der Entwicklung eines Prototyps für die kommerzielle Nutzung. 2013 soll der Prototyp einsatzbereit sein. Brennstoffzellen für die Energieversorgung von Haushalten: Brennstoffzellenheizgeräte verbrauchen weniger Primärenergie und reduzieren den Ausstoß von CO2. Diese umweltschonende Energieversorgung wollen wir serienmäßig nutzbar machen. Die EnBW engagiert sich deshalb unter anderem im Projekt „CALLUX“, bei dem die beteiligten Unternehmen bis Ende 2013 deutschlandweit eine Inbetriebnahme von 800 Anlagen anstreben. Bis Ende 2011 konnten wir im Rahmen des Projekts bereits 61 Anlagen installieren; bis Ende 2013 soll sich die Zahl auf insgesamt 222 Brennstoffzellenheizungen in Baden-Württemberg erhöhen. Eine im Zuge des Projekts neu entwickelte, gemäß IEC-Norm konzipierte Schnittstelle erleichtert die Kommunikation unter den unterschiedlichen Gerätetypen. Intelligente NetzeMeRegio: 1.000 Haushalts-, Gewerbe- und Industriekunden sind im Rahmen des Projekts „MeRegio" (Minimum Emission Region) mittlerweile mit dynamischen Tarifen, dem intelligenten Stromzähler und den EnBW StromAmpeln® ausgestattet, die einen stündlich variierenden Strompreis anzeigen. Die Datensammlung, bei der das Nutzerverhalten auf Basis der tageszeitlichen Änderung des Strompreises untersucht wird, läuft noch bis September 2012. Die bereits 2010 installierten 250 intelligenten Endgeräte (Tiefkühlgeräte) wurden im Berichtsjahr um Geschirrspüler sowie stationäre Fotovoltaik-Batteriesysteme ergänzt. Ziel ist es, unseren Kunden Lösungen an die Hand zu geben, die eine Eigenverbrauchsoptimierung ermöglichen und gleichzeitig das Stromnetz entlasten können – vom Netzbezug bis hin zur Selbstversorgung. Die Auswertungen bestätigen, dass das Gesamtsystem in der Lage ist, auf Signale zu reagieren und einen Beitrag zur Vermeidung künftiger Stromengpässe zu leisten. Künftig kann das Projekt um E-Speicherheizungen, Wärmepumpen und Anlagen von Industrie- und Gewerbekunden ergänzt werden (> www.meregio.de). ElektromobilitätAuch 2011 haben wir unsere Aktivitäten im Bereich der Elektromobilität ausgeweitet. Ende September schlossen wir die Projekte „MeRegioMobil“ und „Modellregion Stuttgart“ erfolgreich ab. Derzeit bereiten wir uns auf weitere Elektromobilitätsprojekte vor, die ab 2012 die bislang erarbeiteten konzeptionellen Ansätze zur Verknüpfung von Energie- und Verkehrsinfrastruktur vertiefen werden. > Modellregion Stuttgart: Wir haben in Stuttgart mit der größten Elektroflotte Deutschlands das elektrische Mobilitätsverhalten erforscht. Dabei haben rund 600 Elektroroller 1 Mio. km zurückgelegt. Durch die konstruktive Zusammenarbeit mit unseren Testfahrern gewannen wir wichtige Erkenntnisse für künftige Produktangebote. Zusätzlich wurden in Stuttgart 44 Ladeterminals errichtet, an denen E-Bikes und Elektroroller nicht nur geladen, sondern auch Pedelecs der DB Rent ausgeliehen werden können. > Deutsch-französischer Flottentest: Ende 2011 installierten die EnBW und ihre Stadtwerkepartner grenzüberschreitend roamingfähige Ladestationen entlang der deutsch-französischen Grenze. Die speziellen Stationen ermöglichen ein sicheres Laden von Elektrofahrzeugen aus beiden Ländern. So stellen sie den grenzüberschreitenden Verkehr deutscher und französischer Testfahrer sicher. Zudem wurde ein Abrechnungskonzept auf Zeitbasis vorbereitet, dessen Test 2012 anläuft. > Elektromobilitätsinitiative für Städte und Gemeinden: Im Frühjahr 2011 starteten wir eine Untersuchung zum Mobilitätsmuster und zum Ladeverhalten im ländlichen Raum. In einem Zeitraum von 18 Monaten werden Fragebögen und die in den EnBW-Ladestationen gespeicherten Daten ausgewertet und analysiert. Im Zuge des Projekts sollen Städte und Gemeinden in ganz Baden-Württemberg vom Ausbau der Elektromobilität profitieren. Zielsetzung ist die Entwicklung einer landesweiten Infrastruktur. > MeRegioMobil: In Stuttgart und Karlsruhe ist mit nun über 200 öffentlich zugänglichen Ladepunkten eine erste flächendeckende intelligente Ladeinfrastruktur installiert. Das im Projekt entwickelte roamingfähige Lade- und Abrechnungskonzept hat die EnBW zusammen mit den Stadtwerken Karlsruhe in einer Testflotte von 40 „smart electric drive“-Fahrzeugen erfolgreich erprobt. Der Vehicle-to-Grid-Ansatz, bei dem die Batterien von Elektroautos auch zur Entlastung des Stromnetzes eingesetzt werden sollen, wurde am Energy-Smart-Home-Labor des Karlsruher Instituts für Technologie (KIT) prototypisch installiert. Getestet wurde das Verfahren mit zwei Opel Meriva und einer Elektro-A-Klasse von Mercedes, die speziell dazu ausgerüstet wurden, Strom auch wieder ins Netz zurückzuspeisen. Wasserstoff-(H2-)MobilitätEnde September 2011 nahmen wir im Rahmen der Initiative „H2Mobility“ die erste standardisierte H2-Tankstelle in Karlsruhe in Betrieb. Im ersten Halbjahr 2012 folgt eine zweite H2-Tankstelle in Stuttgart, die um eine in ihrer Leistung variabel steuerbare Elektrolyseanlage zur örtlichen Wasserstoffproduktion ergänzt wird. Damit soll die Wirtschaftlichkeit von Wasserstoff als Speicher für erneuerbare Energien, zum Beispiel Windenergie, ermittelt werden. Die Erkenntnisse aus diesen Projekten fließen kontinuierlich in laufende Untersuchungen über mögliche Geschäftsmodelle entlang der H2-Wertschöpfungskette ein. Ziel der Initiative ist der flächendeckende Aufbau einer Tankstelleninfrastruktur für Brennstoffzellenfahrzeuge in den kommenden Jahren in Deutschland. Effizienzsteigerung in der konventionellen Erzeugung und CO2-AbtrennungEffizienzsteigerung in der Kraftwerkstechnik: Ein erhöhter Wirkungsgrad eines Kraftwerks bedeutet automatisch einen verringerten Einsatz von Kohle und niedrigere CO2-Emissionen. Die EnBW hat innerhalb der letzten Jahre ein umfangreiches Programm zur Optimierung ihrer Kohlekraftwerke erfolgreich durchgeführt, zum Beispiel durch Ausrüstung mit neuen, emissionsarmen Kohlestaubbrennern oder durch Neubeschaufelung von Dampfturbinenabschnitten. Mithilfe dieser Aktivitäten konnte die Stromerzeugung bei gleichbleibendem Kohleeinsatz durch Gewinnung „grüner Megawatt“ gesteigert werden. Bei den vorbereitenden Planungen und der Begleitung der Arbeiten kamen computergestützte Auslegungs- und Optimierungswerkzeuge, beispielsweise zur Verbesserung des Verbrennungsprozesses der eingesetzten Kohle, zum Einsatz. Diese konnten innerhalb langjähriger Forschungs- und Entwicklungsprojekte in enger Zusammenarbeit mit Universitäten und Industriepartnern entwickelt und kontinuierlich verbessert werden. CO2-Abscheidung: Mit unseren Untersuchungen zu den verschiedenen CO2-Abscheidetechnologien (Carbon Capture and Storage, CCS), wollen wir den Anforderungen von Kraftwerksbetreibern in Bezug auf Energie- und Kosteneffizienz, Umweltschutz und Versorgungssicherheit so nahe wie möglich kommen. Bei der Abtrennung von CO2 wenig Energie zu verbrauchen und dadurch nur wenige Prozentpunkte beim Wirkungsgrad des Kraftwerks zu verlieren, ist die größte Herausforderung in diesem Prozess. Dementsprechend konzentrieren wir uns zunächst auf die Verfahrensoptimierung in Versuchsanlagen. Gemeinsam mit der Universität Stuttgart nahm die EnBW im Mai 2010 auf dem Campus eine Versuchsanlage in Betrieb, in der das Carbonate-Looping-Verfahren zur Anwendung kommt. Bei diesem Verfahren bindet gebrannter Kalk bei Temperaturen von 600 bis 700 °C zunächst das CO2 aus den Rauchgasen des Kraftwerks. Im Anschluss wird der entstandene Kalkstein auf etwa 900 °C erhitzt. Damit spaltet sich das CO2 vom Kalk wieder ab und steht nach einer Reinigung und Verflüssigung zur Speicherung zur Verfügung. Bislang ergaben sich keine Probleme bei der Verfahrensdurchführung. Anfang 2011 wurde eine zweite Testanlage in Heilbronn in Betrieb genommen. Beim dortigen Verfahren werden die beim Verbrennungsprozess entstehenden Rauchgase mittels wässriger Aminlösung von CO2 gereinigt. Ziel der EnBW ist es, durch die Testanlage Betriebs-Know-how zu gewinnen und Rückschlüsse auf Flexibilität, Regelfähigkeit und Gesamtwirkungsgrad von Großanlagen, die mit einer solchen Technologie ausgestattet sind, zu ziehen. Für den Versuchsbetrieb ist bei beiden Projekten eine Dauer von mindestens drei Jahren vorgesehen. Alternative Methoden zur CO2-MinderungAls Alternative zur technischen CO2-Abtrennung und der Generierung von Zertifikaten nach dem Kyoto-Protokoll erforschen wir Verfahren, die sich den natürlichen CO2-Zyklus zunutze machen: In der Wüstenregion Yotvata, Israel, untersuchen wir Anbautechniken für die Wüstenbegrünung. Im Oman initiierten wir eine Standort- und Machbarkeitsstudie zum Thema Aufforstung küstennaher Regionen sowie zu deren Potenzial zur Meerwasserentsalzung. NachtragsberichtVorgänge, die für die Beurteilung der Ertrags-, Finanz- und Vermögenslage der EnBW von besonderer Bedeutung wären, sind nach dem 31. Dezember 2011 nicht eingetreten. Wesentliche Merkmale des rechnungslegungsbezogenen Internen KontrollsystemsDer Vorstand macht nachfolgend die nach §§ 289 Abs. 5, 315 Abs. 2 Nr. 5 HGB vorgeschriebenen Angaben. GrundsätzeDas rechnungslegungsbezogene Interne Kontrollsystem (IKS) der EnBW dient der Sicherstellung einer ordnungsgemäßen und verlässlichen Finanzberichterstattung. Indem wir die konzernweiten Kontrollmechanismen regelmäßig auf der Einzelgesellschafts- sowie Konzernebene auf ihre Eignung und Funktionsfähigkeit prüfen, gewährleisten wir die Wirksamkeit des IKS. Sind bestehende Kontrollschwächen identifiziert und ist ihre Relevanz für den Jahresabschluss erörtert, werden sie zeitnah behoben. Die IKS-Methodik im EnBW-Konzern basiert auf dem COSO-Standard, einem international etablierten Rahmen für interne Kontrollsysteme. Das IKS wird als wirksam eingestuft, sofern die Kontrollmechanismen einen standardisierten und überwachten Reifegrad erreichen sowie keine wesentlichen Kontrollschwächen aufweisen. Der Reifegrad definiert sich aus dem unternehmensinternen Verständnis von einem IKS als sinnvolles Instrument der Risikovorsorge und dem Umsetzungsgrad der konzernweiten IKS-Methodik in den Konzerngesellschaften. Die Wesentlichkeit von Kontrollschwächen ergibt sich aus der Eintrittswahrscheinlichkeit und dem Umfang einer möglichen Falschaussage im Verhältnis zu den betroffenen Jahresabschlussposten. Das rechnungslegungsbezogene Risikomanagementsystem als Teil des IKS definiert Maßnahmen zur Identifizierung und Bewertung von Risiken, die das Ziel eines regelkonformen Jahresabschlusses gefährden. Eine absolute Sicherheit in Bezug auf die Zielerreichung sowie die Vollständigkeit besteht trotz eines etablierten IKS nicht. Unvorhergesehene Veränderungen im Kontrollumfeld, kriminelle Handlungen oder menschliche Fehler können die Leistungsfähigkeit des IKS in Einzelfällen beeinträchtigen. StrukturDas IKS der EnBW besteht aus einer zentralen und einer dezentralen Organisation. Alle wesentlichen Gesellschaften verfügen über einen IKS-Verantwortlichen, der die Wirksamkeit des IKS auf Gesellschaftsebene überwacht und aufgetretene Kontrollschwächen bewertet. Ein IKS-Gesellschaftsbericht wird jährlich erstellt und von der Geschäftsleitung der Gesellschaften genehmigt. Die Einzelgesellschaften werden von dem auf Konzernebene angesiedelten IKS-Verantwortlichen bei der Umsetzung der standardisierten Vorgehensweise unterstützt. Zudem konsolidiert dieser die erhobenen Daten. Der Konzernvorstand erhält jährlich einen aggregierten IKS-Konzernbericht, der als Grundlage für die Berichterstattung an den Prüfungsausschuss des Aufsichtsrats dient. ProzessStandardisierte Prozesse stellen die Vollständigkeit und Konsistenz der Jahresabschlusserstellung und -offenlegung sicher. Die Kontrollen zur Einhaltung der Konzernbilanzierungsrichtlinien sowie der Verfahrensanweisungen und Zeitpläne der einzelnen Rechnungslegungsprozesse werden durch das rechnungslegungsbezogene IKS definiert. In einem jährlichen Regelkreislauf werden die Aktualität der Dokumentation, die Eignung und Funktionalität der Kontrollen überwacht sowie auftretende Kontrollschwächen identifiziert und bewertet. Ein risikoorientiertes Auswahlverfahren identifiziert die relevanten Gesellschaften, die wesentlichen Jahresabschlussposten und Prozesse einschließlich Kontrollen. Als Basis dieses Auswahlverfahrens dienen quantitative und qualitative Risikoindikatoren.  Ein zentrales Dokumentationssystem erfasst die definierten Prozesse und Kontrollen. Nach der Dokumentationsphase wird die Wirksamkeit dieser Kontrollaktivitäten beurteilt. Hierbei wird analysiert, ob die Kontrollaktivitäten grundsätzlich geeignet sind, die Risiken einer fehlerhaften Finanzberichterstattung zu reduzieren. Darüber hinaus wird durch eine regelmäßige Überwachung der Kontrolldurchführung und deren Dokumentation die Funktionsfähigkeit der festgelegten Kontrollen überprüft. Werden im Rahmen dieser Aktivitäten sogenannte Kontrollschwächen festgestellt, schließt sich eine Bewertung der Auswirkungen auf den Jahresabschluss an. Die Ergebnisse werden in einem Bericht auf Gesellschaftsebene sowie in einem aggregierten Konzernbericht dargestellt. Risiko- und ChancenberichtDie Risikolage des EnBW-Konzerns war 2011 angespannt. Das im Sommer beschlossene Gesetzespaket zur Energiewende stellt die EnBW vor große Herausforderungen. Daraus ergeben sich erhebliche Risiken, aber auch Chancen. Aus der Belastung der internationalen Finanzmärkte durch die Euroschuldenkrise resultieren Risiken bei der Bewertung von Wertpapieren. Wettbewerbs- und Marktrisiken nahmen 2011 ebenfalls zu. Die EnBW setzt auf gezielte strategische und operative Maßnahmen, um Risiken zu minimieren und Chancen auszuschöpfen. Bestandsgefährdende Risiken bestehen für den Konzern nicht. Grundsätze des RisikomanagementsAls Risiko definiert die EnBW potenzielle negative Abweichungen von der geplanten Ertrags-, Vermögens- oder Liquiditätslage. Risiken können entweder aus grundsätzlich kalkulierbaren, aber dennoch der Zufälligkeit unterliegenden, oder aber aus nicht vorhersehbaren Ereignissen hervorgehen. Der EnBW-Konzern nimmt folgende Risikokategorisierung vor: Umfeld und Branche, Strategie, Finanzen, operative und sonstige Risiken. Risikomanagement wird bei der EnBW als proaktiver und präventiver Prozess zur Steuerung interner und externer Risiken für die EnBW-Geschäftstätigkeit verstanden. Der Risikomanagementprozess beinhaltet die Risikoidentifikation, -analyse, -bewertung und -berichterstattung.  Die Risikosteuerung sieht Maßnahmen zur Risikovermeidung, -verminderung und -überwälzung, der bilanziellen Risikovorsorge oder Risikotoleranz vor. Das Risikomanagement richtet sich vor allem auf einen mittelfristigen Planungszeitraum; hinzu kommen Risiken über diesen Zeitraum hinaus, sofern sie von besonderer Bedeutung sind.  Struktur und Prozess des Risikomanagements Das Risikomanagementsystem im EnBW-Konzern umfasst zentrale und dezentrale Einheiten. Die konzernweite Vorgabe von Methoden und Prozessen sowie die Risikoberichterstattung an den Vorstand verantwortet das in der Holding angesiedelte Konzernrisikomanagement. Die Konzernrichtlinie zum Risikomanagement definiert konzernweit den Umgang mit Risiken. Die Risikoaggregation erfolgt ausgehend von der Ebene der Einzelgesellschaften entlang der festgelegten Berichtslinien über den gesamten Konzern. Fragen und Sachverhalte des Risikomanagements werden im interdisziplinär besetzten Konzernrisikoausschuss aus verschiedenen Konzernperspektiven beleuchtet. Darüber hinaus gewährleistet er die Qualität des Konzernrisikoberichts. Der Aufsichtsrat wird regelmäßig über die Risikosituation informiert. Im Aufsichtsrat nimmt vor allem der Prüfungsausschuss eine detaillierte Bewertung der Risikolage des Konzerns vor. Der Risikomanagementprozess ist als kontinuierlicher Vorgang in die betrieblichen Abläufe der Gesellschaften im EnBW-Konzern sowie auf Holdingebene integriert. Es bestehen verschiedene Berichts- und Eskalationsstufen. Die Erfassungsschwelle von Risiken liegt bei einem möglichen Schaden von 1 Mio. €. Die Verantwortung für die Steuerung dieser Risiken liegt bei der Geschäftsführung der jeweiligen Einzelgesellschaft. Der zuständige Ressortvorstand wird unterrichtet, falls die Risikohöhe einen Betrag von 20 Mio. € im dreijährigen Planungshorizont oder 10 Mio. € im ersten Planjahr erreicht. Die Konzernrisikoschwelle beträgt 50 Mio. € über den Planungshorizont. Derartige Risiken werden im Gesamtvorstand behandelt. Die Risikoberichterstattung erfolgt monatlich in standardisierter Form. Liegt eine akute und zeitkritische Risikosituation vor, wird der Vorstand sofort in Kenntnis gesetzt. Bei Risiken mit einer Eintrittswahrscheinlichkeit von bis zu 50 % wird anhand einer Einzelprüfung beurteilt, ob diese in der nächsten Planungsrunde zu behandeln sind. Bei einer Eintrittswahrscheinlichkeit über 50 % werden die Risiken planerisch berücksichtigt und es sind, soweit möglich, bilanzielle Maßnahmen im IFRS-Konzernabschluss zu treffen.  Derzeit erweitern wir im Zuge der kontinuierlichen Fortentwicklung unseres Risikomanagementprozesses den etablierten Bottom-up-Prozess um eine systematische Top-down-Perspektive. Damit erhalten wir einen umfassenden Rundumblick und können zusätzliche Nutzenpotenziale heben. In einem weiteren Schritt modellieren wir die Topchancen und -risiken über den Mittelfristplanungszeitraum stochastisch. Dies lässt Aussagen zur Bandbreite des künftigen Konzernergebnisses und weiterer Zielgrößen zu. Regelmäßige Workshops und Informationsveranstaltungen unterstützen Aufbau und Weiterentwicklung der fachlichen Expertise unserer Mitarbeiter in Bezug auf das Risikomanagement. Umfeld- und BranchenrisikenGesamtwirtschaftliche RisikenDie künftige konjunkturelle Entwicklung beeinflusst die Energienachfrage und somit die Erzeugungs- und Absatzmengen im Strom- und Gasgeschäft der EnBW. Weicht der Konjunkturverlauf deutlich negativ von unserer Planung ab, ergeben sich erhebliche Risiken für die Geschäftsentwicklung der EnBW. Neben dem Wiedervermarktungsrisiko im Fall von geringeren Absatzmengen im Vertrieb gehören die Risiken reduzierter Vertriebsmargen sowie geringerer Durchleitungsmengen in den EnBW-Netzen und somit sinkender Netznutzungserlöse dazu. Die Lage der Weltwirtschaft verschlechterte sich im Jahresverlauf 2011. Die Schuldenkrise einiger Euroländer, die politischen Diskussionen um die Erhöhung der staatlichen Schuldengrenze in den USA und die Herabstufungen der Ratings einiger Staaten haben zu Turbulenzen an den internationalen Finanzmärkten geführt und belasten auch zunehmend die Realwirtschaft. Eine Verschärfung der Euroschuldenkrise und ein damit einhergehender dauerhafter Rückgang der Marktpreise für Wertpapiere auf breiter Front birgt für die EnBW das Risiko, Wertberichtigungen auf Wertpapiere des Deckungsvermögens vornehmen zu müssen, das beispielsweise für Pensionsverpflichtungen vorgehalten wird. MarktentwicklungMarktpreisrisiko: Nahezu alle Vermögenswerte und Geschäfte unserer Konzerngesellschaften in den Bereichen Erzeugung, Handel und Vertrieb sind Marktpreisänderungsrisiken ausgesetzt. Daher besteht eine zentrale Aufgabe des Risikomanagements in der Bewertung und Steuerung des aus Marktpreisänderungen resultierenden Gewinn- oder Verlustpotenzials. Unser Risikomanagement und -controlling basiert auf Best-Practice-Verfahren, die den Marktentwicklungen kontinuierlich angepasst werden. Die Marktpreisänderungs- und Kreditrisiken, die Einhaltung der Limite sowie das an den aktuellen Marktpreisen gemessene Ergebnis werden täglich durch das Risikocontrolling der EnBW Trading GmbH (ETG) erfasst. Auf diese Weise wird das Konzernergebnis durch das frühzeitige Absichern von Energiepreisrisiken an den Terminmärkten abgesichert. Als Grundlage der Absicherungsstrategie dient ein Hedge-Konzept, das auch die Wahrung von Chancen umfasst. Für unsere Stromerzeugung sieht die Risikosteuerung vor allem die finanzielle Absicherung gegen fallende Strompreise und steigende Brennstoff- und Emissionszertifikatepreise vor. Kerngeschäft der ETG ist die Vermarktung unserer Eigenerzeugung und deren Absicherung gegen Marktpreisänderungsrisiken vorrangig über den Großhandelsmarkt. Jedoch lassen sich diese Risiken nur für einen begrenzten Zeitraum absichern. Trotz Absicherungsstrategie besteht für die EnBW daher bei der Vermarktung ihrer Erzeugungsmengen langfristig das Risiko sinkender Strompreise beziehungsweise das Risiko einer ungünstigen Entwicklung des Brennstoff-Strompreis-Verhältnisses. Als zentrales Organ der Risikosteuerung agiert ein Risikomanagementkomitee, in das verschiedene Konzerngesellschaften entlang der Wertschöpfungskette sowie die Konzernholding eingebunden sind. Im Rahmen der Risikosteuerung für den Vertrieb sichert die EnBW die Bereitstellung erwarteter Absatzmengen. Weiterhin sichert die ETG Währungsrisiken aus dem Bezug von Brennstoffen ab, die in Fremdwährungen gehandelt werden. Chancen, die sich aus der Flexibilität unserer Kraftwerke ergeben, werden durch eine kontinuierliche Optimierung entsprechend aktueller Marktpreise genutzt. Über die Risikosteuerung hinaus setzt die ETG ihr Know-how an den Energiemärkten auch für unseren Eigenhandel ein, um zusätzliche Erträge zu erwirtschaften. Aus der Marktentwicklung lassen sich folgende wesentliche Marktpreisrisiken ableiten: Im Rahmen unserer Energiehandelstätigkeit werden im EnBW-Konzern Energiehandelskontrakte für Zwecke des Preisrisikomanagements, der Kraftwerksoptimierung, der Lastglättung und der Margenoptimierung abgeschlossen. Eigenhandel ist nur innerhalb enger, klar definierter Limite erlaubt. Die Preisänderungsrisiken resultieren im Wesentlichen aus der Beschaffung und Veräußerung von Strom, der Beschaffung der Brennstoffe Kohle, Gas und Öl sowie der Beschaffung von Emissionsrechten. Hinzu kommen Preisrisiken für den EnBW-Konzern, die durch das Eingehen spekulativer Positionen im Eigenhandel entstehen. Eine Absicherung der Preisrisiken erfolgt anhand fortlaufend überprüfter Marktpreiserwartungen mit geeigneten Finanzinstrumenten. Im Berichtsjahr kamen als Sicherungsinstrumente Forwards, Futures, Swaps und Optionen zur Anwendung. Zum 31. Dezember 2011 betrugen die Nominalwerte aller Energiederivate insgesamt 44.768,0 Mio. €. Der Marktwert aller Energiederivate belief sich zum selben Zeitpunkt auf -83,9 Mio. €. Wie bereits erwähnt ist der EnBW-Konzern Risiken aus Fremdwährung ausgesetzt, die sich aus der Beschaffung und der Preisabsicherung des Brennstoffbedarfs sowie durch Gas- und Ölhandelsgeschäfte ergeben. Zudem bestehen Währungsrisiken aus in Fremdwährung lautenden Verbindlichkeiten. Das Währungsrisiko wird anhand fortlaufend überprüfter Devisenkurserwartungen mit geeigneten standardisierten Finanzinstrumenten abgesichert. Währungsrisiken bestehen für den EnBW-Konzern im Wesentlichen in US-Dollar, Schweizer Franken, Ungarischer Forint sowie in Tschechischer Krone. Das bei ausländischen Konzerngesellschaften außerhalb der Eurozone gebundene Nettovermögen sowie die Umrechnungsrisiken (Translationsrisiken) werden nur in Einzelfällen gegen Wechselkursschwankungen gesichert. Zur operativen und strategischen Liquiditätssteuerung verwenden sowohl der EnBW-Konzern als auch die EnBW AG zinssensitive Finanzinstrumente. Zinsrisiken ergeben sich hierbei nur aus variabel verzinslichen Instrumenten. Zinsrisiken bestehen auf der Aktivseite aus Bankguthaben und auf der Passivseite aus variabel verzinslichen Bankverbindlichkeiten. Daneben bestehen für den EnBW-Konzern und die EnBW AG Zinsrisiken aus Derivaten in Form von Swapgeschäften, hauptsächlich in der Eurozone. Eine entsprechende Sensitivitätsanalyse findet sich in der Berichterstattung zu den Finanzinstrumenten im Anhang zum Konzernabschluss. Das Nominalvolumen der Zins- und Währungsderivate zum 31. Dezember 2011 betrug 5.840,4 Mio. €. Die Marktwerte dieser Derivate beliefen sich auf 264,9 Mio. €. Wettbewerbsrisiko: Angesichts eines intensiven Wettbewerbs im Endkundengeschäft sowohl im B2C- als auch B2B-Segment besteht das Risiko von Kundenverlusten. Hiermit gehen Preis- und Margenrisiken einher, sofern die Aufwendungen für energiewirtschaftliche Kosten aufgrund der Wechselbereitschaft des Kunden nicht an diesen weitergereicht werden können. Verlustenergie: Die beim Transport durch die Netze verlorene Energie muss durch die EnBW-Netzgesellschaften am Markt nachbeschafft werden. Während die Menge der Verlustenergie im Verteilnetz durch Erfahrungswerte gut abschätzbar ist, ist diese Mengenplanung im Transportnetz schwierig. Die Volatilität der Marktpreise für die Beschaffung der Verlustenergie kann zu einer Überschreitung der Planpreise führen. Politische und regulatorische RisikenEnergiewende: Aus dem im Sommer 2011 beschlossenen Gesetzespaket zur Energiewende und der damit verbundenen endgültigen Abschaltung von Block I des Kernkraftwerks Neckarwestheim (GKN I) und von Block 1 des Kernkraftwerks Philippsburg (KKP 1) resultieren Ergebnisbelastungen für das Geschäftsjahr 2011 und die Folgejahre. Bereits zum Halbjahresabschluss 2011 erfolgten außerordentliche Abschreibungen auf Brennelemente und das Sachanlagevermögen. Weitere Ergebnisbelastungen entstanden aufgrund außerordentlicher Zuführungen zu den Kernenergierückstellungen, die auch die Nettoschulden beeinträchtigten. Des Weiteren besteht Unklarheit über die Haltung Frankreichs gegenüber der Kernenergie infolge der Ereignisse in Fukushima. Zusätzliche politische und behördliche Auflagen für die französischen Kernkraftwerke könnten sich kostenerhöhend auf bestehende Bezugsverträge mit der Electricité de France S.A. auswirken. Kernbrennstoffsteuer und Förderfondsvertrag: Am 1. Januar 2011 trat das Kernbrennstoffsteuergesetz in Kraft. Es sieht eine Steuer von 145 € pro eingesetztem Gramm Kernbrennstoff vor. Die Steuer soll von 2011 bis 2016 erhoben werden. Trotz des Inkrafttretens der 13. Atomgesetznovelle, mit der die sieben ältesten deutschen Kernkraftwerke (KKW) und das KKW Krümmel endgültig ihren Leistungsbetrieb einstellen mussten, hält der Bund an der Kernbrennstoffsteuer fest. Dies führt zu einer zusätzlichen Belastung des operativen Ergebnisses der EnBW in Höhe von circa 240 Mio. € im Jahr 2011 für die Kernkraftwerke GKN II und KKP 2. Die EnBW reichte daher im Juli 2011 wegen der Anmeldung der Kernbrennstoffsteuer für GKN II und KKP 2 beim Finanzgericht Baden-Württemberg in Freiburg Klagen ein und stellte Eilanträge. Sie vertritt die Auffassung, dass die Kernbrennstoffsteuer sowohl gegen Verfassungs- als auch gegen Europarecht verstößt. Das Finanzgericht Baden-Württemberg lehnte die Anträge im Januar 2012 ab. Die EnBW hat mit der zugelassenen Beschwerde den Bundesfinanzhof angerufen. Ebenso prüft die EnBW die Möglichkeit, mit einer Klage vor dem Bundesverfassungsgericht gegen die 13. Atomgesetznovelle vorzugehen. Im Zuge der Ende 2010 beschlossenen Laufzeitverlängerung für die deutschen Kernkraftwerke hatten Bundesregierung und Betreiber einen Förderfondsvertrag unterzeichnet. Dieser sollte die Komponenten Laufzeitverlängerung, Kernbrennstoffsteuer und Förderung erneuerbarer Energien miteinander verknüpfen. Gemäß Förderfondsvertrag sollten im Rahmen der Laufzeitverlängerung Vorauszahlungen in einen Fonds für erneuerbare Energien geleistet werden. Ab 2017 sollten diese mit den zu leistenden Förderbeiträgen von 9 €/MWh aus dem Laufzeitverlängerungskontingent verrechnet werden. Nach der 13. Novelle des Atomgesetzes besteht nach Ansicht der Kernkraftwerksbetreiber keine Zahlungsverpflichtung mehr. Hierzu konnte noch keine Einigung erzielt werden. Netznutzung: Innerhalb einer Regulierungsperiode kann es zu Anpassungen der Anreizregulierungsverordnung und der damit verbundenen Erlösobergrenzen und Netznutzungsentgelte kommen. Die Novelle des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) sieht für energieintensive Kunden eine Befreiung von Netznutzungsentgelten beziehungsweise individuelle Netznutzungsentgelte vor. Die Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) nehmen daraufhin untereinander einen Belastungsausgleich vor und ermitteln und veröffentlichen eine bundesweit einheitliche Umlage. Gemäß der Festlegung der Bundesnetzagentur (BNetzA) vom 14. Dezember 2011 wird die Umlage zunächst auf Basis von Planwerten ermittelt. Mögliche Differenzen zur Istabrechnung werden bei der Ermittlung der Umlage der Folgejahre berücksichtigt. Ein finanzielles Risiko wird dadurch minimiert. Wiedereinführung genereller Produktivitätsfaktor: Im Juni 2011 hat der Bundesgerichtshof (BGH) die bisherige Ausgestaltung des im Rahmen der Anreizregulierung zu berücksichtigenden generellen sektoralen Produktivitätsfaktors für unzulässig erklärt, da es hierfür keine Ermächtigungsgrundlage im EnWG gibt. Ende 2011 wurde eine neue Ermächtigungsgrundlage gesetzlich verankert, die inzwischen rechtsgültig ist. Die Wiederherstellung der Rechtmäßigkeit des generellen sektoralen Produktivitätsfaktors führt zu einer Absenkung der regulatorisch zulässigen Erlösobergrenze für das Jahr 2012 und reduziert somit die Netznutzungsentgelte für die Jahre 2012 und 2013 jeweils um einen mittleren zweistelligen Millionenbetrag. Die BNetzA hat alle Netzbetreiber aufgefordert, bereits in den Netzentgelten für 2012 diese um den Produktivitätsfaktor reduzierte Erlösobergrenze zu berücksichtigen. Ertüchtigung Masten: Zurzeit wird ein zu erreichendes Sicherheitsniveau für bestehende Masten definiert, das dem Stand der Technik entspricht. Es besteht die Möglichkeit, dass sich die Forderungen der Energieaufsicht Baden-Württemberg zukünftig nicht mehr wie bisher nur auf die Überprüfung und eventuelle Ertüchtigung von Thomasstahl-Masten beschränken wird, sondern auf alle Masten ausweiten könnte. Würde sich bei einer Überprüfung der Zuverlässigkeit herausstellen, dass die Anforderungen nicht erfüllt werden, wären Ertüchtigungs- oder Neubaumaßnahmen erforderlich, die nicht in den aktuellen Wirtschaftsplänen berücksichtigt sind. Sozialisierung Offshore-Netzanbindungskosten: ÜNB, in deren Regelzone die Netzanbindung von Offshore-Windanlagen erfolgen soll, haben gemäß §17 Abs. 2a EnWG die Netzanschlüsse zu realisieren. Die hieraus entstehenden Netzanbindungskosten werden gemäß KWKG-Schlüssel im Rahmen des bundesweiten Wälzungsmechanismus verrechnet. Die ÜNB berücksichtigen diese Kosten im Nachgang in ihrer Erlösobergrenze. Sollte dieser Ausgleich weiterhin mit einem zweijährigen Zeitversatz erfolgen, könnten sich hieraus temporäre Ergebnisrisiken ergeben, die sich jedoch nach zwei Jahren wieder ausgleichen. Missbrauchsverfahren Regelenergie: Das Missbrauchsverfahren der BNetzA gegen die deutschen ÜNB wurde seitens der BNetzA nicht abgeschlossen. Seit Mai 2010 wird von allen deutschen ÜNB der Netzregelverbund angewendet, bei dem das Gegeneinanderregeln minimiert wird. Somit wurde dem Gegenstand des Verfahrens hinsichtlich des systembedingten Gegeneinanderregelns zwischen den vier deutschen Regelzonen abgeholfen. Bei Feststellung eines Missbrauchs könnte ein Teil der seit 2006 von unserem ÜNB, der EnBW Transportnetze AG, getätigten Regelleistungsausgaben nicht anerkannt und in künftigen Entgeltperioden entgeltmindernd berücksichtigt werden. Umsetzung 3. Binnenmarktpaket: Die im Sommer 2011 in Kraft getretene Novellierung des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) enthält striktere Unbundling-Vorgaben für ÜNB. Die EnBW setzt das ITO-Modell um. Aufgrund der gesetzlichen Vorgaben ergeben sich hierbei nicht unerhebliche Synergieverluste. Kartellrechtliche Preisüberprüfungen: Im Rahmen der kartellrechtlichen Kontrollaktivitäten zur Fernwärme-, Gas-, Strom- und Wasserpreisbildung können sich auch 2012 kartellrechtliche Risiken für den Konzern ergeben. Nach Beendigung der Sektorenuntersuchung Stromerzeugung/Stromgroßhandel konzentrieren sich kartellrechtliche Überprüfungen auf die Bereiche Fernwärme und Wasser. Hierbei stehen die Preise von EnBW-Konzernunternehmen nicht im Fokus. Im Rahmen von Überprüfungen dritter Unternehmen auf Basis des Vergleichsmarktkonzepts stellt die EnBW angefragte Informationen zur Verfügung. Strategische RisikenWirtschaftlichkeit von Investitionen: Strategische Vorhaben bergen neben Chancen immer auch Risiken. Potenzielle Ergebniseinbußen für die EnBW können unter anderem aus der Fehleinschätzung von Kundenanforderungen und Umfeldbedingungen sowie aus technologischen Fehlentscheidungen resultieren. Der EnBW-Konzern treibt eine Reihe von Neubauprojekten voran. Die Großvorhaben sind durch eine hohe Komplexität und das Zusammenwirken zahlreicher Beteiligter geprägt. Beeinträchtigungen im Erstellungsprozess, die zu Abweichungen vom geplanten Ablauf der Projekte verbunden mit zeitlichen Verzögerungen und Kostensteigerungen führen oder führen können, sind nicht auszuschließen. Es besteht das Risiko, dass sich die Fertigstellung des Neubaus des Steinkohlekraftwerks RDK 8 über das Jahr 2013 hinaus verzögert. Von einer Verzögerung bis ins Jahr 2015 ist beim Neubau von Block 9 des Grosskraftwerks Mannheim (GKM 9) auszugehen. Die EnBW ist mit 32 % am GKM 9 beteiligt. Auch der Offshore-Windpark EnBW Baltic 2 unterliegt dem Risiko einer Terminverzögerung. Ein enges Projektrisikomanagement steuert Qualitäts-, Kosten- und Terminrisiken solcher Investitionsprojekte entgegen. Neben diesen Störungen im Erstellungsprozess birgt auch der Wandel des Marktumfelds das Risiko, dass die Werthaltigkeit der Investitionen nicht planmäßig erreicht wird und Wertberichtigungen notwendig werden. Die EnBW möchte als partnerschaftlicher Energieversorger gemeinsam mit Bürgern, Kommunen, Kreisen und Ländern Potenziale nutzen. Die gesellschaftliche Akzeptanz für Kraftwerksneubauten ist dafür von zentraler Bedeutung. Beteiligungen: Im Rahmen ihrer Konzernstrategie erwirbt und veräußert die EnBW Beteiligungen. Naturgemäß bestehen bei diesen Transaktionen sowie bei der Integration der jeweiligen Gesellschaft in den Konzern Unsicherheiten. Das Risiko der Wertminderung von Beteiligungen auf Konzernbuchwerte resultiert aus veränderten Annahmen bezüglich der Geschäftsentwicklung der Beteiligung. Vor allem gilt dies für neu erworbene, aber auch für bestehende Beteiligungen. 2011 mussten Wertberichtigungen auf unseren Beteiligungsansatz an der EWE Aktiengesellschaft (EWE) sowie der EVN AG vorgenommen werden. Wesentlicher Bewertungsparameter von Beteiligungen stellt der WACC dar, der unter anderem vom risikofreien Zinssatz abhängig ist. Erhöhen sich die entsprechenden Zinssätze, steigt auch der WACC. Darüber hinaus können Veränderungen bei der Einschätzung der künftigen Profitabilität von Konzernunternehmen zu zusätzlichen Wertberichtigungen führen. Sofern die Übernahme der bis zum 17. Februar 2011 von der EDF gehaltenen EnBW-Aktien durch die dem Land Baden-Württemberg zuzurechnende NECKARPRI-Beteiligungsgesellschaft mbH (NECKARPRI) in Verbindung mit dem Abschluss einer Aktionärsvereinbarung zwischen NECKARPRI und OEW Energie-Beteiligungs GmbH einen Kontrollwechsel im Sinne des EWE-Vertragswerks darstellen sollte, wäre die EnBW verpflichtet, den kommunalen Aktionären der EWE ihre Anteile zum gutachterlich zu ermittelnden Unternehmenswert anzudienen. Die EnBW vertritt die Auffassung, dass kein Kontrollwechsel vorlag. Die kommunalen Aktionäre haben die EnBW hingegen zur Angebotslegung aufgefordert. Die EnBW ist dem nicht nachgekommen. Im Falle einer nicht einvernehmlichen Einigung über den Sachverhalt besteht das Risiko, dass der Verkaufspreis unter dem aktuell bei der EnBW geführten Buchwert liegt. Das Investitionsprogramm der EnBW richtet sich in Höhe und zeitlicher Entwicklung auch nach den Desinvestitionserfolgen. Dabei besteht das Risiko, dass Zeitpunkt und realisierbarer Veräußerungserlös von Desinvestitionen nicht unseren Planungen und Vorstellungen entsprechen. Dies hätte Rückwirkungen auf die Gesamtinvestitionssumme des Konzerns und könnte einen Abschreibungsbedarf entstehen lassen. Wiederabschluss von Konzessionsverträgen: Im Netzgebiet der EnBW und ihrer wesentlichen Beteiligungen laufen bis zum Jahr 2014 rund 200 Strom- und Gaskonzessionsverträge aus und stehen zur Neuverhandlung an. Wesentliche Konzessionen für die EnBW stellen hierbei die des Neckar-Elektrizitäts-Verbands sowie die der Stadt Stuttgart dar. Der Verlust eines Konzessionsgebiets kann einen Ertragswertnachteil mit sich bringen. Darüber hinaus besteht bei einem Erwerb der Konzession durch ein integriertes Energieversorgungsunternehmen das Risiko, dass dieses sukzessive die bei einem Netzübergang bei den EnBW-Vertrieben verbleibenden Kunden abwirbt. Es besteht ein unverändert hohes Interesse Dritter an von uns gehaltenen Konzessionen. Städte und Gemeinden zeigen zudem vermehrt Interesse daran, Strom-, Gas- und Wassernetze in die öffentliche Hand zu übernehmen. Die EnBW versteht sich als starker Partner der Kommunen in Baden-Württemberg und geht mit differenzierten Angeboten aktiv auf Städte und Gemeinden zu. Die Angebote beinhalten neben der Verlängerung von Konzessionen auch gemeinsame Gesellschaften mit Kommunen und Stadtwerken. 2011 wurden rund 50 Konzessionsverträge neu verhandelt und abgeschlossen. Durch die Ausrichtung an kommunalen Zielen und das etablierte Konzessions- und Beziehungsmanagement konnte der EnBW-Konzern somit trotz verstärktem Wettbewerb mit Stadtwerken die Gesamtzahl der Konzessionen nahezu stabil halten. Operative RisikenEndogene und exogene Faktoren: Die Produktionsprozesse entlang der Wertschöpfungskette in den Geschäftsfeldern des EnBW-Konzerns erfolgen in komplexen und hoch spezialisierten technischen Anlagen. Unser Bestreben ist die Vermeidung von Schäden an Anlagen sowie die Minimierung von Ausfällen. Eine moderne Technik, eine kontinuierliche Instandhaltung der Anlagen und die Schulung der Mitarbeiter sollen endogenen Risiken vorbeugen. Dennoch lassen sie sich trotz hoher Standards nicht komplett vermeiden. Exogene Faktoren wirken sich in der Regel schnell und unvorhergesehen auf unsere Prozesse aus, was die Risikoeinschätzung erschwert. Mit präventiven Maßnahmen versuchen wir, auch diesen Risiken zu begegnen. Sofern möglich und wirtschaftlich sinnvoll, minimieren wir die wirtschaftlichen Belastungen operativer Risiken unter anderem durch den Abschluss von Versicherungen. Jährliche Bedarfsanalysen sollen einen ausreichenden Umfang des Versicherungsschutzes gegen eintretende Sachschäden sicherstellen. Die Höhe des zu tragenden Selbstbehalts wählen wir nach ökonomisch sinnvollen Maßstäben. Eine Betriebsunterbrechung kann, je nach Dauer, besonders im Kraftwerksbereich zu einer deutlichen Belastung der Ertragslage führen. Kraftwerksrückbau: Grundsätzlich sind mit lang laufenden und komplexen Großprojekten wie dem Kraftwerksrückbau Risiken verknüpft. Dies betrifft das aktuelle Rückbauprojekt in Obrigheim sowie die künftigen Kraftwerksrückbauten der beiden abgeschalteten Kernkraftwerksblöcke KKP 1 und GKN I. Besonders technische und regulative Risiken sowie Marktrisiken, die zur Überschreitung von Kosten- und Zeitplänen führen können, müssen berücksichtigt werden. FinanzrisikenKontrahentenausfallrisikoNeben Kundengeschäften führen Geschäfte im Over-the-Counter-(OTC-)Markt zu Kontrahentenausfallrisiken. Die OTC-Geschäfte dienen der Absicherung und Optimierung der Kraftwerkskapazitäten im Handelsbereich. Die handelsseitigen Bestandteile des Kontrahentenausfallrisikos sind das Settlement- und das Mark-to-Market-Risiko. Unbesicherte Forderungen gegenüber Handelspartnern sowie vertriebliche Kundenbeziehungen bringen das Settlement Risk mit sich. Das Mark-to-Market-Risiko resultiert aus Marktpreisschwankungen. Durch Preisbewegungen verändert sich der Wert der offenen Position im Handels- und Kundenportfolio. Hierdurch ergibt sich das Wiederabsatz- beziehungsweise Wiedereindeckungsrisiko beim Ausfall eines Handelspartners. Bei Letzterem muss die Wiedereindeckung der Handelsposition zu aktuellen Marktpreisen erfolgen. Zur Reduzierung des Kontrahentenausfallrisikos wurden mit einigen Handelspartnern bilaterale Margin-Vereinbarungen abgeschlossen. In diesem Fall werden gegen bestehende Kontrahentenrisiken Sicherheiten gestellt. Auf diese Weise wird das Kontrahentenausfallrisiko aus der gegebenen Geschäftsbeziehung innerhalb der definierten Grenzen gehalten. Für Handelspartner im OTC-Markt sehen wir einen Kreditrahmen auf Basis der individuellen Bonität vor. Regelmäßig wird das Kontrahentenausfallrisiko ermittelt und die Einhaltung der Kreditrahmen beziehungsweise deren Verteilung überwacht. Handelsgeschäfte am OTC-Markt werden grundsätzlich auf Basis von Rahmenverträgen abgeschlossen, die zum Beispiel von der European Federation of Energy Traders (EFET), der International Swaps and Derivatives Association (ISDA) oder der International Emissions Trading Association (IETA) veröffentlicht werden. Für Geschäfte an Energiebörsen wie EEX oder ICE schließt das Clearing der Geschäfte über Börse und Clearingbank ein Kontrahentenausfallrisiko aus. Im Geschäftsjahr 2011 hat keiner unserer OTC-Geschäftspartner Insolvenz angemeldet. Aufgrund der Margin-Regelungen bei Börsengeschäften und bilateralen Margin-Vereinbarungen kann es bei ungünstiger Marktentwicklung zu kurzfristigen Liquiditätsabflüssen kommen, die jedoch spätestens bei Erfüllung der zugrunde liegenden Termingeschäfte wieder ausgeglichen werden. Dieses Liquiditätsrisiko wird kontinuierlich mittels Stresstests überwacht. Im Berichtsjahr kam es in der Finanzbranche, ausgelöst durch die Eurokrise, zu einer Verschlechterung der Bonität und einer Herabstufung einiger Finanzinstitute. Dies führte zu einer Erhöhung des Kreditrisikos. Es besteht die Gefahr, dass sich die Finanzkrise auf die Realwirtschaft ausdehnt und es zu einem weiteren Anstieg des Kreditrisikos kommt. Durch eine aktive Überwachung und Steuerung der Ausfallrisiken bei Kunden und Handelspartnern begrenzen wir solche negativen Auswirkungen nach Möglichkeit. RatingDie Energiewende in Deutschland belastet die wirtschaftliche Lage und die Aussichten der deutschen Energieversorger. Auch die Ratingagenturen erkennen die Herausforderungen, vor denen die Energiebranche steht, und beobachten die Marktteilnehmer weiterhin intensiv. Am 23. November 2011 bestätigte Standard & Poor`s das A-Rating der EnBW und hob den Ausblick auf „stabil“ an. Am 20. Dezember 2011 folgte Moody’s mit einer Neubewertung der EnBW und veränderte die Ratingeinstufung von A2 auf A3 mit einem negativen Ausblick. Grundsätzlich sehen wir das Risiko, dass die Ratingagenturen die Bonitätsbeurteilung der EnBW herabstufen könnten, wenn die EnBW die Erwartungen der Agenturen nicht erfüllen kann. Finanzierungs- und LiquiditätsrisikenAufgrund ihrer stabilen Innenfinanzierung und den fest zugesagten Kreditlinien konnte die EnBW im Geschäftsjahr 2011 ihren Bedarf an finanziellen Mitteln jederzeit decken. Für die am 28. Februar 2012 fällige Anleihe besteht kein Finanzierungsbedarf. Ebenso besteht aus heutiger Sicht kein Finanzierungsbedarf für die 2013 auslaufenden Anleihen. Wir sehen derzeit insgesamt keine Liquiditätsengpässe auf den Kapitalmärkten. Weitere Ausführungen finden sich in der Berichterstattung zu den Finanzinstrumenten im Anhang zum Konzernabschluss. Asset-ManagementEine gute Bonität, eine hohe Liquidität der Anlagen und eine breite Diversifikation derselben sind die Grundsätze der konservativen Anlagestrategie der EnBW, die auch 2011 verfolgt wurde. Im Jahr 2011 bestand aufgrund der Euroschuldenkrise und den daraus resultierenden Belastungen der internationalen Finanzmärkte ein erhöhtes Wertberichtigungsrisiko für das Wertpapierportfolio, das sich teilweise realisiert hat. Zudem besteht naturgemäß die Gefahr der Verfehlung der Zielrendite und weiterer Wertberichtigungen. Der auf Einzeltitelbasis ermittelte Value at Risk betrug zum Bilanzstichtag 71,5 Mio. € (95 %/10 Tage). Im Vorjahr betrug dieser 82,6 Mio. € (95 %/10 Tage). Aufgrund des volatilen Finanzmarktumfelds unterliegen unsere Kapitalanlagen Kursänderungs- und weiteren Verlustrisiken. Führen diese Risiken zu Wertminderungen, die signifikant oder länger anhaltend sind, ist eine Abschreibung auf die entsprechenden Wertpapiere vorzunehmen. Im Geschäftsjahr 2011 betrugen die Abschreibungen aufgrund signifikanter Wertminderungen 71,2 Mio. € (Vorjahr: 65,1 Mio. €). Sonstige RisikenPersonalrisikenWesentlicher Erfolgsfaktor der operativen und strategischen Unternehmensentwicklung sind unsere Mitarbeiter. Hieraus resultiert für die EnBW das Risiko, nicht in ausreichendem Maß über Mitarbeiter mit den erforderlichen Qualifikationen zu verfügen. Maßgeblichen Einfluss nimmt hierbei der Wettbewerb auf dem Arbeitsmarkt mit anderen Unternehmen. Demografische Entwicklungen und die verschärften Rahmenbedingungen der Energiebranche sowie deren Auswirkungen auf die EnBW-Strategie und -Geschäftstätigkeit erhöhen dieses Risiko. Kontinuierliche Analysen der demografischen Szenarien geben uns Aufschluss über Bereiche mit besonderem Handlungsbedarf. Hinzu kommt durch das Effizienzprogramm „Fokus“ das Risiko des Verlusts wichtiger Leistungsträger, wenn diese in der Phase des Umbaus keine Perspektive für sich sehen. Durch interne Personalentwicklungsmaßnahmen sowie die Positionierung des Unternehmens als attraktiver Arbeitgeber wirken wir diesem Risiko entgegen. Rechtliche RisikenIm Rahmen der unternehmerischen Tätigkeit der EnBW bergen vertragliche Beziehungen zu Kunden und Geschäftspartnern sowie die rechtspolitischen Entwicklungen eine Vielzahl rechtlicher Risiken. Rechtliche Risiken im operativen Geschäft ergeben sich primär aus den Preisanpassungsbedingungen für Energielieferungen (Erfüllung der Kriterien der §§ 307 und 315 BGB), den Bedingungen der Netznutzung und des Kraftwerksbetriebs sowie aus genehmigungsrechtlichen Sachverhalten. Zum Themenkomplex „Preisanpassungsklauseln in Energielieferverträgen“ liegen Urteile des Bundesgerichtshofs vor. Weiterhin fehlt es aber an einer umfassenden höchstrichterlichen Rechtsprechung, die alle anstehenden Fragen abdeckt. Sofern erforderlich, wurden die im EnBW-Konzern verwendeten Preisanpassungsklauseln an die aktuelle Rechtsprechung angepasst. Neben zivilrechtlichen Auseinandersetzungen mit Vertragspartnern über die Angemessenheit von Preisanhebungen können sich im Bereich der grundversorgten Kunden auch kartellrechtliche Risiken im Hinblick auf Preisüberprüfungen nach §§ 19, 29 GWB ergeben. Gerichtliche Verfahren und sonstige rechtliche Auseinandersetzungen werden zu zivilrechtlichen und öffentlich-rechtlichen Themen geführt, in geringerem Umfang auch mit gesellschaftsrechtlichem Hintergrund, teilweise mit hoher wirtschaftlicher Bedeutung. Dementsprechend wurden in Abstimmung mit den Fachbereichen sowie dem Rechtsbereich bilanzielle Risikovorsorgen in angemessenem Umfang gebildet. Beim Bundesarbeitsgericht ist ein Rechtsverfahren die Neuregelung der betrieblichen Altersversorgung betreffend bei der EnBW anhängig. Ein abschließendes Urteil ist erst gegen Ende 2012 zu erwarten. Die unser Unternehmen vertretenden Rechtsanwälte schätzen die Erfolgsaussichten überwiegend positiv ein. IT-RisikenEin reibungsloser Ablauf zahlreicher Geschäftsprozesse der EnBW wird durch Informations- und Kommunikations-(IuK-)Technologien unterstützt und sichergestellt. Insofern besitzt die IuK-Sicherheit im Konzern hohe Priorität. Wir streben eine störungsfreie Bereitstellung der IuK-Netzwerke, aller IuK-Anwendungen, den Schutz geschäftskritischer Informationen vor Verlust und ungewollter Veränderung sowie eine optimale Unterstützung der Prozessdurchführung an. Hohe Sicherheitsstandards, basierend auf internationalen und branchenspezifischen Grundsätzen, reduzieren mögliche IuK-Risiken. Zentraler Bestandteil der Standards sind die EnBW-Konzerngrundsätze zur Sicherheit in der Informations- und Kommunikationstechnologie (EKSIT@), ein konzernweites, verbindliches Regelwerk zur Nutzung unserer Informations- und Kommunikationssysteme. Besonderen Wert legen wir hierbei auf die Sicherheit von Informationen und Daten, die Einhaltung rechtlicher Rahmenbedingungen und den sicheren Betrieb unserer IuK-Systeme. Daten im IuK-Netzwerk werden entsprechend ihrer Bedeutung gemäß dem identifizierten Schutzbedarf geschützt. Service Level Agreements mit IuK-Dienstleistern gewährleisten die Umsetzung der gewünschten Anforderungen. Für die Bewertung des IuK-Risikos wird der geschäftsprozessrelevante Schutzbedarf mit dem umgesetzten Sicherheitsniveau der Leistungserbringung abgeglichen. Bei Bedarf können weitergehende Maßnahmen abgeleitet werden, um die erforderliche Sicherheit herzustellen. Der Analyse- und Bewertungsprozess wird in Zusammenarbeit von IT- und Risikomanagern durchgeführt und stetig optimiert. GesamtbeurteilungDie kontinuierliche Weiterentwicklung der Methoden und Werkzeuge des Risikomanagementsystems ermöglicht dem EnBW-Konzern, eine Bewertung der wirtschaftlichen Auswirkungen der Risiken auf regelmäßiger Basis vorzunehmen. Die gesamte Branche der Energieversorger befindet sich derzeit in einem stark veränderten Umfeld, ausgelöst durch den Unfall im Kernkraftwerk Fukushima im März 2011 und die daran anknüpfenden energiepolitischen Entscheidungen. Die Risikosituation verschärfte sich für die gesamte Branche erheblich. Mit Blick auf 2012 stellt sich die Gesamtrisikosituation der EnBW als deutlich angespannt dar. Zahlreiche Faktoren gefährden die Erreichung unserer wirtschaftlichen Ziele. Die politische Entscheidung für den Ausstieg Deutschlands aus der Kernenergie führte im Jahresverlauf 2011 zu einer Reduzierung der Planungssicherheit und birgt auch künftig ein großes Risikopotenzial. In den kommenden Jahren rechnen wir mit einer erheblichen Belastung des Konzernergebnisses aufgrund der Energiewende, die uns aber mittelfristig auch neue Chancen eröffnet. Die Euroschuldenkrise führte zu Turbulenzen an den internationalen Finanzmärkten, die weiter anhalten. Neuerliche Wertberichtigungen auf Kapitalanlagen und andere Vermögenswerte könnten vor diesem Hintergrund notwendig werden. Zudem besteht das Risiko, dass sich eine Krise an den Finanzmärkten negativ auf die Realwirtschaft auswirkt. Hinzu kommen Wettbewerbs- und Marktrisiken, die die Ertrags-, Finanz-, Vermögens- und Liquiditätslage des EnBW-Konzerns beeinträchtigen könnten. Die Projektrisiken werden sich im Zuge der künftigen Investitionsvorhaben ebenfalls erhöhen. Operative und bilanzielle Maßnahmen reduzieren das Risikopotenzial für den Konzern. Mit bilanzieller Vorsorge in Form von Rückstellungen und Wertberichtigungen tragen wir Risiken mit hoher Eintrittswahrscheinlichkeit Rechnung. Wesentliche Risiken fließen in die aktuellen Vorschaurechnungen ein. Bestandsgefährdende Risiken konnten 2011 für den EnBW-Konzern nicht festgestellt werden.  RisikomanagementsystemDie Berichterstattung über die aktuelle Risikolage und deren Veränderung an den EnBW-Vorstand und die Geschäftsleitungen der Konzerngesellschaften erfolgte 2011 im monatlichen Turnus. Darüber hinaus informierten wir die Öffentlichkeit in den Quartalsberichten über die Veränderungen der Risikolage des Konzerns. Mit Eilmitteilungen unterrichten wir die Entscheidungsträger im Fall unvorhersehbar aufgetretener und realisierter Risiken. Der EnBW-Vorstand informierte den EnBW-Aufsichtsrat mit detaillierten Quartalsberichten über die aktuelle Risikolage des Konzerns. Wie im Deutschen Corporate Governance Kodex vorgesehen, beschäftigte sich der Prüfungsausschuss des Aufsichtsrats in seinen Sitzungen mit Risiken, die die Ertrags-, Finanz-, Vermögens- und Liquiditätslage des Konzerns wesentlich beeinflussen können. Die Konzernrevision prüft regelmäßig das konzernweite Risikomanagementsystem – sowohl hinsichtlich der Erfüllung gesetzlicher Anforderungen als auch hinsichtlich seiner Funktionsfähigkeit und Wirksamkeit. Die Konzernrevision berichtet hierüber dem Aufsichtsrat. Grundsätze des Chancenmanagements Chancen für den EnBW-Konzern ergeben sich aus der Geschäftstätigkeit und der Umfeldentwicklung. Neue Potenziale können sich beispielsweise aufgrund energiepolitischer Entscheidungen auf nationaler und europäischer Ebene, durch das Erschließen neuer Märkte oder den Verbesserungsvorschlag eines Mitarbeiters im Rahmen des betrieblichen Vorschlagswesens eröffnen. Frühzeitig erkannt und ergriffen, können Chancen den Unternehmenserfolg erhöhen. Ziel der EnBW ist es, Chancen so zu nutzen, dass sie möglichst zu einer überplanmäßigen Ergebnisentwicklung beitragen. Ein wettbewerbsorientierter Markt – so die Überzeugung der EnBW – dient dem Wohl unserer Kunden. Die EnBW fordert von allen Mitarbeiterinnen und Mitarbeitern im Unternehmen, ungeachtet ihres jeweiligen Verantwortungsbereichs und -umfangs, unternehmerisches Denken und Handeln, um Chancen permanent zu suchen und wahrzunehmen. Im operativen Geschäft erfassen die Konzerngesellschaften Chancen, die sich im Rahmen der Betriebstätigkeit beziehungsweise aufgrund verbesserter Marktbedingungen sowie externer Faktoren ergeben. Der Bereich Konzernstrategie und die am Markt tätigen Einheiten identifizieren systematisch strategische Chancen im Umfeld und innerhalb der EnBW, bewerten sie und entwickeln Maßnahmen, um sie zu nutzen. Der EnBW-Vorstand erörtert turnusmäßig strategische Chancen und beschließt Maßnahmen, um sie zu realisieren. Im Wesentlichen können Chancen im Umfeld des EnBW-Konzerns oder im Rahmen einer einzelnen Geschäftstätigkeit entstehen. Die Chancen sind oftmals die Gegenpositionen der entsprechenden Risiken. Die Chancen aus der Entwicklung der Umfeldbedingungen des Unternehmens klassifiziert die EnBW in Chancen aus Veränderungen im politischen und regulatorischen Umfeld, aus der gesamtwirtschaftlichen Entwicklung, aus Marktentwicklungen und aus technologischen Entwicklungen. Generell können Veränderungen der Rahmenbedingungen bei der EnBW und ihren Wettbewerbern von unterschiedlicher Relevanz sein. Unternehmensspezifische ChancenBeteiligungenGrundsätzlich sind wir bemüht, gemeinsam mit Beteiligungsunternehmen und Partnern Synergiepotenziale zu identifizieren und auszuschöpfen, was uns die Chance auf zusätzliche Ergebnisbeiträge eröffnet. EnergiewendeUnternehmensstrategische Chancen sehen wir im Wandel der Energiebranche und -politik allgemein. Der überdurchschnittlich hohe Anteil an CO2-effizienten Erzeugungskapazitäten in unserem Stromerzeugungsportfolio begründet einen im Vergleich zum Wettbewerb geringeren Bedarf an CO2-Zertifikaten. Dies bietet uns die Chance, die EnBW als CO2-armen Erzeuger am Markt zu positionieren. Zudem investieren wir in erneuerbare Energien, die mittel- und langfristig für die Energieerzeugung in Deutschland und in anderen Ländern eine wesentliche Rolle spielen werden. Ein Mittelzufluss aus einer eventuellen Erhöhung des Eigenkapitals ermöglicht uns, die Energiewende noch aktiver mitzugestalten. Auch vertriebsseitig hat die EnBW frühzeitig die Weichen dafür gestellt, sich im Unterschied zu reinen Energielieferanten als Anbieter von Energielösungen zu profilieren. Die entsprechenden Produkte und Pakete – zum Beispiel in den Feldern Smart Home, Gebäudeenergieeffizienz, Elektromobilität und dezentrale Erzeugung sowie Pilotprojekte zur „Nachhaltigen Stadt“ – werden wir nach sorgfältigen Markttests verstärkt und über die relevanten Marken anbieten. So erschließen sich nach unserer Überzeugung neue Perspektiven und Wachstumschancen für die Vertriebe. Das wachsende Umweltbewusstsein der Kunden begreifen wir ebenfalls als Chance für die EnBW und begegnen ihm mit einem Ökostromangebot. In unserem Unternehmensleitbild sind der Klima- und der Umweltschutz fest verankert. Wir wollen die verschiedenen Energieträger ökonomisch und ökologisch effizient verbinden. Unsere Kompetenz im Bereich der erneuerbaren Energien eröffnet der EnBW zusätzliche Geschäftschancen. Neue Geschäftsfelder und MärkteDie Erschließung neuer Geschäftsfelder bietet – bestärkt durch die energiepolitischen Veränderungen in Deutschland – unternehmensstrategische Chancen für die EnBW. Im Zuge unserer weiterentwickelten Regionalstrategie wollen wir die Beziehung zu Kommunen und Stadtwerken weiter stärken. Eine Zusammenarbeit mit Dritten, Bürgerbeteiligungen und Partnerschaftsmodelle bieten uns zusätzlich die Chance, unsere Vorhaben im Rahmen der geschärften Unternehmensstrategie erfolgreich umzusetzen. An ausgewählten Auslandsmärkten wollen wir weitere unternehmensstrategische Chancen wahrnehmen. Im Fokus der EnBW stehen Länder mit einer hohen Wachstumsdynamik der Wirtschaftsleistung und des Energieverbrauchs. Beispielhaft sind hier Länder in Mittel- und Osteuropa sowie die Türkei. Die EnBW hat durch ihr Engagement vor Ort die Möglichkeit, an dieser Wachstumsdynamik zu partizipieren. Gesamtbeurteilung der wirtschaftlichen Lage des KonzernsBei insgesamt weitgehend gehaltenem Absatz im Strom- und Gasvertrieb hat sich die Ergebnissituation des EnBW-Konzerns im Geschäftsjahr 2011 gegenüber dem Vorjahr deutlich verschlechtert. Das operative Ergebnis – das Adjusted EBIT – sank um 17 %, das neutrale Ergebnis, das außerordentliche Ergebniskomponenten abbildet, wies einen hohen Fehlbetrag auf. Die Ursachen für diese Entwicklungen liegen im veränderten energiepolitischen Umfeld und in den herausfordernden Marktverhältnissen. Die Kennzahlen zur Finanz- und Vermögenslage reflektieren die Ergebnisbelastungen, bewegen sich aber weitgehend auf zufriedenstellendem Niveau. Wichtige Ratingagenturen bestätigten das A-Rating der EnBW Ende 2011. Die EnBW hat im Jahresverlauf 2011 konsequent Maßnahmen ergriffen, um der Ergebnisabschwächung entgegenzuwirken und die finanzielle Stabilität und Zukunftsfähigkeit des Unternehmens zu sichern. Diese Maßnahmen umfassen die Aufstockung unseres Programms zur Effizienzsteigerung, die Erhöhung der ins Auge gefassten Desinvestitionen sowie flankierende Kapitalmaßnahmen. Zudem werden wir das geplante Investitionsvolumen reduzieren. Ende 2011 reduzierten wir unseren Anteil an der Energiedienst Holding AG (EDH) um 15,05 % auf 66,67 %. Des weiteren vereinbarten wir die Veräußerung unserer Minderheitsbeteiligungen in Polen, die zum 31.12.2011 jedoch noch unter kartellrechtlichem Vorbehalt stand. Im Oktober 2011 platzierte die EnBW erfolgreich eine Hybridanleihe im Volumen von 750 Mio. € am Kapitalmarkt, deren Mittelaufkommen in den nächsten Jahren zur Hälfte als Eigenkapital anerkannt wird. Weitere Schritte zur Stärkung des Eigenkapitals befinden sich in Vorbereitung. Die bereinigten Nettoschulden des EnBW-Konzerns werden 2012 sinken. Die Unternehmensstrategie der EnBW geht in zwei Richtungen: Wir wollen unsere Position als CO2-armer Energieerzeuger sichern, vor allem durch den Ausbau der Erzeugung aus erneuerbaren Energiequellen. Und wir werden dezentrale Lösungsangebote im Energiebereich etablieren, um die Energieversorgung in der Nähe des Energieverbrauchs – vorzugsweise auf Basis erneuerbarer Energiequellen und unter Einbindung von Kunden, Kommunen und Stadtwerken – zu organisieren. Die EnBW befindet sich in einer Phase der Neuausrichtung, die wir gemeinsam mit unseren Mitarbeitern engagiert vorantreiben. Die Gewährleistung der finanziellen Stabilität des Unternehmens ist eine entscheidende Grundlage für diesen Prozess. VergütungsberichtDer im Corporate-Governance-Bericht auf den Seiten 211 bis 217 enthaltene Vergütungsbericht ist Bestandteil des Lageberichts. Der Vergütungsbericht fasst die Grundsätze zusammen, die für die Festlegung der Vergütung der Vorstandsmitglieder maßgeblich sind, und erläutert die Struktur und Höhe der Vorstandsvergütung sowie die Vergütung des Aufsichtsrats. Angaben nach den §§ 289 Abs. 4, 315 Abs. 4 HGB und erläuternder Bericht des VorstandsDer Vorstand macht nachfolgend die nach den §§ 289 Abs. 4, 315 Abs. 4 HGB vorgeschriebenen Angaben und erläutert diese zugleich gemäß § 176 Abs. 1 Satz 1 AktG. Zusammensetzung des gezeichneten KapitalsDas Grundkapital der EnBW Energie Baden-Württemberg AG (EnBW) beträgt 640.015.872,00 € und ist in 250.006.200 auf den Inhaber lautende Stückaktien mit einem rechnerischen Anteil am Grundkapital von jeweils 2,56 € eingeteilt. Direkte oder indirekte Beteiligungen am Kapital, die 10 % überschreitenDie OEW Energie-Beteiligungs GmbH mit Sitz in Ravensburg und die NECKARPRI-Beteiligungsgesellschaft mbH mit Sitz in Stuttgart hielten zum 31. Dezember 2011 jeweils direkt 46,55 % am Grundkapital der EnBW. Alleiniger Anteilsinhaber der OEW Energie-Beteiligungs GmbH ist der Zweckverband Oberschwäbische Elektrizitätswerke mit Sitz in Ravensburg (Zweckverband OEW). Dieser war daher zum 31. Dezember 2011 indirekt über die OEW Energie-Beteiligungs GmbH mit 46,55 % am Grundkapital der EnBW beteiligt. Alleinige Anteilsinhaberin der NECKARPRI-Beteiligungsgesellschaft mbH ist die NECKARPRI GmbH mit Sitz in Stuttgart, die wiederum eine 100-prozentige Tochtergesellschaft des Landes Baden-Württemberg ist. Die NECKARPRI GmbH und das Land Baden-Württemberg waren daher zum 31. Dezember 2011 jeweils indirekt über die NECKARPRI-Beteiligungsgesellschaft mbH mit 46,55 % am Grundkapital der EnBW beteiligt. Beschränkungen, die Stimmrechte oder die Übertragung von Aktien betreffenIn der am 7. Januar 2011 veröffentlichten Angebotsunterlage zum freiwilligen öffentlichen Übernahmeangebot der NECKARPRI GmbH an die Aktionäre der EnBW hat diese bekannt gegeben, dass sie und das Land Baden-Württemberg aufgrund einer mit dem Zweckverband OEW, der OEW Energie-Beteiligungs GmbH sowie den früheren Aktionären Electricité de France SA (EDF) und E.D.F. INTERNATIONAL SA (EDFI) geschlossenen Vereinbarung mit schuldbefreiender Wirkung anstelle von EDFI und EDF in die Aktionärsvereinbarung vom 26. Juli 2000 mit dem Zweckverband OEW und der OEW Energie-Beteiligungs GmbH eintreten, wenn der zwischen der NECKARPRI GmbH und der EDFI geschlossene Aktienkaufvertrag zum Erwerb der seinerzeitigen EnBW-Beteiligung der EDFI durch die NECKARPRI GmbH vollzogen wird. Über aus diesem Anlass eventuell vorgenommene Änderungen der Aktionärsvereinbarung vom 26. Juli 2000 gegenüber dem von der EDF veröffentlichten und im EnBW-Geschäftsbericht 2010 auf Seite 104 wiedergegebenen Inhalt enthält die Angebotsunterlage der NECKARPRI GmbH keine gesonderten Informationen. Der zwischen der NECKARPRI GmbH und der EDFI geschlossene Aktienkaufvertrag ist am 17. Februar 2011 vollzogen worden, womit das Land Baden-Württemberg und die NECKARPRI GmbH Parteien der Aktionärsvereinbarung mit dem Zweckverband OEW und der OEW Energie-Beteiligungs GmbH geworden sind. Am 5. April 2011 hat die NECKARPRI GmbH ihre gesamte zu diesem Zeitpunkt an der EnBW gehaltene Beteiligung auf ihre neu gegründete Tochtergesellschaft NECKARPRI-Beteiligungsgesellschaft mbH übertragen; gleichzeitig wurde diese ebenfalls Partei der Aktionärsvereinbarung mit dem Zweckverband OEW und der OEW Energie-Beteiligungs GmbH. Nach den Angaben in der vorgenannten Angebotsunterlage enthält die Aktionärsvereinbarung übliche Regelungen betreffend das Verhältnis der beiden Hauptaktionäre der EnBW untereinander sowie deren Verhältnis zur EnBW und der Koordinierung ihres Einflusses gegenüber der EnBW. Dazu gehören insbesondere Regelungen über die abgestimmte und teilweise einheitliche Ausübung von Stimmrechten (Stimmbindung), die Einrichtung eines Aktionärsausschusses für diese Zwecke und die wechselseitige Abstimmung hinsichtlich wesentlicher Geschäftsvorfälle und Entscheidungen. Die NECKARPRI GmbH hat darüber hinaus in der Angebotsunterlage darüber informiert, dass die Aktionärsvereinbarung möglicherweise während des Laufs der Annahmefrist des freiwilligen öffentlichen Übernahmeangebots geändert oder ganz oder teilweise aufgehoben wird. Am 27. Janaur 2012 hat die Verbandsversammlung des Zweckverbands OEW einer Fortschreibung der Aktionärsvereinbarung mit der NECKARPRI und dem Land Baden-Württemberg zugestimmt. Dem Vorstand der EnBW liegen keine Informationen über aus diesem oder einem anderen Anlass eventuell erfolgte Änderungen und Ergänzungen der Aktionärsvereinbarung gegenüber dem vorstehend dargestellten Inhalt vor. Aus den der EnBW vorliegenden Mitteilungen nach den §§ 21 ff. WpHG ergibt sich, dass das Land Baden-Württemberg, die NECKARPRI GmbH, die NECKARPRI-Beteiligungsgesellschaft mbH, der Zweckverband OEW und die OEW Energie-Beteiligungs GmbH zum Zeitpunkt der Aufstellung dieses Lageberichts noch ihr Verhalten in Bezug auf die EnBW aufgrund einer Vereinbarung oder in sonstiger Weise abstimmen. Gesetzliche Vorschriften und Bestimmungen der Satzung über die Ernennung und Abberufung der Mitglieder des Vorstands und über die Änderung der SatzungDie Bestellung und Abberufung von Mitgliedern des Vorstands obliegt dem Aufsichtsrat gemäß § 84 AktG in Verbindung mit § 31 MitbestG. Diese Kompetenz wird in § 7 Abs. 1 Satz 2 der Satzung der EnBW abgebildet. Sollte ausnahmsweise ein erforderliches Vorstandsmitglied fehlen, hat nach § 85 AktG die Bestellung eines Vorstandsmitglieds durch das Gericht zu erfolgen, wenn ein dringender Fall vorliegt. Das Recht zu Satzungsänderungen liegt gemäß § 119 Abs. 1 Nr. 5 AktG bei der Hauptversammlung. Die entsprechenden konkretisierenden Verfahrensregeln sind in den §§ 179, 181 AktG enthalten. Aus Praktikabilitätsgesichtspunkten wurde die Kompetenz für Satzungsänderungen, die lediglich die Fassung betreffen, dem Aufsichtsrat übertragen. Diese durch § 179 Abs. 1 Satz 2 AktG eröffnete Möglichkeit ist in § 18 Abs. 2 der Satzung verankert. Beschlüsse der Hauptversammlung zur Änderung der Satzung bedürfen nach § 179 Abs. 2 AktG einer Mehrheit von mindestens drei Vierteln des bei der Beschlussfassung vertretenen Grundkapitals, sofern die Satzung nicht eine andere – für die Änderung des Unternehmensgegenstands jedoch nur eine höhere – Kapitalmehrheit bestimmt. Nach § 18 Abs. 1 der Satzung bedürfen die Beschlüsse der Hauptversammlung der Mehrheit der abgegebenen Stimmen (einfache Stimmenmehrheit), soweit nicht Gesetz oder Satzung eine größere Mehrheit oder weitere Erfordernisse bestimmen. Schreibt das Gesetz eine größere Mehrheit der abgegebenen Stimmen beziehungsweise des bei der Beschlussfassung vertretenen Grundkapitals vor, so genügt in den Fällen die einfache Mehrheit, in denen das Gesetz es der Satzung überlässt, dies zu bestimmen. Befugnisse des Vorstands hinsichtlich der Möglichkeit, Aktien auszugeben oder zurückzukaufenSeit 29. April 2004 existiert bei der EnBW keine Ermächtigung der Hauptversammlung nach § 71 Abs. 1 Nr. 8 AktG zum Erwerb eigener Aktien durch die Gesellschaft mehr. Die Gesellschaft kann eigene Aktien daher nur aufgrund und nach Maßgabe der übrigen Erwerbstatbestände des § 71 Abs. 1 AktG erwerben. Die Gesellschaft verfügt zum 31. Dezember 2011 über 5.749.677 eigene Aktien, die aufgrund früherer Ermächtigungen nach § 71 Abs. 1 Nr. 8 AktG erworben wurden. Die Veräußerung eigener Aktien der Gesellschaft kann über die Börse oder durch Angebot an alle Aktionäre der Gesellschaft erfolgen. Eine Verwendung – insbesondere Veräußerung – eigener Aktien in anderer Weise kann nur im Rahmen des Beschlusses der Hauptversammlung vom 29. April 2004 erfolgen. Aus den von der EnBW gehaltenen eigenen Aktien stehen der Gesellschaft nach § 71b AktG keine Rechte zu. Wesentliche Vereinbarungen der Gesellschaft, die unter der Bedingung eines Kontrollwechsels infolge eines Übernahmeangebots stehen, und die hieraus folgenden WirkungenFolgende Vereinbarungen der EnBW stehen unter der Bedingung eines Kontrollwechsels infolge eines Übernahmeangebots im Sinne der §§ 289 Abs. 4 Nr. 8, 315 Abs. 4 Nr. 8 HGB: FinanzierungsvereinbarungenEine syndizierte Kreditlinie in Höhe von 2 Mrd. €, die zum 31. Dezember 2011 nicht genutzt war, kann von den Gläubigern beim Kontrollerwerb eines Dritten gekündigt und zur Zahlung fällig gestellt werden. Dieses gilt nicht, wenn es sich bei dem Dritten um das Land Baden-Württemberg oder OEW oder eine andere deutsche öffentlich-rechtliche Rechtspersönlichkeit handelt. Eine unter dem Debt-Issuance-Programm am 12. Dezember 2008 begebene Schuldverschreibung in Höhe von 20 Mrd. JPY kann von den Gläubigern beim Kontrollerwerb eines Dritten gekündigt und zur Zahlung fällig gestellt werden. Dieses gilt nicht, wenn es sich bei dem Dritten um EDF (deren Rechtsnachfolger als Aktionär nunmehr das Land Baden-Württemberg ist) oder OEW oder eine andere deutsche öffentlich-rechtliche Körperschaft handelt. Ein bilaterales langfristiges Bankdarlehen in Höhe von 500 Mio. €, das vom Darlehensgeber beim Kontrollerwerb eines Dritten gekündigt und zur Zahlung fällig gestellt werden kann, sofern sich durch den Kontrollerwerb eine nachteilige Auswirkung auf die künftige Rückzahlung des Darlehens ergeben kann. Dieses gilt nicht, wenn es sich bei dem Dritten um EDF (deren Rechtsnachfolger als Aktionär nunmehr das Land Baden-Württemberg ist) oder OEW handelt. Ein bilaterales langfristiges Bankdarlehen in Höhe von 80 Mio. €, das zum 31. Dezember 2011 noch nicht in Anspruch genommen war, kann vom Darlehensgeber beim Kontrollerwerb eines Dritten gekündigt und zur Zahlung fällig gestellt werden, sofern sich durch den Kontrollerwerb eine nachteilige Auswirkung auf die künftige Rückzahlung des Darlehens ergeben kann. Dies gilt nicht, wenn es sich bei dem Dritten um EDF oder das Land Baden-Württemberg oder OEW handelt. Gesellschaftsrechtliche VereinbarungenIm Rahmen des Shareholder Agreements zwischen der EnBW und Eni S.p.A. hat Eni S.p.A. im Fall eines Kontrollwechsels bei der EnBW das Recht, die 50 %-Beteiligung der EnBW an der EnBW Eni Verwaltungsgesellschaft mbH zu erwerben. Ein Kontrollwechsel liegt vor, wenn ein Energieversorgungsunternehmen unmittelbar oder mittelbar die Mehrheit der Aktien oder Stimmrechte an der EnBW erlangt. Die EnBW Eni Verwaltungsgesellschaft mbH hält 100 % der Anteile an der Gasversorgung Süddeutschland GmbH. Der Kaufpreis, den die Eni S.p.A. für den Anteil der EnBW an der EnBW Eni Verwaltungsgesellschaft mbH bezahlen müsste, bemisst sich nach einem gutachterlich ermittelten Marktwert. Im Fall eines Kontrollwechsels bei der EnBW ist die EnBW verpflichtet, ihre Aktienbeteiligung an der EWE Aktiengesellschaft (EWE) den kommunalen Anteilseignern der EWE, der Weser-Ems-Energiebeteiligungen GmbH und dem Energieverband Elbe-Weser-Beteiligungsholding GmbH, zum Kauf anzubieten. Kaufpreis ist der gutachterlich zu ermittelnde Marktpreis. Ein Kontrollwechsel liegt vor, wenn ein anderer Aktionär als EDF (deren Rechtsnachfolger als Aktionär nunmehr das Land Baden-Württemberg ist) oder OEW unmittelbar oder mittelbar die Mehrheit der Aktien oder Stimmrechte an der EnBW erlangt, was auch durch gemeinsame Beherrschung zusammen mit einem weiteren Aktionär erreicht werden kann. Die Ziffern 4, 5 und 9 der §§ 289 Abs. 4, 315 Abs. 4 HGB waren bei der EnBW im Geschäftsjahr 2011 nicht einschlägig. PrognoseberichtWährend das internationale Wirtschaftswachstum nachlässt, gestalten sich die Rahmenbedingungen des Energiesektors zunehmend schwierig. Die Wende in der deutschen Energiepolitik wird die Ergebnisentwicklung der EnBW in den nächsten Jahren spürbar belasten. Wir haben ein weitreichendes Maßnahmenpaket auf den Weg gebracht, um die Bonität der EnBW zu sichern und die Energiewende auch künftig aktiv zu gestalten. In unserem Prognosebericht gehen wir, soweit möglich, auf die erwartete künftige Entwicklung der EnBW und ihres Umfelds in den nächsten zwei Geschäftsjahren ein. Erwartete wirtschaftliche Rahmenbedingungen Künftige gesamtwirtschaftliche EntwicklungDie Weltwirtschaft steht weiterhin unter dem Einfluss des schwachen Wirtschaftswachstums der USA und der anhaltenden Schuldenkrise in einigen Euroländern. Vor diesem Hintergrund geht der Internationale Währungsfonds (IWF) für 2012 von einem gedämpften internationalen Wirtschaftswachstum aus. Das erwartete Plus der globalen Wirtschaftsleistung wurde um 0,5 Prozentpunkte auf 4,0 % gesenkt. Die Europäische Kommission senkte ihre Prognose im November 2011 sogar um 0,6 Prozentpunkte auf 3,5 %. 2013, so die Kommission, soll das Wirtschaftswachstum 3,6 % betragen. Der Zuwachs der volkswirtschaftlichen Leistung der Schwellen- und Entwicklungsländer ist 2012 laut IWF mit 6,1 % weiterhin deutlich dynamischer als das der Industrieländer. Für die OECD-Staaten erwartet die Organisation für wirtschaftliche Zusammenarbeit und Entwicklung (OECD) ein Plus von 1,6 % im Jahr 2012 und 2,3 % im Jahr 2013. In der EU, so die Europäische Kommission, wird das Bruttoinlandsprodukt (BIP) 2012 nahezu stagnieren. Die Kommission erwartet lediglich einen Anstieg von 0,6 % (Eurozone: 0,5 %). 2013 soll die volkswirtschaftliche Leistung wieder langsam anziehen und um rund 1,5 % (Eurozone: 1,3 %) wachsen. Das Wirtschaftswachstum der Länder Mittel- und Osteuropas wird 2012 laut IWF 2,7 % betragen. Für die strategischen Auslands- und Wachstumsmärkte der EnBW – die Tschechische Republik und die Türkei – erwartet die OECD für 2012 ein Wachstum von 1,6 % beziehungsweise 3,0 %. 2013 soll sich das Wirtschaftswachstum wieder erholen und anziehen. Das BIP-Wachstum der Tschechischen Republik wird laut OECD dann 3,0 % betragen, während die Wirtschaft in der Türkei um 4,5 % wachsen soll. In Anbetracht der zunehmenden weltwirtschaftlichen Unsicherheiten und des auf den meisten Industrieländern lastenden Konsolidierungsdrucks erwartet der Sachverständigenrat zur Begutachtung der gesamtwirtschaftlichen Entwicklung für Deutschland 2012 einen Anstieg des BIP von nur noch 0,9 %. Das Deutsche Institut für Wirtschaftsforschung prognostiziert für 2012 eine Zunahme von lediglich 0,6 %. Für 2013 ist jedoch mit anziehender Wirtschaftsleistung wieder eine Wachstumsrate von 2,2 % zu erwarten. Energienachfrage: Die Jahre 2009 und 2010 zeigten, dass starke Wachstums- oder Schrumpfungsphasen der Gesamtwirtschaft auf die Energienachfrage der Industrie einen großen Einfluss haben. Trotz der derzeit ungewissen Aussichten bezüglich des kurzfristigen globalen Wirtschaftswachstums wird der weltweite Energieverbrauch laut International Energy Agency zwischen 2010 und 2035 um ein Drittel zunehmen. Auch für Deutschland gehen wir – trotz eines in nächster Zeit gebremsten Wirtschaftswachstums – in den nächsten zwei Jahren von einer geringfügigen Zunahme der Nachfrage nach Strom und Gas aus. Künftige Entwicklung der Märkte für Primärenergieträger, CO2-Zertifikate und StromÖlmarkt: Der durchschnittliche Preis für kurzfristige Öllieferungen (Frontmonat) lag 2011 bei 110,91 US-$/bbl. Die Terminmarktpreise für das Jahresprodukt Brent 2012 beliefen sich im Jahresdurchschnitt 2011 auf 108,37 US-$/bbl. Die Terminmarktkurve wies im Jahresdurchschnitt 2011 abnehmende Preiserwartungen, ausgelöst durch die globalen und europäischen Konjunktursorgen, die einen Rückgang der Ölnachfrage mit sich bringen könnten, aus. Auf der Angebotsseite nahm das Risiko eines eskalierenden Konflikts mit Iran und damit verbundener Lieferstörungen zu. Die Marktteilnehmer gingen Ende 2011 allerdings noch davon aus, dass das Preisniveau weiter absinkt. Der Ölpreis wird generell vor allem von der tatsächlichen Angebots- und Nachfragesituation, der Entwicklung des US-Dollars und der Attraktivität von Rohöl als Anlageklasse bestimmt. Kohlemarkt: Die Marktpreise für Terminlieferungen von Steinkohle in den ARA-Raum (Amsterdam, Rotterdam, Antwerpen) wiesen Ende 2011 ein leicht ansteigendes Preisniveau auf (2012: 111,94 US-$/t, 2013: 117,23 US-$/t). Zudem lagen sie auf einem höheren Niveau als die Spotnotierungen mit 112,07 US-$/t. Mittelfristig gehen die Marktakteure also von stabilen bis leicht steigenden Preisen aus. Die Entwicklung der globalen Konjunktur und der europäischen Schuldenkrise sowie vor allem eine eventuelle Abschwächung des Wirtschaftswachstums in Schwellenländern werden die künftige Preisbildung bestimmen. Unsicherheiten bestehen weiterhin in Bezug auf die Importmenge Chinas sowie die Nachfrageentwicklung in Deutschland und Japan. Gasmarkt: Seit Jahresbeginn 2011 bewegen sich die Terminpreise auf dem Gasmarkt für 2012 deutlich über dem Spotpreis. Auf dem niederländischen Großhandelsmarkt TTF betrug der Preis für Gaslieferungen im Jahr 2012 im Dezember 2011 durchschnittlich 24,05 €/MWh und für das Jahr 2013 durchschnittlich 24,51 €/MWh. Hintergrund des höheren Preisniveaus ist zum einen die Erwartung der Marktteilnehmer einer stärkeren Nachfrage Japans nach verflüssigtem Erdgas (Liquefied Natural Gas, LNG) infolge des Unfalls im Kernkraftwerk Fukushima im März 2011. Zum anderen bedingt der beschleunigte Ausstieg Deutschlands aus der Kernenergie eine erhöhte Nutzung von Gas- und Kohlekraftwerken. Dies wird ebenfalls zu einer lebhafteren Nachfrage bei den jeweiligen Energieträgern führen. Preistreibend wirkt auch die weiterhin instabile Lage in Nordafrika und im Nahen Osten. Durch die in Planung beziehungsweise im Bau befindlichen Pipelines South Stream und Nabucco könnte sich langfristig die Liefersicherheit erhöhen. CO2-Zertifikate: Der Fortgang der internationalen Klimaschutzverhandlungen und die ausstehende Entscheidung über eine Erhöhung des Klimaziels der Europäischen Union für 2020 sind die wesentlichen Einflussgrößen für die Preisentwicklung der CO2-Zertifikate. Hieraus können sich Effekte für das künftig erlaubte Emissionsvolumen ergeben. Darüber hinaus ist der Verlauf der Abstimmungen über eine strategische Reserve der CO2-Zertifikate für die Preisentwicklung entscheidend. Das Niveau der Fuel-Switch-Kosten wirkt auf die Preisbildung ein. Auf der Nachfrageseite ist die weitere Entwicklung der derzeit rezessionsgefährdeten europäischen Wirtschaft von großer Bedeutung, die sich auf das Emissionsaufkommen auswirkt. Strommarkt: Während der durchschnittliche Spotmarktpreis 2011 bei 51,12 €/MWh lag, notierten die Terminpreise für Baseprodukte Ende 2011 bei 52,05 €/MWh (2012). Der Preis für das Baseprodukt 2013 notierte Anfang 2012 bei 52,33 €/MWh. Die Marktteilnehmer gehen weiterhin von einem konstanten Preisniveau bis 2014 aus, das sich geringfügig oberhalb der heutigen Spotpreise bewegt. Die Terminpreiskurve zeigt also einen stabilen Seitwärtstrend. Für die künftige Preisentwicklung am Spotmarkt sind angebotsseitig vor allem die Brennstoff- und CO2-Zertifikatepreise relevant. Auf der Nachfrageseite ist die wirtschaftliche Entwicklung, vor allem die Nachfrage der Industrie, für den Strompreis von wesentlicher Bedeutung. Auf der Angebotsseite wirken beispielsweise der starke Ausbau der erneuerbaren Energien und die Umsetzung bestehender Neubauprojekte von Kraftwerken preissenkend. Dagegen kann die Außerbetriebnahme der älteren Kernkraftwerke bei engerer Versorgungssituation zu einer Erhöhung des Preisniveaus führen. Vor dem Hintergrund der wachsenden Einspeisung erneuerbarer Energien, die aus der Abnahme- und Vergütungspflicht gemäß dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) resultiert, nahm die Volatilität am Großhandelsspotmarkt zu. Künftig könnte dies häufiger zu sehr niedrigen Preisen in einzelnen Stunden führen. Zudem bewirkt die EEG-Umlage eine strukturelle Kostenerhöhung auf der Endkundenseite. Künftige politische und regulatorische Rahmenbedingungen Die Geschäftstätigkeit der EnBW wird auch in den nächsten Jahren in erheblichem Maß durch Entscheidungen der europäischen und deutschen Energiepolitik beeinflusst werden. Europa: Am 22. Juni 2011 legte die Europäische Kommission ihren finalen Entwurf für eine Richtlinie des Parlaments und des Rats zur Energieeffizienz vor. Derzeit wird über die Richtlinie beraten. Ein Beschluss wird für 2012 erwartet. Je nach Ausgestaltung der Richtlinie können in den Bereichen Infrastruktur und EU-Energiestrategie allgemein Maßnahmen enthalten sein, die unsere Geschäftstätigkeit beeinflussen. Deutschland: Bedeutsam könnten vor allem die neuen Bemühungen des Bunds für eine Modifizierung und Erweiterung der Endlagersuche werden. Ziel ist es, bis zum Sommer 2012 ein Endlagersuchgesetz zu formulieren. Des Weiteren sind Verordnungen im Bereich flexibler Verbrauch, Messwesen sowie Anreizregulierung zu erwarten. Regulatorische Rahmenbedingungen: Gemäß der Anreizregulierungsverordnung (ARegV) gibt es zwei Regulierungsperioden für Gas und Strom, in denen jeweils Erlösobergrenzen durch die Regulierungsbehörden zu genehmigen sind (Gas 2009 – 2012 und 2013 – 2017 sowie Strom 2009 – 2013 und 2014 – 2018). Bislang ist nicht abzusehen, ob bis dahin ergänzende regulatorische Maßnahmen von der Bundesnetzagentur getroffen werden. Der Bundesgerichtshof fällte im Juni 2011 zwei Grundsatzentscheidungen zur Festlegung der Erlösobergrenzen. Zudem beschäftigen sich mehrere Oberlandesgerichte mit Fragen zum Investitionsbudget, zum Erweiterungsfaktor und zur Höhe der Fremdkapitalverzinsung. Die Klärung dieser und eventuell neuer Fragestellungen kann zu Anpassungen der Anreizregulierung führen. Künftige BranchenentwicklungDer Energiesektor in Europa befindet sich im Umbruch. Die Ereignisse in Japan haben die Energiepolitik ins Zentrum des gesellschaftlichen Interesses gerückt. Die politischen und regulatorischen Rahmenbedingungen verändern sich. Dadurch sind die Unternehmen der Branche gezwungen, ihre Geschäftsmodelle auf den Prüfstand zu stellen. Zugleich sind viele Erzeugungsanlagen überaltert und stehen zur Erneuerung an. Sinkende Erzeugungsmargen, die anstehende CO2-Zertifikate-Vollauktionierung, steigende Anforderungen an die Umwelt- und Klimaverträglichkeit der Geschäftstätigkeit und eine zunehmende staatliche Regulierung belasten die Ertragskraft der Unternehmen und schränken ihre Investitionsfähigkeit ein. Die Antworten auf diese Herausforderungen fallen von Unternehmen zu Unternehmen unterschiedlich aus und reichen von rigiden Sparmaßnahmen bis hin zu einer Expansionsstrategie zulasten der Verschuldung. Wir verfolgen eine ausgewogene und langfristig orientierte Unternehmensstrategie, die die Interessen aller Stakeholder berücksichtigt und die Zukunftsfähigkeit des Unternehmens sichert. Der Wettbewerb im Geschäft mit Privat- und Industriekunden sowohl im Strom- als auch im Gasbereich bleibt nach unseren Einschätzungen intensiv. In einzelnen Segmenten wird sich die Wettbewerbssituation aufgrund einer starken Preissensibilität der Kunden und einer steigenden Anzahl von branchenfremden Anbietern noch verschärfen. Für Privat- und Industriekunden wird es in den nächsten Jahren verstärkt darum gehen, die Chancen der neuen, komplexen Energiewelt zu nutzen. Über die Frage, wem sie dabei die notwendige Lösungskompetenz beimessen, wird es zu einem lebhaften Wettbewerb unter den Energieversorgern selbst sowie zwischen den Energieversorgern und der Telekommunikations- und der Elektronikbranche, Energieberatern und anderen kommen. Hierfür sieht sich die EnBW schon heute gut aufgestellt. Unsere Angebote in Feldern wie Smart Home, Elektromobilität, dezentrale Erzeugung oder Energieeffizienz werden wir weiter systematisch ausbauen. Dezentrale Erzeugungskonzepte sowie eine stärkere Verbreitung von Energiedienstleistungen sind politisch gewollt und werden unterstützt. Diese Rahmenbedingungen sind für die Geschäftsentwicklung der EnBW grundsätzlich positiv, eine zunehmende Nachfrage nach Energieeffizienzdienstleistungen wie Contracting ist zu erwarten. Dies gilt sowohl bei Industrie- und Gewerbekunden durch deren Bedarf an energieeffizienten, CO2-armen Versorgungsanlagen als auch bei Kommunen und im Dienstleistungssektor, wo die Erhöhung der Gebäudeeffizienz im Vordergrund steht. Unternehmensstrategie und künftige Unternehmensentwicklung Das Umfeld für die geschäftlichen Aktivitäten der EnBW verändert sich rasch und einschneidend. Die EnBW hat sich zum Ziel gesetzt, diesen Wandel aktiv aufzunehmen und zu gestalten, um die Zukunftsfähigkeit des Unternehmens zu sichern. Unsere Strategie lässt sich auf zwei Stoßrichtungen verdichten: > CO2-arme Erzeugung sichern > dezentrale Lösungsangebote etablieren Die Sicherung unserer herausragenden Stellung als CO2-armer Energieerzeuger stellt eine zentrale strategische Stoßrichtung der EnBW dar. Der Schwerpunkt liegt dabei auf dem Ausbau der erneuerbaren Energien. Bis 2020 wollen wir die Erzeugungskapazität auf Basis erneuerbarer Energiequellen um 3.000 MW erhöhen. Neben den Pumpspeichern sollen vor allem Gaskraftwerke unserem Erzeugungsportfolio die notwendige Flexibilität verleihen, die beim zunehmenden Einsatz erneuerbarer Energien unabdingbar ist. Flankierend optimieren wir den bestehenden Kraftwerkspark und gewährleisten im nuklearen Bereich den sicheren Betrieb und Rückbau der Anlagen unter Beachtung höchster Sicherheitsstandards. Langfristig halten wir das Niveau unserer gesamten Erzeugungskapazität weitgehend bei etwa 15.000 MW. Die EnBW nimmt die zunehmende Nachfrage von Kommunen, Stadtwerken, Industrie-, Gewerbe- und Privatkunden nach dezentralen Energielösungen auf und erweitert ihre Angebotspalette entsprechend. Den deutschlandweiten Vertrieb von Produkten und Dienstleistungen rund um E-Mobilität, Energieeffizienz und Smart Home werden wir intensivieren. Über die gesamte Wertschöpfungskette hinweg stehen wir Partnerschaftsmodellen aufgeschlossen gegenüber. Die EnBW-internen Operationsfunktionen wollen wir für Dritte öffnen, um Skaleneffekte zu erzielen. Bei unseren Auslandsaktivitäten konzentrieren wir uns auf die drei Ländermärkte Tschechische Republik, Schweiz und Türkei. Hier sehen wir erhebliche Markt- und Renditechancen. Bestehende Beteiligungen in anderen Ländern bauen wir ab. Die Umsetzung unserer Strategie wird in den kommenden Jahren erhebliche Investitionen erfordern. Zugleich ist unser finanzieller Spielraum durch die energiepolitischen Entscheidungen der jüngeren Vergangenheit stark eingeschränkt. Der Vorstand der EnBW verabschiedete daher ein Maßnahmenpaket, das die Weiterentwicklung des Unternehmens auf ein solides finanzielles Fundament stellt: > Effizienzsteigerung: Das im Herbst 2010 angestoßene Effizienzprogramm „Fokus“ haben wir um 450 Mio. € aufgestockt. Vorgesehen ist, eine dauerhafte Entlastung des EBIT von 750 Mio. € pro Jahr zu realisieren. Die Maßnahmen werden bis Ende 2014 vollständig entwickelt sein und danach ihre volle Ergebnisentlastung entfalten. > Investitionen: Die gravierend veränderten Rahmenbedingungen veranlassten die EnBW, ihre Investitionsplanungen für die kommenden Jahre zu überprüfen und anzupassen. Für den Zeitraum von 2012 bis 2014 sind Bruttoinvestitionen von 4,1 Mrd. € vorgesehen. Diese Planung berücksichtigt noch nicht den Mittelzufluss aus einer eventuellen Erhöhung des Eigenkapitals. Daher sind bisher noch nicht beschlossene Aktivitäten zur weiteren Gestaltung der Energiewende derzeit im genannten Investitionsvolumen noch nicht berücksichtigt.  > Desinvestitionen: Um den geplanten Spielraum für das Investitionsprogramm zu gewährleisten, sehen wir auch ein erhöhtes Desinvestitionsprogramm vor. Im Zeitraum 2012 bis 2014 sind 1,5 Mrd. € aus der Veräußerung nicht strategischer Beteiligungen vorgesehen. Ein Teil dieser Desinvestitionen wurde durch den Verkauf von Anteilen an der Energiedienst Holding AG bereits Ende 2011 realisiert, womit sich das Volumen klassischer Desinvestitionen im Prognosezeitraum auf 1,3 Mrd. € reduziert. Hinzu kommen Desinvestitionen aus Beteiligungsmodellen für erneuerbare Energien sowie sonstige Sachanlagenabgänge von rund 1,1 Mrd. €.  > Kapitalmaßnahmen: Bereits Ende Oktober 2011 platzierte die EnBW eine Hybridanleihe mit einem Volumen von 750 Mio. € erfolgreich am Kapitalmarkt, die zu 50 % dem Eigenkapital zugerechnet wird. Mit den beiden Großaktionären der Gesellschaft befinden wir uns in Gesprächen über Maßnahmen zur Stärkung der Eigenkapitalbasis des Unternehmens in Höhe von rund 800 Mio. €. Darüber hinaus hat die Verbandsversammlung des Zweckverbands Oberschwäbische Elektrizitätswerke (OEW) Mitte Oktober 2011 beschlossen, die EnBW grundsätzlich mit weiterem Kapital zu unterstützen. Im Hinblick auf eine von der EnBW im Jahr 2012 beabsichtigte Kapitalerhöhung hat die Verbandsversammlung der OEW am 27. Januar 2012 einstimmig beschlossen, sich über ihre Tochtergesellschaft OEW Energie-Beteiligungs GmbH mit bis zu 400 Mio. € an einer Kapitalerhöhung der EnBW zu beteiligen. Anfang Dezember teilte das Land Baden-Württemberg mit, dass es ebenfalls zu einer Kapitalerhöhung bei der EnBW bereit ist. Der Landtag schaffte am 15. Februar 2012 mit der Verabschiedung des Staatshaushaltsgesetzes 2012 die notwendigen Voraussetzungen dafür, dass sich die NECKARPRI GmbH oder ein mit ihr im Sinne des § 15 Aktiengesetz verbundenes Unternehmen an der beabsichtigten Kapitalerhöhung in Höhe von ebenfalls bis zu 400 Mio. € beteiligen kann. Erwartete GeschäftsentwicklungVor dem Hintergrund der schwerwiegenden Veränderungen der energiepolitischen Rahmenbedingungen im Jahr 2011 werden wir unsere ursprünglichen Ziele für das Jahr 2012 und auch für 2013 nicht erreichen. Neben der Einführung der Kernbrennstoffsteuer im Jahr 2011, die das operative Ergebnis der EnBW mit jährlich 250 bis 300 Mio. € belastet, wird das Ergebnis der EnBW in den kommenden Jahren erheblich durch die Folgen der Rücknahme der Laufzeitverlängerung und die Abschaltung zweier Kernkraftwerke belastet. Hinzu kommen rückläufige Großhandelsmarktpreise und ab 2013 die Vollauktionierung der CO2-Zertifikate. Gegenläufig wirkt das eingeleitete Effizienzprogramm „Fokus“, das ab Ende 2014 seine volle Wirkung einer EBIT-Entlastung von jährlich 750 Mio. € entfalten wird. Ein zusätzlicher Restrukturierungsaufwand dürfte 2012 und in den Folgejahren nicht anfallen. Die vielfältigen strategischen Initiativen zum verstärkten Angebot dezentraler Energielösungen und die derzeit laufenden Großinvestitionen unter anderem in Offshore-Windparks sowie Kohle- und Gaskraftwerke werden mittelfristig auch zu spürbaren Ergebniszuwächsen führen. Erwartete Absatz- und UmsatzentwicklungDie absolute Höhe des Umsatzes des EnBW-Konzerns ist für die Ergebnisentwicklung von untergeordneter Bedeutung. Vor allem Handelsaktivitäten unserer Tradinggesellschaft bestimmen den Umsatz im Geschäftsfeld Strom Erzeugung und Handel. In Abhängigkeit von der unterjährigen Marktentwicklung können dabei durchaus hohe Schwankungen auftreten, ohne dass sich dies entsprechend im Ergebnis niederschlägt. Im Geschäftsfeld Gas werden die Umsatzerlöse üblicherweise durch die Kopplung des Gaspreises an den Ölpreis beeinflusst. Für die erzielte Rohmarge des Segments Gas ist dieser Zusammenhang jedoch nicht entscheidend. Von größerer Bedeutung für die künftige Ertragslage des Unternehmens ist der Absatz im B2C- und B2B-Bereich der Geschäftsfelder Strom Netz und Vertrieb sowie Gas. Insgesamt gehen wir im Geschäftsfeld Strom Netz und Vertrieb 2012 von einem gegenüber 2011 unveränderten Absatz aus. Dem anhaltend intensiven Wettbewerb im B2C-Bereich wirken wir mit dem Angebot innovativer Produkte und Dienstleistungen entgegen. Auch im B2B-Geschäft rechnen wir damit, das Absatzniveau des Vorjahres weitgehend halten zu können, trotz des intensiven Wettbewerbs, der allgemeinen Bemühungen um Einsparung von Energie und den eingetrübten Konjunkturaussichten im Vergleich zu 2011. Im Geschäftsfeld Gas gehen wir für die Prognose 2012 von durchschnittlichen Temperaturen aus. 2011 war hingegen ein überdurchschnittlich warmes Jahr. Vor diesem Hintergrund ergibt sich im Vergleich zu 2011 in der Prognose per se ein witterungsbedingt positiver Absatzeffekt für das Jahr 2012. Im B2C-Bereich wird sich vor allem der beschriebene Temperatureffekt positiv auswirken, aber auch temperaturbereinigt rechnen wir hier mit steigenden Absatzmengen. Im B2B-Geschäft wollen wir den Gasabsatz in einem Umfeld starken Wettbewerbs halten. Temperaturbereinigt wird der Absatz wahrscheinlich fallen, da der Gasabsatz im B2B-Geschäft 2011 auch handelsaffine Aktivitäten enthielt, die voraussichtlich einmaliger Natur sind. Der Umsatz im Geschäftsfeld Energie- und Umweltdienstleistungen dürfte 2012 weiter steigen. scroll
1 Geschäftsfelder bereinigt um Änderungen des Konsolidierungskreises. Erwartete Ergebnisentwicklung (Adjusted EBITDA)Für die interne Steuerung wie auch für die externe Kommunikation der künftigen Ergebnisentwicklung der EnBW kommt der nachhaltigen Ertragskraft der laufenden Geschäftstätigkeit besondere Bedeutung zu. Seit Jahresbeginn 2012 verwenden wir daher das Adjusted EBITDA – das um Sondereffekte bereinigte Ergebnis vor Zinsen, Steuern und Abschreibungen – als zentrale Berichtsgröße für die Darstellung der erwarteten Ergebnisentwicklung. Im Vergleich zum Adjusted EBIT wird das Adjusted EBITDA als cashwirksame Größe von vielen Analysten verwendet. Dies kommt auch in der von uns verwendeten Kennzahl zum dynamischen Verschuldungsgrad (Net Debt/Adjusted EBITDA) zum Ausdruck. Zugleich stellen wir eine bessere Vergleichbarkeit mit anderen Unternehmen der Branche her. Das Geschäftsfeld Strom Erzeugung und Handel erbringt bei der EnBW seit Jahren den überwiegenden Teil des Ergebnisses und bestimmt daher in hohem Maß auch das Konzernergebnis. Das Adjusted EBITDA dieses Geschäftfelds wird im Jahr 2012 deutlich zurückgehen. Eine wesentliche Ursache dieser Entwicklung sind die rückläufigen Preise auf den Großhandelsmärkten für Strom in früheren Perioden, in denen wir die Verkaufspreise für im Jahr 2012 zu liefernde Strommengen fest vereinbart haben. Hinzu tritt der Effekt, dass die vielfältigen finanziellen Belastungen, die aus der grundlegenden Veränderung der energiepolitischen Rahmenbedingungen in Deutschland resultieren, im Vergleich zu 2011 nun im gesamten Jahr 2012 wirksam sein werden. Unsere Maßnahmen zur Effizienzsteigerung können diese negativen Einflüsse 2012 in diesem Segment nur geringfügig abmildern. Demgegenüber wird das Adjusted EBITDA des Geschäftfelds Strom Netz und Vertrieb im Jahr 2012 voraussichtlich deutlich zunehmen. Im B2C-Geschäft rechnen wir mit einer Verbesserung der Margen und einem steigenden Ergebnis. Im Bereich B2B dürfte die Margenentwicklung spürbar verhaltener sein. Im regulierten Geschäft erwarten wir einen positiven Ergebniseffekt daraus, dass die Kosten für die Netzanbindung von Offshore-Windparks und Solaranlagen nicht mehr erst in späteren Perioden, sondern zeitnah in den Netzentgelten berücksichtigt werden können. Ergebnisfördernd wirken natürlich auch hier unsere Maßnahmen zur Steigerung der Effizienz. Für das Geschäftsfeld Gas gehen wir für 2012 von einem höheren Ergebnis aus. Bei einem durchschnittlichen Temperaturverlauf dürften die Absatzmengen steigen. Zudem entfallen Anlaufkosten für den Aufbau unseres Gas-Midstream-Geschäfts, die noch 2011 zu tragen waren. Im Geschäftsfeld Energie- und Umweltdienstleistungen erwarten wir 2012 ein gegenüber dem Vorjahr sinkendes Ergebnis. Ausschlagebend für diese Entwicklung ist einerseits die zukünftige Weiterverrechnung der Effizienzerfolge in diesem Geschäftsfeld – im Gegensatz zu 2011 – an Gesellschaften in anderen Geschäftsfeldern, andererseits Auf- und Ausbaukosten für eine überarbeitete IT-Plattform. Durch die Öffnung unserer IT-Abrechnungs- und Abwicklungssysteme für Dritte erwarten wir ab 2013 positive Skaleneffekte. Ergebniseffekte aus der Veränderung des Konsolidierungskreises werden sich im Jahr 2012 aus heutiger Sicht nicht ergeben. Das Adjusted EBITDA auf Konzernebene wird somit 2012 zwischen -10 % und -15 % unter dem Niveau von 2011 liegen. Die laufenden umfangreichen Effizienzmaßnahmen können die entstehenden Belastungen nur zum Teil ausgleichen. Auch im Geschäftsjahr 2013 kann nicht von einer Trendumkehr ausgegangen werden: Die Vollauktionierung der CO2-Zertifikate kann nur teilweise durch verstärkte Effizienzanstrengungen kompensiert werden. Gegenüber 2011 rechnen wir 2013 mit einem Rückgang des Adjusted EBITDA zwischen 15 und 20 %. Ab 2014 rechnen wir, bedingt durch die sukzessive Inbetriebnahme von Kraftwerken und durch die Wirksamkeit unseres Effizienzprogramms, mit kontinuierlich steigenden Ergebnissen. Das Adjusted EBITDA 2014 sollte dabei auf dem Niveau des Jahres 2012 liegen. scroll
1 Geschäftsfelder bereinigt um Änderungen des Konsolidierungskreises. Adjusted Konzernüberschuss, Dividende, neutrales Ergebnis und ROCEDie Adjusted Abschreibungen werden 2012 aufgrund des hohen Wachstumsanteils bei den Investitionen steigen. Beim Adjusted Beteiligungsergebnis gehen wir für 2012 von einer geringfügigen Verbesserung aus, die aus einer Normalisierung der Geschäftsergebnisse bei wichtigen Beteiligungsunternehmen resultieren sollte. Der Fehlbetrag im Adjusted Finanzergebnis dürfte sich 2012 deutlich reduzieren. Der Wegfall von periodenfremden Effekten sowie ein verbesserter Anlageerfolg beim Management unseres Deckungsstocks durch Reduktion der derzeit hohen Liquidität bilden die Grundlage für diese Erwartung. Die Adjusted Steuerquote wird aufgrund des gestiegenen Anteils des Beteiligungsergebnisses am Gesamtergebnis 2012 zurückgehen. In Summe rechnen wir damit, dass der Adjusted Konzernüberschuss nach Minderheiten im Geschäftsjahr 2012 um 10 % bis 15 % sinken wird. Diese Entwicklung wird sich aller Voraussicht nach auch 2013 fortsetzen, zumal uns dann aus der in diesem Jahr einsetzenden Vollauktionierung von CO2-Zertifikaten spürbare Zusatzbelastungen erwachsen werden. Das neutrale Ergebnis wird 2012 besser ausfallen als im aktuellen Berichtsjahr. Zum einen werden die negativ wirkenden Einmaleffekte des Jahres 2011 nicht nochmals auftreten, zum anderen ist mit positiven Ergebnisbeiträgen aus dem aufgelegten Desinvestitionsprogramm zu rechnen. Die geplanten Investitionen werden wir voraussichtlich aus dem laufenden Cashflow finanzieren können. Die bereinigten Nettoschulden werden aufgrund des reduzierten Investitionsvolumens und des soliden Cashflows deutlich sinken. In diesem Zusammenhang streben wir zum Erhalt des A-Ratings eine Reduzierung des dynamischen Verschuldungsgrads an. Unter Berücksichtigung der finanziellen Stabilität streben wir grundsätzlich eine Ausschüttungsquote von 40 % bis 60 % – bezogen auf den Adjusted Konzernüberschuss – an. Der Rückgang des Return on Capital Employed (ROCE) im Jahr 2011 wird sich auch 2012 fortsetzen. Das Capital Employed wird weiter steigen, da die Investitionen das Niveau der Abschreibungen übertreffen. Dem steht eine rückläufige Ergebnisentwicklung gegenüber. Entwicklung der EnBW AGDas Ergebnis der EnBW AG ist wesentlich durch das Beteiligungsergebnis geprägt. Der erwartete Ergebnisrückgang wirkt sich daher im operativen Geschäft des Konzerns auch auf das Ergebnis der EnBW AG aus. Das Ergebnis der EnBW AG dürfte sich 2012 besser darstellen als im Vorjahr, weil negative Einmaleffekte entfallen und positive Beiträge aus Desinvestitionen zu erwarten sind. Insgesamt gehen wir von einem deutlich positiven Jahresüberschuss der EnBW AG 2012 aus. Parallel zur Entwicklung des Konzernüberschusses rechnen wir für 2013 dann wieder mit einem Rückgang des Jahresüberschusses der AG. Wesentliche Chancen und Risiken der nächsten zwei Jahre Entscheidend für das künftige Ergebnis der EnBW ist vor allem die Erzeugungsmarge, in der sich die Entwicklung der Rohstoff- und Strompreise widerspiegelt. Die wesentlichen Volumina für das Jahr 2012 und weitgehend auch für das Folgejahr sind im Zuge unserer Sicherungsstrategie über getätigte Termingeschäfte gesichert. Naturgemäß steigen die offenen Mengen der Folgejahre und somit sowohl die Chancen als auch die Risiken. Ein weiterer Risikofaktor für die Ertragslage stellt die Verfügbarkeit unserer Kraftwerke dar. In der Vergangenheit konnten unsere Kraftwerke im nationalen Vergleich stets überdurchschnittliche Werte in Bezug auf die Verfügbarkeiten erzielen. Erhebliche Risiken für den Vertrieb der EnBW können vor allem durch Veränderungen des Verbraucherverhaltens entstehen. Zudem ergeben sich Risiken für den Strom- und Gasvertrieb sowie den Kundenbestand aus nicht absehbaren Aktivitäten der Wettbewerber. Zudem existiert eine Unsicherheit gegenüber dem politischen und rechtlichen Rahmen für Preismaßnahmen. Der Gasabsatz ist grundsätzlich in hohem Maß von Temperaturschwankungen abhängig. Ein weiterer Risikofaktor ist die konjunkturelle Entwicklung, die vor allem den Verbrauch von Industrie und Gewerbe beeinflusst. Chancen für die Vertriebe ergeben sich aus der wachsenden Nachfrage nach Energiedienstleistungen rund um Themen wie Energieeffizienz, Hausautomatisierung, Energiemanagement, Elektromobilität und dezentrale Erzeugung. Erhebliche Geschäftschancen sehen wir bei der verstärkten Zusammenarbeit mit Kommunen und Stadtwerken, vor allem bei Bau und Betrieb dezentraler Erzeugungsanlagen auf Grundlage erneuerbarer Energiequellen. Partnerschafts- und Bürgerbeteiligungsmodelle eröffnen den Zugang zu Projekten, die bislang außerhalb der Reichweite der EnBW lagen. Auch Vertriebspartnerschaften mit Stadtwerken können dem Absatz unserer Produkte und Dienstleistungen zusätzliche Schubkraft verleihen. Für die Kapitalanlagen der EnBW ergeben sich Chancen und Risiken aus der zunehmenden Volatilität der Kapitalmärkte. Sofern eine Kursentwicklung zu Wertminderungen führt, die signifikant oder länger anhaltend sind, ist eine Abschreibung auf die entsprechenden Wertpapiere vorzunehmen. Bei den Beteiligungen der EnBW spielt der gewichtete Kapitalkostensatz (WACC) eine wesentliche Rolle bei der Bewertung. Dieser ist unter anderem vom risikofreien Zinssatz abhängig. Im Fall eines Anstiegs der entsprechenden Zinssätze und somit des WACC kann sich ein Abwertungsbedarf ergeben. Zudem können Änderungen bei der Einschätzung der künftigen Profitabilität von Konzernunternehmen Wertberichtigungen notwendig machen. Die deutschen Energieversorgungsunternehmen stehen aufgrund der verschärften Rahmenbedingungen für die Branche unter intensiver Beobachtung der Ratingagenturen. Trotz ergriffener Maßnahmen zur Untermauerung unserer soliden Finanzlage besteht ein erhöhtes Risiko einer Ratingherabstufung der EnBW. Dies würde unsere Finanzierungsmöglichkeiten und -kosten am Kapitalmarkt negativ beeinflussen. Entwicklungen im Personal- und Sozialbereich Die Entwicklung und Umsetzung von Maßnahmen im Rahmen des Effizienzprogramms „Fokus“, die im Personalbereich ab Ende 2014 einen EBIT-wirksamen Entlastungseffekt in Höhe von jährlich 250 Mio. € generieren, werden in den nächsten Jahren einen Schwerpunkt der Personalarbeit bilden. 2012 reichen die Aktivitäten von der Entwicklung der internen Mobilität über ein gezieltes Kompetenzmanagement bis hin zur professionellen Begleitung von Umstrukturierungen. Die bereits begonnenen Verhandlungen mit den Betriebsräten und der Gewerkschaft aufgrund der im Rahmen von „Fokus“ vorgesehenen Maßnahmen werden fortgeführt. In den nächsten Jahren sind sowohl Veränderungen im Hinblick auf die tariflichen Leistungen als auch auf die Zahl der Mitarbeiter bei der EnBW geplant. Im Rahmen der Neuorganisation bei der EnBW werden Effizienz und Effektivität der Geschäftsprozesse deutlich gesteigert, indem Doppelarbeit vermieden und konsequent Redundanzen in der Organisation aufgehoben werden. Durch diese schlanken und klaren Geschäftsprozesse werden wir vor allem in den Supportbereichen zu einer Reduzierung des Personalaufwands kommen. Entwicklung von Forschung und Entwicklung In den Jahren 2012 und 2013 werden die Aufwendungen für Forschung und Entwicklung etwa auf dem Niveau des Jahres 2011 (37,0 Mio. €) liegen. Darüber hinaus erwarten wir keine Veränderung der Mitarbeiterzahl in diesem Bereich. Die bestehenden Aktivitäten für neue dezentrale Energiedienstleistungen werden wir ebenso wie diejenigen zu Nutzungskonzepten für erneuerbare Energien verstärken. Eine besondere Rolle werden dabei intelligente Netze auch unter Berücksichtigung von Speicherlösungen spielen. Darüber hinaus bleibt die Elektromobilität ein wesentlicher Schwerpunkt unserer F&E-Arbeit. Wir setzen dabei die Modellversuche zur Energiebereitstellung für den Verkehr fort und nehmen Tests zur Erprobung von Wasserstoff als Treibstoff in Angriff. Angesichts der Bedeutung von Backup-Kraftwerken für die künftige Energieversorgung werden Verfahren zur CO2-Reduktion in der Atmosphäre Gegenstand unserer Untersuchungen bleiben. Gesamtbeurteilung der voraussichtlichen Entwicklung Das Adjusted EBITDA der EnBW wird 2012 um voraussichtlich 10 % bis 15 % gegenüber dem Vorjahr sinken. Für 2013 erwarten wir eine Fortsetzung dieses Trends, obwohl wir mit umfangreichen Effizienzmaßnahmen gegensteuern. Zudem reduzierten wir das geplante Investitionsvolumen und erhöhten die in Aussicht gestellten Desinvestitionen. Zugleich führten wir Kapitalmaßnahmen durch und bereiten weitere vor. Der soliden Finanzlage der EnBW gehört unsere besondere Aufmerksamkeit. Daher werden wir die bereinigten Nettoschulden senken, auch um unser A-Rating zu erhalten. Zukunftsgerichtete AussagenDieser Bericht enthält in die Zukunft gerichtete Aussagen, die auf den gegenwärtigen Annahmen und Prognosen der Unternehmensleitung der EnBW beruhen. Solche Aussagen sind Risiken und Ungewissheiten unterworfen. Diese und andere Faktoren können dazu führen, dass die tatsächlichen Ergebnisse, die Finanzlage, die Entwicklungen oder die Performance der Gesellschaft wesentlich von den hier abgegebenen Einschätzungen abweichen. Die EnBW übernimmt keinerlei Verpflichtung, solche zukunftsgerichteten Aussagen fortzuschreiben und an künftige Ereignisse oder Entwicklungen anzupassen. Versicherung der gesetzlichen Vertreter EnBW-KonzernWir versichern nach bestem Wissen, dass gemäß den anzuwendenden Rechnungslegungsgrundsätzen der Konzernabschluss ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage des Konzerns vermittelt und im Konzernlagebericht, der mit dem Lagebericht der Gesellschaft zusammengefasst wurde, der Geschäftsverlauf einschließlich des Geschäftsergebnisses und die Lage des Konzerns so dargestellt sind, dass ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild vermittelt wird und die wesentlichen Chancen und Risiken der voraussichtlichen Entwicklung des Konzerns beschrieben sind.
Karlsruhe, 15. Februar 2012 EnBW Energie Baden-Württemberg AG Villis Dr. Beck Kusterer Dr. Mausbeck Dr. Zimmer Versicherung der gesetzlichen Vertreter EnBW AGWir versichern nach bestem Wissen, dass gemäß den anzuwendenden Rechnungslegungsgrundsätzen der Jahresabschluss ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage der EnBW Energie Baden-Württemberg AG vermittelt und im Lagebericht, der mit dem Konzernlagebericht zusammengefasst wurde, der Geschäftsverlauf einschließlich des Geschäftsergebnisses und die Lage der EnBW Energie Baden-Württemberg AG so dargestellt sind, dass ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild vermittelt wird und die wesentlichen Chancen und Risiken der voraussichtlichen Entwicklung der EnBW Energie Baden-Württemberg AG beschrieben sind.
Karlsruhe, 15. Februar 2012 EnBW Energie Baden-Württemberg AG Villis Dr. Beck Kusterer Dr. Mausbeck Dr. Zimmer Jahresabschluss zum 31.12.2011des EnBW-KonzernsGewinn- und Verlustrechnungscroll
1 Vorjahreszahlen angepasst. Weitere Angaben im Anhang unter „Änderungen der Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden“ sowie „Anpassung der Vorjahreszahlen“. ² Verwässert und unverwässert; bezogen auf das auf die Aktionäre der EnBW AG entfallende Ergebnis. Gesamtperiodenerfolgsrechnungscroll
1 Vorjahreszahlen angepasst. Weitere Angaben im Anhang unter „Änderungen der Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden“ sowie „Anpassung der Vorjahreszahlen“. BilanzAktiva scroll
1 Vorjahreszahlen angepasst. Weitere Angaben im Anhang unter „Änderungen der Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden“ sowie „Anpassung der Vorjahreszahlen“. ² Davon langfristige Ertragsteuerrückstellungen: 264,3 Mio. € (31.12.2010: 195,6 Mio. €; 01.01.2010: 143,3 Mio. €). ³ Davon kurzfristige Ertragsteuerrückstellungen: 142,9 Mio. € (31.12.2010: 163,0 Mio. €; 01.01.2010: 84,2 Mio. €). Cashflow-Rechnungscroll
1 Weitere Angaben im Anhang unter (33) Angaben zur Cashflow-Rechnung. ² Vorjahreszahlen angepasst. Weitere Angaben im Anhang unter „Änderungen der Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden“ sowie „Anpassung der Vorjahreszahlen“. ³ Zum 01.01.2010 waren in der Cashflow-Rechnung flüssige Mittel der zur Veräußerung gehaltenen Vermögenswerte in Höhe von 108,1 Mio. € enthalten. Eigenkapitalspiegelscroll
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1 Vorjahreszahlen angepasst. Weitere Angaben im Anhang unter „Änderungen der Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden“ sowie „Anpassung der Vorjahreszahlen“. ² Weitere Angaben im Anhang unter (21) Eigenkapital. ³ Davon gezeichnetes Kapital 640,0 Mio. € und Kapitalrücklage 22,2 Mio. €. 4 Davon kumulierte erfolgsneutrale Veränderungen in Verbindung mit zur Veräußerung gehaltenen Vermögenswerten zum 31.12.2011 in Höhe von 16,5 Mio. € (31.12.2010: 0,0 Mio. €). Auf die Aktionäre der EnBW AG entfallend: 16,5 Mio. € (31.12.2010: 0,0 Mio. €). Auf die nicht beherrschenden Anteile entfallend: 0,0 Mio. € (31.12.2010: 0,0 Mio. €). 5 Der Konzernüberschuss enthält rückwirkende Anpassungen vom 01.01.2010 bis 31.12.2010 in Höhe von -13,8 Mio. €. Auf die Aktionäre der EnBW AG entfallend:-13,3 Mio. €. Auf die nicht beherrschenden Anteile entfallend: -0,5 Mio. €. 6 Davon Veränderung der Gewinnrücklagen und des Unterschieds aus der Währungsumrechnung aufgrund von Anteilsänderungen an Tochterunternehmen, die nicht zu einem Verlust der Beherrschung führen, in Höhe von 99,7 Mio. € beziehungsweise -1,3 Mio. € (Vorjahr: 0,0 Mio. €). Davon Veränderung der nicht beherrschenden Anteile aufgrund von Anteilsänderungen an Tochterunternehmen, die nicht zu einem Verlust der Beherrschung führen, in Höhe von 146,6 Mio. € (Vorjahr: 0,0 Mio. €). Anhang zum Jahresabschluss 2011des EnBW-KonzernsAllgemeine GrundlagenDer Konzernabschluss der EnBW Energie Baden-Württemberg AG (EnBW) wird entsprechend § 315a Abs. 1 HGB zu den am Bilanzstichtag verpflichtend in der Europäischen Union anzuwendenden International Financial Reporting Standards (IFRS) aufgestellt. Zusätzlich werden die Interpretationen des International Financial Reporting Interpretations Committee (IFRIC) beachtet. Noch nicht verpflichtend in Kraft getretene IFRS und IFRIC werden nicht angewendet. Der Konzernabschluss entspricht damit den vom International Accounting Standards Board (IASB) veröffentlichten IFRS und IFRIC, soweit diese in EU-Recht übernommen wurden. Der Konzernabschluss wird in Millionen Euro (Mio. €) ausgewiesen. Neben der Gewinn- und Verlustrechnung werden die Gesamtperiodenerfolgsrechnung, die Bilanz, die Cashflow-Rechnung sowie der Eigenkapitalspiegel des EnBW-Konzerns gesondert dargestellt. Zur übersichtlicheren Darstellung sind in der Gewinn- und Verlustrechnung sowie in der Bilanz Posten zusammengefasst und im Anhang gesondert aufgeführt und erläutert. Die Gewinn- und Verlustrechnung wird nach dem Gesamtkostenverfahren aufgestellt. Der Konzernabschluss wird auf den Stichtag des Jahresabschlusses des Mutterunternehmens aufgestellt. Das Geschäftsjahr des Mutterunternehmens ist das Kalenderjahr. Der Sitz der Gesellschaft ist Karlsruhe, Deutschland. Die Anschrift lautet EnBW Energie Baden-Württemberg AG, Durlacher Allee 93, 76131 Karlsruhe. Die Hauptaktivitäten der EnBW sind den Angaben zur Segmentberichterstattung zu entnehmen. Der Vorstand der EnBW hat den Konzernabschluss am 15. Februar 2012 aufgestellt. KonsolidierungsgrundsätzeDie in die Konsolidierung einbezogenen Abschlüsse der in- und ausländischen Tochter- und Gemeinschaftsunternehmen wurden einheitlich nach den bei der EnBW geltenden Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden aufgestellt. Die Kapitalkonsolidierung erfolgt unter Anwendung der Erwerbsmethode. Die Anschaffungskosten eines Unternehmenserwerbs werden nach den beizulegenden Zeitwerten der hingegebenen Vermögenswerte und der eingegangenen oder übernommenen Verbindlichkeiten zum Erwerbszeitpunkt bemessen. Die Bewertung von nicht beherrschenden Anteilen erfolgt zum anteiligen beizulegenden Zeitwert der identifizierten Vermögenswerte und der übernommenen Verbindlichkeiten. Anschaffungsnebenkosten werden zum Zeitpunkt ihres Entstehens ab 2010 als Aufwand erfasst. Bei sukzessiven Unternehmenszusammenschlüssen wird der vom Erwerber zuvor an dem erworbenen Unternehmen gehaltene Eigenkapitalanteil zum beizulegenden Zeitwert am Erwerbszeitpunkt neu bestimmt und der daraus resultierende Gewinn oder Verlust ab 2010 erfolgswirksam erfasst. Der Geschäfts- oder Firmenwert ermittelt sich aus dem Überschuss der übertragenen Gegenleistung und des Betrags aller nicht beherrschenden Anteile an dem erworbenen Unternehmen über die erworbenen identifizierbaren Vermögenswerte und übernommenen Schulden. Liegt diese Gegenleistung unter dem beizulegenden Zeitwert des erworbenen Reinvermögens, wird der Unterschiedsbetrag nach nochmaliger Überprüfung sofort erfolgswirksam erfasst. Eine Veränderung der Beteiligungshöhe an einem weiterhin vollkonsolidierten Unternehmen wird als Eigenkapitaltransaktion bilanziert. Zum Zeitpunkt des Beherrschungsverlusts werden sämtliche verbliebenen Anteile zum beizulegenden Zeitwert neu bewertet. Forderungen, Verbindlichkeiten und Rückstellungen zwischen konsolidierten Unternehmen werden aufgerechnet. Konzerninterne Erträge werden mit den entsprechenden Aufwendungen verrechnet. Zwischenergebnisse werden eliminiert, sofern sie nicht von untergeordneter Bedeutung sind. Steuerabgrenzungen werden vorgenommen. KonsolidierungskreisNach der Vollkonsolidierungsmethode werden alle Tochterunternehmen einbezogen, auf deren Finanz- und Geschäftspolitik ein beherrschender Einfluss nach dem sogenannten Control Concept ausgeübt werden kann. Bei der Vollkonsolidierung werden die Vermögenswerte und Schulden einer Tochtergesellschaft vollständig in den Konzernabschluss übernommen. Gemeinschaftsunternehmen werden anhand der Quotenkonsolidierung in den Konzernabschluss einbezogen. Bei der Quotenkonsolidierung werden die Vermögenswerte und Schulden des Tochterunternehmens entsprechend der Höhe der Beteiligung des Mutterunternehmens im Konzernabschluss berücksichtigt. Die Equity-Bewertung kommt zur Anwendung, wenn die Möglichkeit eines maßgeblichen Einflusses auf die Geschäftspolitik des assoziierten Unternehmens besteht, aber weder die Voraussetzungen eines Tochter- noch die eines Gemeinschaftsunternehmens vorliegen. Bei der Bewertung von Anteilen bedeutet dies, dass nicht die Vermögenswerte und Schulden des Unternehmens im Konzernabschluss dargestellt werden, sondern nur sein anteiliges Eigenkapital. Ein Geschäfts- oder Firmenwert ist im Beteiligungsansatz enthalten. Negative Unterschiedsbeträge werden im Beteiligungsergebnis ertragswirksam erfasst. Anteile an Tochterunternehmen und an gemeinschaftlich geführten Unternehmen oder nach der Equity-Methode bilanzierte Unternehmen, die aus Konzernsicht von untergeordneter Bedeutung sind, werden nach IAS 39 bilanziert. Eine Aufstellung des Anteilsbesitzes gemäß § 313 Abs. 2 HGB ist im Kapitel (38) „Zusätzliche Angaben“ im Anhang dieses Geschäftsberichts zu finden. Wechselseitige Beteiligungen nach § 19 Abs. 1 AktG liegen im EnBW-Konzern nicht vor. Der Konsolidierungskreis setzt sich wie folgt zusammen: scroll
Änderungen des KonsolidierungskreisesVon den im Rahmen der Vollkonsolidierung in den Konzernabschluss einbezogenen Unternehmen wurden im Berichtsjahr 8 (Vorjahr: 20) inländische Gesellschaften und 3 (Vorjahr: 5) ausländische Gesellschaften erstmals konsolidiert. Es wurde 1 (Vorjahr: 8) inländische Gesellschaft und keine (Vorjahr: 1) ausländische Gesellschaft entkonsolidiert, darüber hinaus wurden 7 Gesellschaften (Vorjahr: 1) verschmolzen. Von den Gemeinschaftsunternehmen, die entsprechend unserer Anteilshöhe in den Konzernabschluss einbezogen werden, wurde im Berichtsjahr 1 (Vorjahr: 0) ausländische Gesellschaft erstmals innerhalb des Teilkonzerns Borusan EnBW Enerji yatirimlari ve Üretim A.S. quotenkonsolidiert. Eine Umstellung der Einbeziehungsmethode von quoten- auf vollkonsolidiert wurde bei 2 inländischen Gesellschaften (Vorjahr: 1 ausländische Gesellschaft) vorgenommen. Im Berichtsjahr wurde keine quotenkonsolidierte (Vorjahr: 1 inländische, 3 ausländische) Gesellschaft entkonsolidiert. Im Bereich der assoziierten Unternehmen wurde 1 (Vorjahr: 2) inländische Gesellschaft erstmals nach der Equity-Methode bewertet. Im Berichtsjahr schieden keine Gesellschaften (Vorjahr: 1 inländische Gesellschaft) aus der Equity-Bewertung aus. Im Geschäftsjahr 2011 fanden keine wesentlichen Unternehmenserwerbe und -veräußerungen statt. Veränderung von Anteilen an weiterhin vollkonsolidierten UnternehmenVeräußerung von Anteilen an der Energiedienst Holding AGAm 22. Dezember 2011 hat die EnBW einen Anteil in Höhe von 15,05 % ihrer Tochtergesellschaft Energiedienst Holding AG (EDH), Laufenburg/Schweiz, an die Services Industriels de Genève (SIG) veräußert. Durch die Transaktion verringert sich unser Anteil an der EDH auf 66,67 %. Die EnBW wird weiterhin die EDH wirtschaftlich beherrschen. Die aus der Anteilsveräußerung erhaltene Gegenleistung beträgt 245,6 Mio. €; sie floss der EnBW in Form von flüssigen Mitteln zu. Der auf die nicht beherrschenden Anteile zu übertragene Wert beträgt 147,7 Mio. €. Die Differenz zwischen Veräußerungserlös und dem auf die nicht beherrschenden Anteile übertragenen Wert wurde im Eigenkapital in den Gewinnrücklagen sowie in den kumulierten erfolgsneutralen Veränderungen erfasst. scroll
Unternehmenserwerbe 2010Aktientausch Pražská energetika, a.s. und Pražská teplárenská a.s.Im ersten Quartal 2011 lag uns zum Unternehmenserwerb der Pražská energetika, a.s. (PRE) ein endgültiges Wertgutachten vor. Die Bilanzierung des Unternehmenszusammenschlusses konnte somit zum 31. März 2011 abgeschlossen werden. Die zum Erwerbszeitpunkt angesetzten Vermögenswerte und Schulden sowie die daraus resultierenden Auswirkungen auf die Gewinn- und Verlustrechnung wurden angepasst. Die EnBW hatte zum 20. September 2010 ihre bisher im Wesentlichen über die Pražská teplárenská Holding a.s. (PT Holding) gehaltenen Anteile von 24,3 % am Prager Fernwärmeversorger Pražská teplárenská a.s. (PT) mit den von der Energetický a průmyslový holding, a.s. gehaltenen 41,1 % an der PRE getauscht. Das Ziel der Transaktion war die Erreichung einer Mehrheitsposition beim tschechischen Energieversorgungsunternehmen PRE und der damit verbundene Ausbau unserer Präsenz auf dem strategischen Zielmarkt Tschechien. Mit rund 745.000 versorgten Abnahmestellen ist PRE das drittgrößte Stromversorgungsunternehmen in Tschechien und vereint Netz und Vertrieb im Hauptstadtgebiet Prag. PRE und PT wurden vor dem Aktientausch als Gemeinschaftsunternehmen unter Anwendung der Quotenkonsolidierung in den EnBW-Konzern einbezogen. Seit der Transaktion hält die EnBW durchgerechnet 69,6 % der Anteile an der PRE. Durch vertragliche Vereinbarungen in Zusammenhang mit der Anteilsaufstockung hat die EnBW die wirtschaftliche und industrielle Führungsrolle bei der PRE, weshalb die Gesellschaft nach der Vollkonsolidierungsmethode in den Konzernabschluss einbezogen wird. Nach dem Aktientausch hält die EnBW keine Anteile mehr an der PT. Die beim Anteilserwerb übertragene Gegenleistung enthielt die zum beizulegenden Zeitwert bewerteten PT-Anteile in Höhe von 200,5 Mio. € und eine Barkomponente in Höhe von 305,1 Mio. €. Durch den Tausch der PT-Anteile entstand im Jahresabschluss 2010 ein sonstiger betrieblicher Ertrag in Höhe von 81,1 Mio. €. Durch den Tausch der Anteile an der PT wurden folgende Vermögenswerte und Schulden abgegeben: scroll
Die bisher gehaltenen 28,5 % an der PRE wurden zum Erwerbszeitpunkt zum beizulegenden Zeitwert bewertet. Der entstandene Gewinn in Höhe von 173,6 Mio. € wurde im Jahresabschluss 2010 im sonstigen betrieblichen Ertrag erfasst. Für die Transaktion fielen Nebenkosten in Höhe von 6,0 Mio. € an, die im Jahresabschluss 2010 im sonstigen betrieblichen Aufwand erfasst wurden. Der Wert des nicht beherrschenden Anteils wurde anhand des identifizierbaren Nettovermögens der PRE bewertet und beträgt 236,5 Mio. €. Der Geschäfts- oder Firmenwert in Höhe von 271,1 Mio. € repräsentiert unter anderem Synergien in den Bereichen Netz und Vertrieb, die nicht separiert werden konnten. Die PRE trug im Jahresabschluss 2010 seit ihrer Vollkonsolidierung 215,4 Mio. € zu den Umsatzerlösen und 17,2 Mio. € zum Ergebnis nach Ertragsteuern bei. Bei einer Vollkonsolidierung der PRE seit Beginn des Jahres 2010 hätten sich die Umsatzerlöse um 462,8 Mio. € auf 17.971,8 Mio. € und das Ergebnis nach Ertragsteuern um 39,5 Mio. € auf 1.191,2 Mio. € erhöht. Durch den Erwerb wurden folgende Vermögenswerte und Schulden übernommen: scroll
1 Werte angepasst aufgrund des nun vorliegenden endgültigen Wertgutachtens. Der beizulegende Zeitwert der Forderungen aus Lieferungen und Leistungen, die durch den Unternehmenszusammenschluss erworben wurden, belief sich auf 67,7 Mio. €. Der gesamte Betrag dieser Forderungen ist voraussichtlich einbringlich. Aufgrund des inzwischen vorliegenden endgültigen Wertgutachtens wurden die Vorjahreszahlen folgendermaßen angepasst: scroll
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Kraftwerk Rostock mbHUm ihre inländischen Erzeugungskapazitäten weiter zu erhöhen, erwarb die EnBW mit Wirkung zum 1. Januar 2010 100 % an der Gesellschaft für die Beteiligung an dem Kraftwerk Rostock mbH, Hannover. Die Gesellschaft enthält einen 50,4 %-Anteil des Kraftwerks Rostock. Der Kaufpreis belief sich auf 320,9 Mio. € und wurde in Form von flüssigen Mitteln entrichtet. Für die Transaktion fielen keine wesentlichen Anschaffungsnebenkosten an. Die Gesellschaft trug im Jahresabschluss 2010 85,7 Mio. € zu den Umsatzerlösen und 4,0 Mio. € zum Ergebnis nach Ertragsteuern bei. Durch den Erwerb wurden folgende Vermögenswerte und Schulden übernommen: scroll
Der beizulegende Zeitwert der Forderungen aus Lieferungen und Leistungen, die durch den Unternehmenszusammenschluss erworben wurden, beläuft sich auf 20,9 Mio. €. Der gesamte Betrag dieser Forderungen ist voraussichtlich einbringlich. Onshore-WindparksUm ihre Erzeugungskapazitäten im Bereich der Windenergie weiter auszubauen, erwarb die EnBW mit Wirkung zum 18. März, 5. Mai, 17. Juni, 22. September beziehungsweise 30. November 2010 Anteile von jeweils 100 % an der Plambeck Neue Energien Windpark Fonds CVI GmbH & Co. KG, Cuxhaven, der Plambeck Neue Energien Windpark Fonds CVII GmbH & Co. KG, Cuxhaven, der Plambeck Neue Energien Windpark Fonds LXXXV GmbH & Co. KG, Cuxhaven, der Plambeck Neue Energien Windpark Fonds XCIX GmbH & Co. KG, Cuxhaven, sowie der PNE WIND Oldendorf GmbH & Co. KG, Cuxhaven. Der Kaufpreis belief sich auf 20,5 Mio. €; er wurde zum Erwerbszeitpunkt in Höhe von 16,1 Mio. € in Form von flüssigen Mitteln entrichtet. Darin enthalten sind außerdem 4,4 Mio. € bedingte Kaufpreisbestandteile, die insbesondere Earn-out-Verpflichtungen betreffen, von denen zum Jahresabschluss 2010 bereits 1,0 Mio. € bezahlt wurden. Bei den Earn-out-Verpflichtungen kommt es zu weiteren Kaufpreiszahlungen, wenn die erworbenen Gesellschaften die Voraussetzungen für eine Erhöhung der gesetzlichen Vergütung in Form von Bonuszahlungen erfüllen. Die gesamten bedingten Kaufpreisbestandteile werden voraussichtlich 4,4 Mio. € betragen. Für die Transaktion fielen keine wesentlichen Anschaffungsnebenkosten an. Die Windkraftanlagen der Gesellschaften wurden Mitte Dezember 2009, Mitte März, Mitte Juni, Mitte September beziehungsweise Mitte September bis Anfang Dezember 2010 fertiggestellt. Die Auswirkungen der Gesellschaften im Jahresabschluss 2010 auf die Umsatzerlöse und das Ergebnis nach Ertragsteuern sind ebenso unwesentlich wie die Auswirkungen auf die Umsatzerlöse und das Ergebnis nach Ertragsteuern im Jahresabschluss 2010 bei einer Einbeziehung der Gesellschaften bereits seit Beginn des Jahres. Durch den Erwerb wurden folgende Vermögenswerte und Schulden übernommen: scroll
Der beizulegende Zeitwert der sonstigen Forderungen, die durch den Unternehmenszusammenschluss erworben wurden, beläuft sich auf 7,2 Mio. €. Der gesamte Betrag dieser Forderungen ist voraussichtlich einbringlich. Veräußerung von Unternehmen 2010GESO Beteiligungs- und Beratungs-AGAusgehend von einer kartellrechtlichen Auflage in Zusammenhang mit dem Anteilserwerb an der EWE Aktiengesellschaft hat sich die EnBW AG im Dezember 2009 entschlossen, die Anteile an der GESO Beteiligungs- und Beratungs-AG (GESO) zu veräußern. Der Verkauf der GESO und ihrer Tochterunternehmen konnte im März 2010 abgeschlossen werden. Erwerber war die Technische Werke Dresden GmbH (TWD), eine 100-prozentige Tochter der Landeshauptstadt Dresden. Durch die Veräußerung wurde ein sonstiger betrieblicher Ertrag vor Veräußerungskosten in Höhe von 176,6 Mio. € erzielt. Der Erlös in Höhe von 834,4 Mio. € wurde in bar beglichen. Er beinhaltet die Ablösung von Konzerndarlehen in Höhe von 220,6 Mio. €. Durch die Veräußerung wurden folgende Vermögenswerte und Schulden abgegeben: scroll
Änderungen der Bilanzierungs- und BewertungsmethodenDas IASB und das IFRIC haben folgende Standards und Interpretationen neu verabschiedet, die ab dem Geschäftsjahr 2011 verpflichtend anzuwenden sind, ohne dass diese wesentliche Auswirkungen auf den EnBW-Konzernabschluss hatten: > Sammelstandard zur Änderung verschiedener IFRS (2010) „Verbesserungen der International Financial Reporting Standards“ > IFRS 1 Änderung (2010) „Begrenzte Befreiung erstmaliger Anwender von Vergleichsangaben nach IFRS 7“ > IAS 24 Änderung (2009) „Angaben über Beziehungen zu nahestehenden Unternehmen und Personen“ > IAS 32 Änderung (2009) „Einstufung von Bezugsrechten“ > IFRIC 14 Änderung (2009) „Vorauszahlungen im Rahmen von Mindestdotierungsverpflichtungen“ > IFRIC 19 „Tilgung finanzieller Verbindlichkeiten durch Eigenkapitalinstrumente“ Für die auf Basis des § 9a AtG bestehende mengenunabhängige Entsorgungsverpflichtung für Brennelemente wurde in den Vorjahren die ratierliche Zuführung zur Rückstellung vorgenommen. Im Geschäftsjahr 2011 erfolgte die Volldotierung der Rückstellung und die Bildung eines korrespondierenden Aktivpostens. Für die Vorjahre wurde gemäß IAS 8 eine Anpassung durchgeführt. Die Methodenänderung ermöglicht einen besseren Einblick in die Vermögens-, Finanz- und Ertragslage des Unternehmens. Die Korrekturbeträge auf den Konzernabschluss im Berichtsjahr und in den Vorjahren stellen sich wie folgt dar: scroll
1 Verwässert und unverwässert; bezogen auf das auf die Aktionäre der EnBW AG entfallende Ergebnis. scroll
Auswirkungen neuer, noch nicht anzuwendender RechnungslegungsstandardsDas IASB und das IFRIC veröffentlichten bereits folgende Standards und Interpretationen, deren Anwendung für das Geschäftsjahr 2011 jedoch noch nicht verpflichtend ist. Die künftige Anwendung setzt die Übernahme durch die EU in europäisches Recht voraus. > IAS 1 Änderung (2011) „Darstellung der Posten der Gesamtperiodenerfolgsrechnung“: Gemäß den Änderungen hat der Ausweis von Bestandteilen der Gesamtperiodenerfolgsrechnung, die in Folgeperioden in die Gewinn- und Verlustrechnung umgegliedert werden, und von Bestandteilen, die nicht umgegliedert werden, getrennt zu erfolgen. Werden die Posten der Gesamtperiodenerfolgsrechnung vor Steuern dargestellt, so ist der dazugehörige Steuerbetrag gleichermaßen für jede Kategorie getrennt auszuweisen. Des Weiteren wird der in IAS 1 verwendete Begriff für die Gesamtperiodenerfolgsrechnung geändert in „Gewinn- und Verlustrechnung und sonstiges Ergebnis“. Die Änderungen sind auf Geschäftsjahre anzuwenden, die am oder nach dem 1. Juli 2012 beginnen. Die Änderungen wurden noch nicht in europäisches Recht übernommen. Die Auswirkungen auf den Konzernabschluss der EnBW werden derzeit geprüft. > IAS 12 Änderung (2010) „Latente Steuern: Realisierung zugrunde liegender Vermögenswerte“: Die Änderung stellt zumindest teilweise die Behandlung temporärer steuerlicher Differenzen in Zusammenhang mit der Anwendung des Zeitwertmodells von IAS 40 „Als Finanzinvestition gehaltene Immobilien“ klar. Als weitere Konsequenz führt die Änderung des IAS 12 zu einer Anpassung des SIC 21 „Ertragsteuern – Realisierung von neu bewerteten, nicht planmäßig abzuschreibenden Vermögenswerten“. Die Änderungen sind erstmals auf Geschäftsjahre anzuwenden, die am oder nach dem 1. Januar 2012 beginnen. Die Änderungen wurden noch nicht in europäisches Recht übernommen. Die Auswirkungen auf den Konzernabschluss der EnBW werden derzeit geprüft. > IAS 19 Änderung (2011) „Leistungen an Arbeitnehmer“: Die bedeutendste Änderung des IAS 19 besteht darin, dass künftig unerwartete Schwankungen der Pensionsverpflichtungen sowie versicherungsmathematische Gewinne und Verluste unmittelbar im Eigenkapital (kumulierte erfolgsneutrale Veränderungen) erfasst werden müssen. Das bisherige Wahlrecht zwischen einer sofortigen ergebniswirksamen Erfassung, einer erfolgsneutralen Erfassung oder der zeitverzögerten Erfassung nach der sogenannten Korridormethode wird abgeschafft. Die Änderungen sind auf Geschäftsjahre anzuwenden, die am oder nach dem 1. Januar 2013 beginnen. Die Übernahme der Änderungen des IAS 19 in europäisches Recht steht noch aus. Die Auswirkungen auf den Konzernabschluss der EnBW werden derzeit geprüft. > IAS 27 Neufassung (2011) „Einzelabschlüsse“: Der Standard wurde im Rahmen des umfassenden Reformprojekts zur Konsolidierung neu gefasst. IAS 27 enthält nunmehr ausschließlich die unveränderten Vorschriften zu IFRS-Einzelabschlüssen. Die Neufassung des Standards ist erstmals auf Geschäftsjahre anzuwenden, die am oder nach dem 1. Januar 2013 beginnen. Der Standard wurde noch nicht in europäisches Recht übernommen. Der Standard wird voraussichtlich keine Auswirkungen auf den Konzernabschluss der EnBW haben. > IAS 28 Änderung (2011) „Anteile an assoziierten Unternehmen und Gemeinschaftsunternehmen“: Der IAS 28 wurde im Jahr 2011 in Zusammenhang mit dem IASB-Projekt zu gemeinschaftlichen Vereinbarungen überarbeitet. Die meisten dieser Änderungen ergeben sich aus der Einbeziehung von Gemeinschaftsunternehmen in IAS 28 (2011). Der grundlegende Ansatz zur Bilanzierung nach der Equity-Methode wurde nicht geändert. Die Änderungen sind erstmals auf Geschäftsjahre anzuwenden, die am oder nach dem 1. Januar 2013 beginnen. Die Übernahme in EU-Recht steht noch aus. Die Auswirkungen auf den Konzernabschluss der EnBW werden derzeit geprüft. > IAS 32 Änderung (2011) „Saldierung finanzieller Vermögenswerte und finanzieller Verbindlichkeiten“: Durch die Änderung werden die Voraussetzungen zur Saldierung von finanziellen Vermögenswerten und finanziellen Verbindlichkeiten durch zusätzliche Anwendungsleitlinien konkretisiert. Die Änderung ist erstmals auf Geschäftsjahre anzuwenden, die am oder nach dem 1. Januar 2014 beginnen. Die Übernahme in europäisches Recht steht noch aus. Die Auswirkungen auf den Konzernabschluss der EnBW werden derzeit geprüft. > IFRS 1 Änderung (2010) „Schwerwiegende Hochinflation und Beseitigung fixer Daten“: Durch die erste Änderung wird der Verweis auf den festen Umstellungszeitpunkt „1. Januar 2004“ durch „Zeitpunkt des Übergangs auf IFRS“ ersetzt. Die zweite Änderung gibt Anwendungsleitlinien vor, wie bei der Darstellung von IFRS-konformen Abschlüssen vorzugehen ist, wenn ein Unternehmen für einige Zeit die IFRS-Vorschriften nicht einhalten konnte, weil seine funktionale Währung starker Hochinflation unterlag. Die Änderungen sind auf Geschäftsjahre anzuwenden, die am oder nach dem 1. Juli 2011 beginnen. Die Übernahme in europäisches Recht steht noch aus. Die Änderungen werden keine Auswirkungen auf den Konzernabschluss der EnBW haben. > IFRS 7 Änderung (2010) „Finanzinstrumente: Angaben – Übertragung finanzieller Vermögenswerte “: Die Änderungen führen zu erweiterten Anhangangaben bei der Übertragung von finanziellen Vermögenswerten und sollen den Bilanzadressaten einen besseren Einblick in derartige Transaktionen ermöglichen. Die Änderungen sind erstmals auf Geschäftsjahre anzuwenden, die am oder nach dem 1. Juli 2011 beginnen. Die Änderungen werden voraussichtlich keine Auswirkungen auf den Konzernabschluss haben. > IFRS 7 Änderung (2011) „Angaben – Saldierung finanzieller Vermögenswerte und finanzieller Verbindlichkeiten“: In Zusammenhang mit der Änderung des IAS 32 „Finanzinstrumente: Darstellung“ hinsichtlich der Saldierung von Finanzinstrumenten wurde der Umfang der erforderlichen Anhangangaben erweitert. Die Änderung des IFRS 7 ist erstmals auf Geschäftsjahre anzuwenden, die am oder nach dem 1. Januar 2013 beginnen. Die Übernahme in europäisches Recht steht noch aus. Die Auswirkungen auf den Konzernabschluss der EnBW werden derzeit geprüft. > IFRS 9 „Finanzinstrumente“: Mit den Veröffentlichungen von IFRS 9 (2009) und IFRS 9 (2010) schließt das IASB die erste von drei Phasen der Reform der Bilanzierung von Finanzinstrumenten ab. Das IASB beabsichtigt mit IFRS 9 den bestehenden IAS 39 „Finanzinstrumente: Ansatz und Bewertung“ vollständig zu ersetzen. Der Standard befasst sich in der ersten Phase mit der Klassifizierung und Bewertung von Finanzinstrumenten. Durch IFRS 9 werden die bisher bestehenden Bewertungskategorien auf nunmehr zwei Bewertungskategorien reduziert: zu fortgeführten Anschaffungskosten oder erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert. Am 16. Dezember 2011 hat das IASB eine Änderung des IFRS 9 veröffentlicht, die den erstmaligen Anwendungszeitpunkt auf Geschäftsjahre, die am oder nach dem 1. Januar 2015 beginnen (bislang 1. Januar 2013), verschiebt. IFRS 9 wurde noch nicht in europäisches Recht übernommen. Die Auswirkungen auf den Konzernabschluss der EnBW werden derzeit geprüft. > IFRS 10 „Konzernabschlüsse“: Der IFRS 10 ersetzt die Konsolidierungsvorschriften im bisherigen IAS 27 „Konzern- und Einzelabschlüsse“ und im SIC-12 „Konsolidierung – Zweckgesellschaften“ und schafft eine einheitliche Definition für Beherrschung. IFRS 10 ist erstmals auf Geschäftsjahre anzuwenden, die am oder nach dem 1. Januar 2013 beginnen. Der Standard wurde noch nicht in europäisches Recht übernommen. Die Auswirkungen auf den Konzernabschluss der EnBW werden derzeit geprüft. > IFRS 11 „Gemeinschaftliche Vereinbarungen“: IFRS 11 ersetzt IAS 31 „Anteile an Gemeinschaftsunternehmen“ und SIC-13 „Gemeinschaftlich geführte Einheiten – Nicht monetäre Einlagen durch Partnerunternehmen“ und beinhaltet Vorschriften zur Identifikation, Klassifikation und Bilanzierung von gemeinschaftlichen Vereinbarungen. IFRS 11 ist erstmals auf Geschäftsjahre anzuwenden, die am oder nach dem 1. Januar 2013 beginnen. Die Übernahme in europäisches Recht steht noch aus. Die Auswirkungen auf den Konzernabschluss der EnBW werden derzeit geprüft. > IFRS 12 „Angaben zu Anteilen an anderen Unternehmen“: Der neue Standard regelt die Anhangangabepflichten zu Unternehmensverbindungen im Konzernabschluss sowie zu gemeinschaftlichen Vereinbarungen und assoziierten Unternehmen. IFRS 12 ist erstmals auf Geschäftsjahre anzuwenden, die am oder nach dem 1. Januar 2013 beginnen. Der Standard wurde noch nicht in EU-Recht übernommen. Die Auswirkungen auf den Konzernabschluss der EnBW werden derzeit geprüft. > IFRS 13 „Bewertung mit dem beizulegenden Zeitwert“: Durch IFRS 13 erfolgt eine standardübergreifende Vereinheitlichung der Definition und der Anforderungen an die Bemessung und die Anhangangaben des beizulegenden Zeitwerts. IFRS 13 ist erstmals auf Geschäftsjahre anzuwenden, die am oder nach dem 1. Januar 2013 beginnen. Der Standard wurde noch nicht in europäisches Recht übernommen. Die Auswirkungen auf den Konzernabschluss der EnBW werden derzeit geprüft. > IFRIC 20 „Abraumkosten in der Produktionsphase einer im Tagebau erschlossenen Mine“: IFRIC 20 regelt die Bilanzierung von Abraumbeseitigungskosten im Rahmen der Produktionsphase im Tagebau. Die Interpretation stellt klar, wann die Abraumkosten aus der Produktion als Vermögenswert anzusetzen sind und wie die Erst- und Folgebewertung des Vermögenswerts aus der Abraumbeseitigung erfolgt. IFRIC 20 ist erstmals auf Geschäftsjahre anzuwenden, die am oder nach dem 1. Januar 2013 beginnen. Die Interpretation wurde noch nicht in europäisches Recht übernommen. Die Interpretation wird voraussichtlich keine Auswirkungen auf den Konzernabschluss der EnBW haben. Anpassung der Vorjahreszahlen> Durch das endgültige Wertgutachten zum Unternehmenserwerb der Pražská energetika, a.s. (PRE) konnte die Bilanzierung des Unternehmenszusammenschlusses zum 31. März 2011 abgeschlossen werden. Die zum Erwerbszeitpunkt angesetzten Vermögenswerte und Schulden sowie die daraus resultierenden Auswirkungen auf die Gewinn- und Verlustrechnung wurden angepasst. Die Anpassungen der Vorjahreszahlen in der Gewinn- und Verlustrechnung und in der Bilanz werden im Kapitel „Unternehmenserwerbe 2010“ detailliert dargestellt. > Zur besseren Darstellung der Finanzlage haben wir im Geschäftsjahr 2011 die Veränderung der lang- und kurzfristigen Rückstellungen in der Cashflow-Rechnung zusammengefasst. Der Vorjahreswert des Funds from Operations (FFO) vor Steuern und Finanzierung erhöht sich damit um 84,3 Mio. € auf 2.832,0 Mio. €. Der Operating Cashflow bleibt unverändert. Weitere Angaben zur Anpassung von Vorjahreszahlen befinden sich in diesem Anhang unter dem Kapitel „Änderungen der Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden“. Wesentliche Bilanzierungs- und BewertungsmethodenImmaterielle VermögenswerteEntgeltlich erworbene immaterielle Vermögenswerte werden mit den fortgeführten Anschaffungs- beziehungsweise Herstellungskosten bilanziert und mit Ausnahme des Geschäfts- oder Firmenwerts linear entsprechend ihrer wirtschaftlichen Nutzungsdauer abgeschrieben. Die Abschreibungsdauer der entgeltlich erworbenen Software beträgt 3 bis 5 Jahre, die Abschreibungsdauer der Konzessionen für Kraftwerke beträgt zwischen 15 und 65 Jahre. Kundenbeziehungen werden entsprechend der erwarteten Nutzungsdauer zwischen 6 und 30 Jahre abgeschrieben, Wasserrechte und die zugrunde liegenden Konzessionsverträge werden über 30 Jahre abgeschrieben. Selbst erstellte immaterielle Vermögenswerte werden mit ihren Herstellungskosten aktiviert, wenn es wahrscheinlich ist, dass mit der Nutzung des Vermögenswerts ein künftiger wirtschaftlicher Vorteil verbunden ist und die Kosten zuverlässig ermittelt werden können. Sind die Aktivierungskriterien nicht erfüllt, werden die Aufwendungen im Jahr der Entstehung sofort ergebniswirksam erfasst. Im EnBW Konzern handelt es sich hierbei um Software, die linear über eine Nutzungsdauer von fünf Jahren abgeschrieben wird. Die Nutzungsdauern sowie die Abschreibungsmethoden werden jährlich überprüft. Geschäfts- oder Firmenwerte aus der Kapitalkonsolidierung werden entsprechend den Regelungen der IFRS nicht planmäßig abgeschrieben, sondern einmal jährlich sowie bei Vorliegen von Anhaltspunkten, die darauf hindeuten, dass der erzielbare Betrag geringer als der Buchwert sein könnte, auf Wertminderung getestet. SachanlagenSachanlagen werden mit ihren Anschaffungs- beziehungsweise Herstellungskosten bewertet. Abnutzbare Sachanlagen werden entsprechend der voraussichtlichen Nutzungsdauer der einzelnen Komponenten linear abgeschrieben. Die Abschreibung im Zugangsjahr erfolgt zeitanteilig. Wartungs- und Reparaturkosten werden als Aufwand erfasst. Erneuerungs- und Erhaltungsaufwendungen, die zu einem künftigen Nutzenzufluss eines Vermögenswerts führen, werden aktiviert. Investitionszulagen oder -zuschüsse mindern die Anschaffungs- beziehungsweise Herstellungskosten der entsprechenden Vermögenswerte nicht, sondern werden passivisch abgegrenzt. Unter den nuklearen Erzeugungsanlagen wird auch der um Abschreibungen verminderte Barwert der geschätzten Kosten für die Stilllegung und den Abbau der kontaminierten Anlagen ausgewiesen. Die planmäßigen Abschreibungen für unsere wesentlichen Sachanlagen werden nach folgenden konzerneinheitlichen Nutzungsdauern bemessen: scroll
Nutzungsdauern und Abschreibungsmethoden werden jährlich überprüft. Eine Sachanlage wird entweder bei Abgang ausgebucht oder dann, wenn aus der weiteren Nutzung oder Veräußerung des Vermögenswerts kein wirtschaftlicher Nutzen mehr erwartet wird. Die aus der Ausbuchung des Vermögenswerts resultierenden Gewinne oder Verluste werden als Differenz zwischen dem Nettoveräußerungserlös und dem Buchwert des Vermögenswerts ermittelt und in der Periode, in der der Vermögenswert ausgebucht wird, erfolgswirksam in der Gewinn- und Verlustrechnung erfasst. FremdkapitalkostenSofern für den Erwerb oder die Herstellung eines qualifizierten Vermögenswerts ein beträchtlicher Zeitraum (mehr als zwölf Monate) erforderlich ist, um diesen in seinen beabsichtigten gebrauchsfertigen Zustand zu versetzen, werden die bis zur Erlangung des gebrauchsfertigen Zustands angefallenen und direkt zurechenbaren Fremdkapitalkosten aktiviert. Bei spezifischen Fremdfinanzierungen werden die diesbezüglich anfallenden Fremdkapitalkosten angesetzt. Bei nicht spezifischen Fremdfinanzierungen wird ein konzerneinheitlicher Fremdkapitalkostensatz von 4,5 % (Vorjahr: 5,0 %) berücksichtigt. Im laufenden Geschäftsjahr wurden Fremdkapitalkosten in Höhe von 49,8 Mio. € (Vorjahr: 50,5 Mio. €) aktiviert. LeasingverhältnisseBei Leasingverhältnissen handelt es sich um Vereinbarungen, bei denen der Leasinggeber das Recht zur Nutzung eines bestimmten Vermögenswerts für einen festgelegten Zeitraum gegen eine Zahlung oder eine Reihe von Zahlungen auf den Leasingnehmer überträgt. Dies gilt auch für Vereinbarungen, bei denen die Übertragung eines solchen Rechts nicht ausdrücklich beschrieben ist. Leasingverhältnisse sind entweder als Finanzierungsleasing oder als Operating-Leasing einzustufen. Leasingverhältnisse, bei denen der EnBW-Konzern als Leasingnehmer im Wesentlichen alle mit dem Eigentum verbundenen Chancen und Risiken am Leasinggegenstand trägt, werden als Finanzierungsleasing behandelt. Der Leasinggegenstand wird mit dem niedrigeren Wert aus beizulegendem Zeitwert und Barwert der Mindestleasingzahlungen angesetzt. In gleicher Höhe wird eine Verbindlichkeit passiviert. Der aktivierte Leasinggegenstand wird über den kürzeren der beiden Zeiträume aus wirtschaftlicher Nutzungsdauer und Laufzeit des Leasingverhältnisses planmäßig abgeschrieben. Die Verbindlichkeit wird in den Folgeperioden unter Berücksichtigung der Effektivzinsmethode getilgt und fortgeschrieben. Alle übrigen Leasingverhältnisse, bei denen der EnBW-Konzern als Leasingnehmer auftritt, werden als Operating-Leasing eingestuft. Bei Operating-Leasingverhältnissen werden die Leasingraten beziehungsweise Mietzahlungen direkt als Aufwand in der Gewinn- und Verlustrechnung erfasst. Leasingverhältnisse, bei denen der EnBW-Konzern als Leasinggeber im Wesentlichen alle mit dem Eigentum verbundenen Chancen und Risiken am Leasinggegenstand auf den Leasingnehmer überträgt, werden beim Leasinggeber als Verkaufs- und Finanzierungsgeschäft abgebildet. In Höhe des Nettoinvestitionswerts aus dem Leasingverhältnis wird eine Forderung bilanziert. Die Zahlungen des Leasingnehmers werden unter Berücksichtigung der Effektivzinsmethode als Tilgungsleistung beziehungsweise Zinsertrag erfasst. Alle übrigen Leasingverhältnisse mit dem EnBW-Konzern als Leasinggeber werden als Operating-Leasingverhältnis behandelt. Der Leasinggegenstand bleibt in der Konzernbilanz und wird planmäßig abgeschrieben. Die Zahlungen des Leasingnehmers werden linear über die Laufzeit des Leasingverhältnisses als Ertrag erfasst. Investment PropertiesInvestment Properties, als Finanzinvestition gehaltene Immobilien, umfassen Grundstücke und Gebäude, die zur Erzielung von Mieteinnahmen oder zum Zweck der Wertsteigerung gehalten und von der EnBW nicht selbst genutzt werden. Investment Properties werden zu fortgeführten Anschaffungs- beziehungsweise Herstellungskosten bewertet und, sofern abnutzbar, nach der linearen Methode über eine Laufzeit von 25 bis 50 Jahren planmäßig abgeschrieben. Der Marktwert wird nach international anerkannten Methoden, zum Beispiel nach der Discounted-Cashflow-Methode oder durch Ableitung aus aktuellen Marktpreisen, ermittelt und ist im Anhang angegeben. WertminderungenZu jedem Bilanzstichtag werden die Buchwerte der immateriellen Vermögenswerte, Sachanlagen und Investment Properties auf Werthaltigkeit überprüft. Bei Hinweisen auf eine mögliche Wertminderung wird im Rahmen des Wertminderungstests der erzielbare Betrag des betreffenden Vermögenswerts ermittelt. Dieser entspricht dem höheren der Beträge aus dem beizulegenden Zeitwert abzüglich Veräußerungskosten und Nutzungswert. Der beizulegende Zeitwert wird auf Grundlage eines Unternehmensbewertungsmodells ermittelt und spiegelt als bestmögliche Schätzung den Betrag wider, zu dem ein unabhängiger Dritter den betreffenden Vermögenswert erwerben würde. Der Nutzungswert entspricht dem Barwert der künftigen Cashflows, die voraussichtlich aus einem Vermögenswert oder einer zahlungsmittelgenerierenden Einheit erzielt werden können. Eine zahlungsmittelgenerierende Einheit stellt dabei die kleinste identifizierbare Gruppe von Vermögenswerten dar, deren Mittelzuflüsse weitgehend unabhängig von den Mittelzuflüssen anderer Vermögenswerte oder Gruppen von Vermögenswerten sind. Sofern kein erzielbarer Betrag für einen einzelnen Vermögenswert ermittelt werden kann, wird der erzielbare Betrag für die zahlungsmittelgenerierende Einheit bestimmt, der der betreffende Vermögenswert zugeordnet werden kann. Aus Unternehmenserwerben resultierende Geschäfts- oder Firmenwerte werden den zahlungsmittelgenerierenden Einheiten beziehungsweise Gruppen von zahlungsmittelgenerierenden Einheiten zugeordnet, die erwartungsgemäß aus den Synergien des Unternehmenszusammenschlusses Nutzen ziehen sollen. Der erzielbare Betrag dieser zahlungsmittelgenerierenden Einheiten beziehungsweise Gruppen von zahlungsmittelgenerierenden Einheiten wird mindestens einmal jährlich auf Werthaltigkeit überprüft. Eine zusätzliche Überprüfung findet statt, wenn zu anderen Zeitpunkten Hinweise auf eine mögliche Wertminderung vorliegen. Für weitere Einzelheiten verweisen wir auf die Ausführungen unter der Anhangangabe (10) „Immaterielle Vermögenswerte.“ Ist der erzielbare Betrag eines Vermögenswerts niedriger als der Buchwert, erfolgt eine sofortige ergebniswirksame Wertberichtigung des Vermögenswerts. Im Fall von Wertberichtigungen in Zusammenhang mit zahlungsmittelgenerierenden Einheiten, denen ein Geschäfts- oder Firmenwert zugeordnet wurde, wird zunächst der zugeordnete Geschäfts- oder Firmenwert reduziert. Übersteigt der Wertberichtigungsbedarf den Buchwert des Geschäfts- oder Firmenwerts, wird der Differenzbetrag proportional auf die verbleibenden langfristigen Vermögenswerte der zahlungsmittelgenerierenden Einheit verteilt. Entfällt zu einem späteren Zeitpunkt der Grund für eine früher vorgenommene Wertminderung, erfolgt eine ergebniswirksame Zuschreibung. Die Wertobergrenze bildet hierbei der Buchwert, der sich ohne Wertberichtigung in der Vergangenheit ergeben hätte (fortgeführte Anschaffungs- beziehungsweise Herstellungskosten). Ein in früheren Berichtsperioden erfasster Wertminderungsaufwand für Geschäfts- oder Firmenwerte darf nicht wieder rückgängig gemacht werden. Zuschreibungen auf Geschäfts- oder Firmenwerte werden daher nicht vorgenommen. At equity bewertete UnternehmenDie nach der Equity-Methode bilanzierten Anteile an assoziierten Unternehmen werden zunächst mit den Anschaffungskosten und in den Folgeperioden entsprechend dem fortgeschriebenen anteiligen Nettovermögen angesetzt. Die Buchwerte werden jährlich um die anteiligen Ergebnisse, die ausgeschütteten Dividenden und die sonstigen Eigenkapitalveränderungen erhöht oder vermindert. Ein Geschäfts- oder Firmenwert ist im Beteiligungsansatz enthalten. Finanzielle VermögenswerteAnteile an nicht konsolidierten verbundenen Unternehmen, an nicht nach der Equity-Methode bilanzierten assoziierten Unternehmen und an übrigen Beteiligungen sowie Teile der Wertpapiere sind der Bewertungskategorie „zur Veräußerung verfügbar“ zugeordnet. Dieser Bewertungskategorie werden alle finanziellen Vermögenswerte zugeordnet, die nicht als „zu Handelszwecken gehalten“ oder „bis zur Endfälligkeit gehalten“ sowie als „Kredite und Forderungen“ einzustufen sind. Die Bewertung erfolgt zum beizulegenden Zeitwert, sofern dieser verlässlich ermittelt werden kann. Sofern sich der beizulegende Zeitwert mangels Vorliegen eines aktiven Markts nicht verlässlich ermitteln lässt, sind diese finanziellen Vermögenswerte zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet. Bei diesen Vermögenswerten handelt es sich im Wesentlichen um sonstige Beteiligungen, die nicht an einem aktiven Markt gehandelt werden. Unrealisierte Gewinne und Verluste werden erfolgsneutral im Eigenkapital erfasst. Liegt am Bilanzstichtag eine dauerhafte oder signifikante Wertminderung vor, werden Anpassungen an den negativen Marktwert ergebniswirksam erfasst. Bei Veräußerung wird der bisher im Eigenkapital erfolgsneutral erfasste unrealisierte Gewinn oder Verlust ergebniswirksam ausgewiesen. Wertminderungen werden über ein Wertberichtigungskonto abgebildet. Wertpapiere, die der Bewertungskategorie „bis zur Endfälligkeit gehalten“ zugeordnet sind, werden zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet. Hierbei handelt es sich um börsennotierte Wertpapiere, deren beizulegender Zeitwert zum 31. Dezember 2011 insgesamt 1.182,3 Mio. € (Vorjahr: 1.112,6 Mio. €) beträgt. Ausleihungen werden mit den fortgeführten Anschaffungskosten bilanziert. Marktüblich verzinste Ausleihungen werden mit dem Nominalwert bilanziert, gering oder unverzinsliche Ausleihungen mit dem Barwert. Wertberichtigungen werden teilweise unter Verwendung eines Wertberichtigungskontos vorgenommen. Die Entscheidung, ob die Wertberichtigung über ein Wertberichtigungskonto erfolgt oder direkt den Buchwert mindert, hängt von der Wahrscheinlichkeit des erwarteten Forderungsausfalls ab. Die unter den kurzfristigen finanziellen Vermögenswerten ausgewiesenen und der Bewertungskategorie „zu Handelszwecken gehalten“ zuzuordnenden Wertpapiere werden erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet. Der beizulegende Zeitwert entspricht dem am Bilanzstichtag gültigen Börsenkurs beziehungsweise dem gültigen Rücknahmepreis. Änderungen des beizulegenden Zeitwerts werden sofort in der Gewinn- und Verlustrechnung erfasst. Von der Möglichkeit, finanzielle Vermögenswerte oder finanzielle Verbindlichkeiten erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert zu bewerten (Fair Value Option), macht die EnBW keinen Gebrauch. VorräteDie Vorräte werden zu Anschaffungs- beziehungsweise Herstellungskosten angesetzt. Die Bewertung erfolgt grundsätzlich zu Durchschnittswerten. Die Herstellungskosten enthalten gemäß IAS 2 die direkt zurechenbaren Einzelkosten und angemessene Teile der notwendigen Material- und Fertigungsgemeinkosten einschließlich Abschreibungen. Die Herstellungskosten werden auf Basis der Normalbeschäftigung ermittelt. Fremdkapitalkosten werden nicht als Teil der Herstellungskosten aktiviert. Risiken aus einer geminderten Verwertbarkeit wird durch angemessene Abschläge Rechnung getragen. Soweit erforderlich, wird der im Vergleich zum Buchwert niedrigere realisierbare Nettoveräußerungswert angesetzt. Wertaufholungen bei früher abgewerteten Vorräten werden als Minderung des Materialaufwands erfasst. Die unter den Vorräten ausgewiesenen Kernbrennelemente werden mit den fortgeführten Anschaffungskosten bewertet. Die Abschreibungen werden nach Maßgabe des Verbrauchs ermittelt. Zu Handelszwecken erworbene Vorräte werden mit dem beizulegenden Zeitwert abzüglich der Veräußerungskosten bewertet. EmissionsrechteUnentgeltlich erworbene Emissionsrechte des laufenden Geschäftsjahres werden mit dem Nominalwert, die zur Deckung des erwarteten Verbrauchs entgeltlich erworbenen Emissionsrechte mit den Anschaffungskosten unter den Vorräten bilanziert. Zu Handelszwecken erworbene Emissionsrechte werden dagegen erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert unter den sonstigen Vermögenswerten bilanziert, wobei die Zeitwertschwankungen unmittelbar ergebniswirksam in der Gewinn- und Verlustrechnung ausgewiesen werden. Für die Verpflichtung zur Rückgabe von CO2-Emissionsrechten wird eine sonstige Rückstellung gebildet. Der Wertansatz der Rückstellung ergibt sich aus dem Buchwert der dafür unentgeltlich zur Verfügung gestellten Emissionsrechte sowie bei einer bestehenden Deckungslücke aus dem Buchwert der im Bestand befindlichen Emissionsrechte. Werden darüber hinaus weitere Emissionsrechte benötigt, sind diese mit dem beizulegenden Zeitwert am Stichtag berücksichtigt. Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige VermögenswerteForderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Vermögenswerte werden mit den Anschaffungskosten nach Abzug erforderlicher Wertberichtigungen bilanziert, die sich am tatsächlichen Ausfallrisiko orientieren. Die Forderungen aus Lieferungen und Leistungen haben überwiegend kurze Restlaufzeiten. Daher entsprechen deren Buchwerte zum Bilanzstichtag annähernd dem beizulegenden Zeitwert. Unter- oder nicht verzinsliche Forderungen mit Restlaufzeiten von über einem Jahr werden mit ihrem Barwert in der Bilanz ausgewiesen. Für kurzfristige sonstige Vermögenswerte wird angenommen, dass der beizulegende Zeitwert dem Buchwert entspricht. Für langfristige sonstige Vermögenswerte wird der Marktwert durch Diskontierung der künftig erwarteten Cashflows ermittelt. Wertberichtigungen werden teilweise unter Verwendung eines Wertberichtigungskontos vorgenommen. Die Entscheidung, ob die Wertberichtigung über ein Wertberichtigungskonto erfolgt oder direkt den Buchwert mindert, hängt von der Wahrscheinlichkeit des erwarteten Forderungsausfalls ab. Flüssige MittelZahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente haben kurze Restlaufzeiten. Daher entsprechen deren Buchwerte zum Bilanzstichtag annähernd dem beizulegenden Zeitwert. Eigene AnteileErwirbt der Konzern eigene Anteile, werden diese vom Eigenkapital abgezogen. Der Kauf, der Verkauf, die Ausgabe oder die Einziehung eigener Anteile wird nicht erfolgswirksam erfasst. Rückstellungen für Pensionen und ähnliche VerpflichtungenBei leistungsorientierten Versorgungsplänen werden die Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen gemäß IAS 19 nach der Methode der laufenden Einmalprämie (Projected-Unit-Credit-Methode) berechnet. Dieses Verfahren berücksichtigt neben den am Bilanzstichtag bekannten Renten und Anwartschaften auch künftig zu erwartende Gehalts- und Rentensteigerungen. Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste, die außerhalb einer Bandbreite von 10,0 % des Verpflichtungsumfangs liegen, werden auf die durchschnittliche Restlebensarbeitszeit linear verteilt. Die Rückstellung wird in Höhe des Vermögens der zur Deckung der Pensionsverpflichtung gebildeten Fonds gekürzt. Der Dienstzeitaufwand wird im Personalaufwand ausgewiesen, der Zinsanteil der Rückstellungszuführung und die erwarteten Erträge aus Planvermögen hingegen im Finanzergebnis. Bei beitragsorientierten Versorgungsplänen werden die Zahlungen bei Fälligkeit als Aufwand erfasst und im Personalaufwand ausgewiesen. Sonstige RückstellungenDie sonstigen Rückstellungen berücksichtigen sämtliche am Bilanzstichtag erkennbaren rechtlichen oder faktischen Verpflichtungen gegenüber einer anderen Partei aufgrund von Ereignissen der Vergangenheit, sofern diese künftig zu einem wahrscheinlichen Ressourcenabfluss führen und deren Höhe zuverlässig geschätzt werden kann. Die Rückstellungen werden mit dem Erfüllungsbetrag angesetzt. Die Bewertung erfolgt mit dem Erwartungswert beziehungsweise mit dem Betrag, der über die höchste Eintrittswahrscheinlichkeit verfügt. Die langfristigen Rückstellungen werden mit ihrem auf den Bilanzstichtag abgezinsten Erfüllungsbetrag angesetzt. Davon ausgenommen sind die Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen. Für diese gelten gemäß IAS 19 besondere Regelungen. Latente SteuernLatente Steuern wurden gemäß dem Temporary Concept (IAS 12) auf sämtliche zeitliche Bilanzierungs- und Bewertungsunterschiede zwischen Steuerbilanz und IFRS-Bilanz der Einzelgesellschaften gebildet. Latente Steuern aus Konsolidierungsvorgängen werden gesondert angesetzt. Aktive latente Steuern auf steuerliche Verlustvorträge werden bilanziert, sofern deren Realisierung mit ausreichender Sicherheit gewährleistet ist. Die latenten Steuern werden auf Basis der Steuersätze ermittelt, die in den jeweiligen Ländern zum Zeitpunkt der Realisierung gelten oder erwartet werden. Für inländische Konzerngesellschaften wurde ein Steuersatz von 29,0 % angewandt. Steueransprüche und Steuerschulden werden je Organkreis beziehungsweise je Gesellschaft saldiert, sofern die Voraussetzungen hierfür bestehen. FinanzverbindlichkeitenFinanzverbindlichkeiten werden bei erstmaligem Ansatz zu ihrem beizulegenden Zeitwert bilanziert. Bei der Folgebewertung werden sie zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet. Verbindlichkeiten aus Finanzierungsleasing werden zum niedrigeren Wert aus beizulegendem Zeitwert und Barwert der Mindestleasingraten zum Zeitpunkt der Aktivierung des Leasinggegenstands bewertet. Der beizulegende Zeitwert der kapitalmarktnotierten Anleihen entspricht den Nominalwerten multipliziert mit den Kursnotierungen zum Abschlussstichtag. Für kurzfristige Finanzverbindlichkeiten wird angenommen, dass der beizulegende Zeitwert dem Buchwert entspricht. Für langfristige Finanzverbindlichkeiten wird der Marktwert durch Diskontierung der künftig zu entrichtenden Cashflows ermittelt. Sofern diese Finanzverbindlichkeiten variabel verzinslich sind, entspricht der Buchwert dem beizulegenden Zeitwert. Der Zeitwert der Anleihen zum 31. Dezember 2011 beträgt 6.630,9 Mio. € (Vorjahr: 5.867,0 Mio. €); der Zeitwert der Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten beträgt 1.087,2 Mio. € (Vorjahr: 1.233,6 Mio. €). Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen sowie übrige VerbindlichkeitenVerbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen sowie übrige Verbindlichkeiten werden mit ihrem Rückzahlungsbetrag angesetzt. Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen haben überwiegend kurze Restlaufzeiten. Daher entsprechen deren Buchwerte zum Bilanzstichtag annähernd dem beizulegenden Zeitwert. Für kurzfristige übrige Verbindlichkeiten wird angenommen, dass der beizulegende Zeitwert dem Buchwert entspricht. Für langfristige übrige Verbindlichkeiten wird der Marktwert durch Abzinsung der künftig zu entrichtenden Cashflows ermittelt. Die als Schulden passivierten Baukostenzuschüsse werden entsprechend der Nutzung der Sachanlagen ergebniswirksam unter den sonstigen betrieblichen Erträgen aufgelöst. Der Auflösungszeitraum bei den Baukostenzuschüssen beträgt in der Regel 40 bis 45 Jahre. Investitionskostenzuschüsse und -zulagen werden entsprechend dem Abschreibungsverlauf der zugehörigen Anlagegüter aufgelöst. Die Auflösung wird offen mit den Abschreibungen verrechnet. Zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte und Schulden in Verbindung mit zur Veräußerung gehaltenen VermögenswertenAls „zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte“ werden einzelne langfristige Vermögenswerte und Gruppen von Vermögenswerten ausgewiesen, die in ihrem gegenwärtigen Zustand veräußert werden können, deren Veräußerung sehr wahrscheinlich ist und die insgesamt die in IFRS 5 definierten Kriterien erfüllen. Unter der Position „Schulden in Verbindung mit zur Veräußerung gehaltenen Vermögenswerten“ werden Schulden ausgewiesen, die Bestandteil einer zur Veräußerung gehaltenen Gruppe von Unternehmenswerten darstellen. Vermögenswerte, die erstmalig als „zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte“ klassifiziert werden, dürfen nicht mehr planmäßig abgeschrieben werden, sondern sind mit dem niedrigeren Wert aus Buchwert und beizulegendem Zeitwert abzüglich Veräußerungskosten anzusetzen. Gewinne oder Verluste aus der Bewertung einzelner zur Veräußerung gehaltener Vermögenswerte und von Gruppen von Vermögenswerten werden bis zu ihrer endgültigen Veräußerung im Ergebnis aus fortzuführenden Aktivitäten ausgewiesen. DerivateDerivate nach IAS 39 werden zum beizulegenden Zeitwert bewertet. Ihr Ausweis erfolgt unter den sonstigen Vermögenswerten und übrigen Verbindlichkeiten und Zuschüssen. Für die Bewertung von Derivaten werden Preise an aktiven Märkten, beispielsweise Börsenkurse, verwendet. Sofern solche Preise nicht vorliegen, werden die beizulegenden Zeitwerte auf Grundlage anerkannter Bewertungsmodelle ermittelt. Wenn möglich wird dabei auf Notierungen auf aktiven Märkten als Inputparameter zurückgegriffen. Sollten diese ebenfalls nicht vorliegen, fließen unternehmensspezifische Planannahmen in die Bewertung ein. Handelt es sich um Verträge, die zum Zweck des Empfangs oder der Lieferung von nicht finanziellen Posten gemäß des erwarteten Einkaufs-, Verkaufs- oder Nutzungsbedarfs abgeschlossen wurden und weiterhin diesem Zweck dienen (Own Use), werden diese nicht als Derivate nach IAS 39, sondern als schwebende Geschäfte gemäß IAS 37 bilanziert. Derivate sind der Kategorie „zu Handelszwecken gehalten“ zugeordnet, sofern kein Hedge Accounting angewendet wird. Änderungen des beizulegenden Zeitwerts werden ergebniswirksam in der Gewinn- und Verlustrechnung erfasst. Bei Derivaten, die in einem Sicherungszusammenhang stehen, bestimmt sich die Bilanzierung von Veränderungen des beizulegenden Zeitwerts nach der Art des Sicherungsgeschäfts. Bei Änderungen des beizulegenden Zeitwerts von Cashflow Hedges, die zum Ausgleich künftiger Cashflow-Risiken aus bereits bestehenden Grundgeschäften oder geplanten, mit hoher Wahrscheinlichkeit eintretenden Transaktionen eingesetzt werden, werden die unrealisierten Gewinne und Verluste in Höhe des eingedeckten Grundgeschäfts zunächst erfolgsneutral im Eigenkapital (kumulierte erfolgsneutrale Veränderungen) ausgewiesen. Eine Umbuchung in die Gewinn- und Verlustrechnung erfolgt zeitgleich mit der Ergebniswirkung des abgesicherten Grundgeschäfts. Bei einem Fair Value Hedge, der zur Absicherung von beizulegenden Zeitwerten von bilanzierten Vermögenswerten oder Schulden eingesetzt wird, werden die Ergebnisse aus der Bewertung von Derivaten und der dazugehörigen Grundgeschäfte ergebniswirksam gebucht. Fremdwährungsrisiken aus Beteiligungen mit ausländischer Funktionalwährung werden durch Hedges einer Nettoinvestition in einen ausländischen Geschäftsbetrieb abgesichert. Unrealisierte Wechselkursdifferenzen werden zunächst erfolgsneutral im Eigenkapital erfasst und zum Zeitpunkt der Veräußerung des ausländischen Geschäftsbetriebs erfolgswirksam in die Gewinn- und Verlustrechnung umgebucht. EventualverbindlichkeitenBei Eventualverbindlichkeiten handelt es sich um mögliche Verpflichtungen gegenüber Dritten oder um gegenwärtige Verpflichtungen, bei denen ein Ressourcenabfluss unwahrscheinlich ist oder deren Höhe nicht verlässlich bestimmt werden kann. Eventualverbindlichkeiten werden nicht bilanziert. ErtragsrealisierungUmsatzerlöse werden grundsätzlich bei Risikoübergang auf den Kunden realisiert. Die maßgeblichen Risiken und Chancen gehen grundsätzlich beim Eigentumsübergang oder bei Besitzübergang auf den Kunden über. Die Bewertung der Umsatzerlöse bemisst sich für Güter beziehungsweise Dienstleistungen nach dem beizulegenden Zeitwert der erhaltenen oder zu erhaltenden Gegenleistung. Umsatzerlöse werden um Erlösschmälerungen, zum Beispiel Preisnachlässe oder Skonti, gekürzt und ohne Umsatzsteuer sowie nach Eliminierung konzerninterner Verkäufe ausgewiesen. Umsatzerlöse resultieren zum größten Teil aus Strom- und Gasverkäufen, aus der Verteilung von Strom und Gas sowie aus der Abfallentsorgung, aus energienahen Dienstleistungen und aus der Wasserversorgung. Zinserträge werden unter Anwendung der Effektivzinsmethode zeitanteilig erfasst. Dividendenerträge werden zu dem Zeitpunkt erfasst, an dem das Recht auf den Empfang der Zahlung entsteht. Ermessensentscheidungen und Schätzungen bei der Anwendung der Bilanzierungs- und BewertungsmethodenIm Rahmen der Erstellung des Konzernabschlusses sind bei der Anwendung der Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden Ermessensentscheidungen und Schätzungen vorzunehmen, die sich auf den Ausweis und die Bewertung der Vermögenswerte und Schulden, der Aufwendungen und Erträge sowie der Eventualverbindlichkeiten auswirken können. Bei der Anwendung der Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden sind insbesondere folgende Ermessensentscheidungen zu treffen: > Bei bestimmten Warentermingeschäften ist zu entscheiden, ob diese als Derivat nach IAS 39 oder als schwebende Geschäfte entsprechend den Vorschriften des IAS 37 zu bilanzieren sind. > Finanzielle Vermögenswerte sind den Bewertungskategorien des IAS 39 „zu Handelszwecken gehalten“, „zur Veräußerung verfügbar“, „bis zur Endfälligkeit gehalten“ und „Kredite und Forderungen“ zuzuordnen. > Bei der Bewertung der Pensionsrückstellungen sieht IAS 19 unterschiedliche Möglichkeiten zur Erfassung der versicherungsmathematischen Gewinne und Verluste vor. Im EnBW-Konzern wird das Korridorverfahren angewendet. Die Schätzungen beruhen auf Annahmen und Prognosen, die von Natur aus ungewiss sind und Veränderungen unterliegen können. Die wichtigsten zukunftsbezogenen Annahmen sowie sonstige am Stichtag bestehende Quellen von Schätzungsunsicherheiten, aufgrund derer ein beträchtliches Risiko besteht, dass innerhalb des nächsten Geschäftsjahres eine wesentliche Anpassung der Buchwerte von Vermögenswerten und Schulden erforderlich sein wird, werden im Folgenden erläutert: Geschäfts- oder Firmenwerte: Die Werthaltigkeit der Geschäfts- oder Firmenwerte wird jährlich im Rahmen eines Impairment-Tests geprüft. Im Zuge dieses Tests müssen vor allem in Bezug auf künftige Zahlungsmittelüberschüsse Schätzungen vorgenommen werden. Zur Ermittlung des erzielbaren Betrags ist ein angemessener Diskontierungszinssatz zu wählen. Eine künftige Änderung der gesamtwirtschaftlichen, der Branchen- oder der Unternehmenssituation kann zu einer Reduzierung der Zahlungsmittelüberschüsse beziehungsweise des Diskontierungszinssatzes und somit gegebenenfalls zu einer außerplanmäßigen Abschreibung der Geschäfts- oder Firmenwerte führen. Sachanlagen: Technischer Fortschritt, eine Verschlechterung der Marktsituation oder Schäden können zu einer außerplanmäßigen Abschreibung der Sachanlagen führen. Wertminderung von zur Veräußerung verfügbaren finanziellen Vermögenswerten: Wertänderungen finanzieller Vermögenswerte der Bewertungskategorie „zur Veräußerung verfügbar“ werden erfolgsneutral im Eigenkapital erfasst. Nachhaltige Wertminderungen werden erfolgswirksam im Periodenergebnis erfasst. Objektive Hinweise für das Vorliegen einer nachhaltigen Wertminderung bei Eigenkapitalinstrumenten ergeben sich, wenn der beizulegende Zeitwert signifikant (mindestens 20 %) oder länger anhaltend (während der letzten neun Monate) unter dem Wert der fortgeführten Anschaffungskosten liegt. Im Geschäftsjahr 2011 wurden außerplanmäßige Abschreibungen auf zur Veräußerung verfügbare Finanzinvestitionen in Höhe von 80,0 Mio. € ergebniswirksam in der Gewinn- und Verlustrechnung erfasst (Vorjahr: 79,4 Mio. €). Ermittlung des beizulegenden Zeitwerts finanzieller Vermögenswerte und finanzieller Verbindlichkeiten: Der beizulegende Zeitwert finanzieller Vermögenswerte und finanzieller Verbindlichkeiten wird anhand von Börsenkursen oder auf Grundlage anerkannter Bewertungsverfahren einschließlich der Discounted-Cashflow-Methode ermittelt. Sofern die in das Bewertungsverfahren eingehenden Parameter sich nicht auf beobachtbare Marktdaten stützen, sind entsprechende Annahmen zu treffen, die sich auf die Höhe des beizulegenden Zeitwerts der finanziellen Vermögenswerte und finanziellen Verbindlichkeiten auswirken können. Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Vermögenswerte: Um dem Kreditrisiko Rechnung zu tragen, werden Wertberichtigungen auf zweifelhafte Forderungen gebildet. Die Höhe der Wertberichtigung umfasst hierbei Einschätzungen und Beurteilungen einzelner Forderungen, die auf den Fälligkeitsstrukturen der Forderungssalden, der Bonität der Kunden, den Erfahrungen in Bezug auf Ausbuchungen von Forderungen der Vergangenheit und Veränderungen von Zahlungsbedingungen basieren. Zum 31. Dezember 2011 betragen die Wertberichtigungen bei den Forderungen aus Lieferungen und Leistungen sowie den sonstigen Vermögenswerten insgesamt 103,2 Mio. € (Vorjahr: 70,0 Mio. €). Pensionsrückstellungen: Bei der Berechnung der Pensionsrückstellungen kommt es durch die Wahl der Prämissen wie Rechnungszins oder Trendannahmen, durch den Ansatz biometrischer Wahrscheinlichkeiten mit den Heubeck-Richttafeln 2005 G sowie durch anerkannte Näherungsverfahren zum Rententrend der gesetzlichen Rentenversicherung gegebenenfalls zu Abweichungen im Vergleich zu den tatsächlichen im Zeitablauf entstehenden Verpflichtungen. Kernenergierückstellungen: Die Rückstellungen für Stilllegung und Entsorgung im Kernenergiebereich basieren auf externen Gutachten, die jährlich aktualisiert werden. Diesen Gutachten liegen Kostenschätzungen der Erfüllungsbeträge für die jeweilige Verpflichtung zugrunde. Schätzungsunsicherheiten ergeben sich insbesondere aus Änderungen des Verpflichtungsumfangs und aus Abweichungen von den angenommenen Kostenentwicklungen sowie bei Änderungen der Zahlungszeitpunkte. Weiterhin kann eine Änderung des Diskontierungszinses zu einer Anpassung der Kernenergierückstellungen führen. Drohverlustrückstellungen: Drohverlustrückstellungen werden in der Regel für nachteilige Bezugs- und Absatzverträge gebildet. Eine künftige Änderung der Marktpreise auf der Bezugs- oder Absatzseite kann zu einer Anpassung der Drohverlustrückstellungen führen. Bilanzierung von Erwerben: Im Rahmen eines Anteilserwerbs werden sämtliche identifizierten Vermögenswerte und Schulden sowie Eventualverbindlichkeiten für Zwecke der Erstkonsolidierung zum beizulegenden Zeitwert am Erwerbsstichtag angesetzt. Zur Ermittlung der beizulegenden Zeitwerte dieser Vermögenswerte und Schulden zum Erwerbsstichtag werden Schätzungen herangezogen. Die Bewertung von Grundstücken und Gebäuden sowie von Betriebs- und Geschäftsausstattung erfolgt in der Regel durch unabhängige Gutachter. Der Ansatz börsengehandelter Wertpapiere erfolgt zum Börsenpreis. Die Bewertung immaterieller Vermögenswerte richtet sich zum einen nach der Art des immateriellen Vermögenswerts und zum anderen nach der Komplexität der Bestimmung des beizulegenden Zeitwerts. Der beizulegende Zeitwert wird demnach auf Basis eines unabhängigen externen Bewertungsgutachtens bestimmt. Ertragsteuern: Für die Bildung von Steuerrückstellungen sowie bei der Beurteilung der temporären Differenzen aus einer abweichenden bilanziellen Behandlung einzelner Abschlussposten zwischen der IFRS-Konzernbilanz und der Steuerbilanz sind gleichermaßen Schätzungen vorzunehmen. Bei Vorliegen temporärer Differenzen werden aktive beziehungsweise passive latente Steuern gebildet. Latente Steueransprüche werden für alle nicht genutzten steuerlichen Verlustvorträge in dem Maß angesetzt, in dem es wahrscheinlich ist, dass hierfür zu versteuerndes Einkommen verfügbar sein wird, sodass die Verlustvorträge tatsächlich genutzt werden können. Bei der Ermittlung der Höhe der latenten Steueransprüche, die aktiviert werden können, ist eine wesentliche Ermessensausübung des Managements bezüglich des erwarteten Eintrittszeitpunkts und der Höhe des künftig zu versteuernden Einkommens sowie der zukünftigen Steuerplanungsstrategien erforderlich. Equity-Bewertung: Bei einigen Gesellschaften lagen uns keine IFRS-Abschlüsse vor. Aus diesem Grund wurde die Equity-Bewertung auf Grundlage einer Schätzung der HGB-IFRS-Unterschiede durchgeführt. Mögliche Auswirkungen aufgrund geänderter Einschätzungen werden bei den relevanten Themen in den jeweiligen Abschnitten erläutert. Hierzu verweisen wir auf die Ausführungen unter den Anhangangaben (7) „Beteiligungsergebnis“, (10) „Immaterielle Vermögenswerte“ und (22) „Rückstellungen“. GemeinschaftsunternehmenDer Anteil der Gemeinschaftsunternehmen an der Konzernbilanz sowie an der Gewinn- und Verlustrechnung gliedert sich wie folgt: scroll
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WährungsumrechnungIn den Einzelabschlüssen rechnen die Gesellschaften die Transaktionen in fremder Währung mit dem Wechselkurs zum Zeitpunkt des Zugangs um. Nicht monetäre Posten werden zum Bilanzstichtag mit dem Kurs bewertet, der zum Zeitpunkt des erstmaligen Ansatzes galt. Monetäre Posten werden mit dem Bilanzstichtagskurs umgerechnet. Umrechnungsdifferenzen aus monetären Posten, die dem operativen Geschäft zuzuordnen sind, werden ergebniswirksam in den sonstigen betrieblichen Erträgen beziehungsweise sonstigen betrieblichen Aufwendungen ausgewiesen. Umrechnungsdifferenzen aus der Finanzierungstätigkeit werden im Zinsergebnis ausgewiesen. Die Berichtswährung der EnBW, die auch der funktionalen Währung entspricht, ist der Euro (€). Die Jahresabschlüsse der Konzerngesellschaften werden in Euro umgerechnet. Die Währungsumrechnung erfolgt gemäß IAS 21 „Auswirkungen von Wechselkursveränderungen“ nach der modifizierten Stichtagskursmethode. Gemäß dieser Methode werden bei den Gesellschaften, die nicht in Euro berichten, die Vermögenswerte und Schulden mit dem Mittelkurs zum Bilanzstichtag, die Aufwendungen und Erträge mit dem Jahresdurchschnittskurs umgerechnet. Bei den entsprechenden Gesellschaften handelt es sich um wirtschaftlich selbstständige ausländische Teileinheiten. Unterschiede aus der Währungsumrechnung der Vermögenswerte und Schulden gegenüber der Umrechnung des Vorjahres sowie Umrechnungsdifferenzen zwischen der Gewinn- und Verlustrechnung und der Bilanz werden erfolgsneutral im Eigenkapital innerhalb der kumulierten erfolgsneutralen Veränderungen erfasst. Bei den ausländischen Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, wird entsprechend vorgegangen. Die Gesellschaften des EnBW-Konzerns entfalten ihre Geschäftstätigkeit im Wesentlichen im Euroraum. Im Geschäftsjahr und im Vorjahr war eine Anwendung der Regelungen des IAS 29 zu der Rechnungslegung in Hochinflationsländern nicht notwendig. Keine wesentliche Konzerngesellschaft hatte ihren Sitz in einem Hochinflationsland. Für die Währungsumrechnung wurden unter anderem folgende Wechselkurse zugrunde gelegt: scroll
Erläuterung zur Gewinn- und Verlustrechnung und zur Bilanz(1) UmsatzerlöseUmsatzerlöse werden erfasst, wenn der Risikoübergang auf den Kunden erfolgt ist. Die von den Gesellschaften gezahlte Strom- und Erdgassteuer wird offen von den Umsatzerlösen abgesetzt. Die Umsatzerlöse resultieren überwiegend aus den Verkäufen von Strom und Gas an Industriekunden, gewerbliche Abnehmer und Endverbraucher. Darüber hinaus sind Erlöse aus der Verteilung von Strom und Gas, aus Lieferungen von Dampf, Wärme und Wasser sowie aus dem Eigenhandel enthalten. Um die Geschäftsentwicklung zutreffender darzustellen, werden Aufwendungen und Erträge aus Energiehandelsgeschäften netto ausgewiesen. Der Nettoausweis führt zu einer Saldierung von Umsatzerlösen und Materialaufwand aus Energiehandelsgeschäften. Für das Geschäftsjahr 2011 betrugen die netto ausgewiesenen Energiehandelsumsätze 11.882,7 Mio. € (Vorjahr: 9.135,7 Mio. €). Die Segmentberichterstattung enthält eine Gliederung der Umsätze nach Geschäftsfeldern und Regionen. (2) Sonstige betriebliche Erträgescroll
In den Veräußerungsgewinnen sind Erträge aus dem Abgang von zur Veräußerung gehaltenen Immobilien in Höhe von 1,8 Mio. € (Vorjahr: 3,1 Mio. €) enthalten. Die hohen Veräußerungsgewinne im Vorjahr resultierten vor allem aus der Entkonsolidierung der GESO und ihrer Tochterunternehmen sowie der PT Holding und ihrer Tochterunternehmen. Die Bewertung der bisher an der PRE gehaltenen Anteile zum beizulegenden Zeitwert führte im Vorjahr zu Erträgen aus sukzessivem Erwerb. Die Zuschreibungen auf immaterielle Vermögenswerte, Sachanlagen und Investment Properties betrugen im Berichtsjahr 1,0 Mio. € (Vorjahr: 7,4 Mio. €). Im Berichtsjahr ergaben sich Erträge aus Währungskursgewinnen in Höhe von 23,7 Mio. € (Vorjahr: 60,6 Mio. €). Im aktuellen Jahr sind darin keine Währungskursgewinne aus der Entkonsolidierung von Beteiligungen enthalten (Vorjahr: 44,9 Mio. €). Darüber hinaus sind in den übrigen sonstigen betrieblichen Erträgen unter anderem Erträge aus der Auflösung von abgegrenzten Verbindlichkeiten sowie Erträge aus Versicherungsleistungen enthalten. Im Vorjahr waren ferner neutrale Erträge aus einem Entschädigungsanspruch der EnBW für die vorzeitige Kündigung eines langfristigen Stromliefervertrags enthalten. (3) Materialaufwandscroll
1 Vorjahreszahlen angepasst. Die Aufwendungen für Roh-, Hilfs- und Betriebsstoffe und für bezogene Waren umfassen insbesondere die Strom- und Gasbezugskosten sowie die erforderlichen Zuführungen – mit Ausnahme der Aufzinsung – zu Rückstellungen für die Stilllegung der Kernkraftwerke, soweit diese nicht aktivierungspflichtig sind. Zusätzlich beinhalten die Aufwendungen im Kernenergiebereich noch Kosten für die Entsorgung bestrahlter Brennelemente und radioaktiver Abfälle sowie Kosten für den Verbrauch von Kernbrennelementen und Kernbrennstoffen. Im Berichtsjahr sind neutrale Aufwendungen aus der Zuführung zu Kernenergierückstellungen bedingt durch die Atomgesetznovelle der deutschen Bundesregierung enthalten. Darüber hinaus sind seit dem Geschäftsjahr 2011 auch Aufwendungen für die Kernbrennstoffsteuer enthalten, die für neu eingesetzte Brennelemente gezahlt werden muss. Des Weiteren werden dort auch Brennstoffkosten für konventionelle Kraftwerke ausgewiesen. Die Aufwendungen für bezogene Leistungen enthalten überwiegend Aufwendungen für Netznutzung, Fremdleistungen für Betrieb und Instandhaltung der Anlagen sowie Konzessionsabgaben. Des Weiteren sind hier die sonstigen direkt der Leistungserstellung zurechenbaren Aufwendungen ausgewiesen. (4) Personalaufwandscroll
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Die Aufwendungen für die Altersversorgung aus der Zuführung zur Pensionsverpflichtung betragen 67,2 Mio. € (Vorjahr: 71,3 Mio. €). Die übrigen Aufwendungen für die Altersversorgung beinhalten im Wesentlichen sonstige rückstellungsfähige Sozialleistungen sowie Beiträge an den Pensionssicherungsverein. In der Gesamtzahl sind die Mitarbeiter der quotal einbezogenen Unternehmen mit 109 Mitarbeitern (Vorjahr: 416) entsprechend ihrem EnBW-Anteil erfasst. (5) Sonstige betriebliche Aufwendungenscroll
Im Berichtsjahr ergaben sich Aufwendungen aus Währungskursverlusten in Höhe von 23,6 Mio. € (Vorjahr: 10,0 Mio. €). Der Anstieg der sonstigen Personalkosten resultiert im Wesentlichen aus neutralen Aufwendungen aus der Zuführung zu Restrukturierungsrückstellungen. Die übrigen sonstigen betrieblichen Aufwendungen beinhalten hauptsächlich neutrale Aufwendungen in Höhe von 125,1 Mio. € (Vorjahr: 21,1 Mio. €). Diese betreffen im Berichtsjahr im Wesentlichen Aufwendungen aus der Zuführung zu Rückstellungen. (6) Abschreibungenscroll
1 Vorjahreszahlen angepasst. Im Berichtsjahr wurden keine außerplanmäßigen Abschreibungen auf Geschäfts- oder Firmenwerte aus der Kapitalkonsolidierung vorgenommen (Vorjahr: 35,1 Mio. €). Die außerplanmäßigen Abschreibungen auf sonstige immaterielle Vermögenswerte, Sachanlagevermögen und Investment Properties betragen 282,9 Mio. € (Vorjahr: 222,5 Mio. €). Im aktuellen Geschäftsjahr beinhalten die außerplanmäßigen Abschreibungen im Wesentlichen Wertberichtigungen auf Kernkraftwerke und Gasnetze. Die außerplanmäßigen Abschreibungen auf die Kernkraftwerke wurden durch die Atomgesetznovelle ausgelöst und sind in der Segmentberichterstattung dem Segment Strom Erzeugung und Handel zugeordnet. Die außerplanmäßigen Abschreibungen auf die Gasnetze werden dem Segment Gas zugeordnet. Der auf Basis des beizulegenden Zeitwerts abzüglich Veräußerungskosten ermittelte Betrag lag aufgrund einer nachhaltigen Verschlechterung des regulatorischen Umfelds unter dem Buchwert. (7) Beteiligungsergebnisscroll
1 Davon 9,5 Mio. € (Vorjahr: 10,6 Mio. €) Erträge aus Beteiligungen, die als Finanzinvestitionen gehalten werden. Das laufende Ergebnis at equity bewerteter Unternehmen enthält im Berichtsjahr neutrale Belastungen der EWE Aktiengesellschaft (EWE) in Höhe von 91,9 Mio. € und der EVN AG in Höhe von 89,1 Mio. € (Vorjahr: 47,2 Mio. €). Die Abschreibungen at equity bewerteter Unternehmen beinhalten Wertberichtigungen auf unseren Beteiligungsansatz an der EWE sowie der EVN AG. Ursachen für die Wertberichtigung bei der EWE in Höhe von 384,8 Mio. € waren ein aufgrund erhöhter Unsicherheiten am Kapitalmarkt gestiegener Kapitalisierungszinssatz und veränderte energiewirtschaftliche Rahmenbedingungen. Der Konzernbuchwert der EVN AG wurde durch eine Abschreibung in Höhe von 245,4 Mio. € an das Marktniveau angepasst. In den Abschreibungen auf Beteiligungen sind Wertminderungen auf Beteiligungen in Höhe von 8,4 Mio. € (Vorjahr: 12,4 Mio. €) enthalten. Diese entfallen im Berichtsjahr im Wesentlichen auf sonstige Beteiligungen, im Vorjahr im Wesentlichen auf als Finanzinvestitionen gehaltene Beteiligungen. Die Wertminderungen auf Anteile an verbundenen Unternehmen betragen 0,4 Mio. € (Vorjahr: 1,9 Mio. €). (8) Finanzergebnisscroll
1 Vorjahreszahlen angepasst. Die Zinsen und ähnlichen Erträge enthalten Zinserträge aus verzinslichen Wertpapieren und Ausleihungen, Dividenden und sonstige Gewinnanteile. Im Geschäftsjahr 2011 wurden keine Zinserträge (Vorjahr: 10,2 Mio. €) mit diesen in wirtschaftlichem Zusammenhang stehenden Zinsaufwendungen verrechnet. Die Finanzierungszinsen beinhalten Aufwendungen für Bankzinsen und Anleihen in Höhe von 263,8 Mio. € (Vorjahr: 249,8 Mio. €), den Zinsanteil für die Kosten von Finanzierungsleasingverträgen in Höhe von 28,8 Mio. € (Vorjahr: 32,7 Mio. €) sowie sonstige Finanzierungszinsen in Höhe von 43,1 Mio. € (Vorjahr: 33,4 Mio. €). Der Anstieg der sonstigen Zinsen und ähnlichen Aufwendungen im Geschäftsjahr 2011 resultiert im Wesentlichen aus Zinsen auf Steuernachzahlungen. Die Zinsanteile aus der Zuführung von Rückstellungen betreffen die jährliche Aufzinsung der langfristigen Rückstellungen. In den anderen Finanzaufwendungen sind im Geschäftsjahr 2011 insbesondere Aufwendungen aus Wertberichtigungen unserer Kapitalanlagen, die der Bewertungskategorie „zur Veräußerung verfügbar“ zugeordnet sind, in Höhe von 71,2 Mio. € (Vorjahr: 65,1 Mio. €) enthalten. Darüber hinaus beinhalten die anderen Finanzaufwendungen Wertminderungen auf Ausleihungen in Höhe von 6,1 Mio. € (Vorjahr: 1,2 Mio. €) sowie Kursverluste aus Verkäufen von Wertpapieren in Höhe von 65,8 Mio. € (Vorjahr: 75,3 Mio. €). Die anderen Finanzerträge enthalten unter anderem realisierte Kursgewinne aus dem Verkauf von Wertpapieren in Höhe von 110,3 Mio. € (Vorjahr: 121,6 Mio. €). Die im Finanzergebnis dargestellten Gesamtzinserträge und Gesamtzinsaufwendungen der finanziellen Vermögenswerte und finanziellen Verbindlichkeiten stellen sich wie folgt dar: scroll
Die Gesamtzinserträge und -aufwendungen resultieren aus Finanzinstrumenten, die nicht erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet sind. Hierbei handelt es sich im Wesentlichen um Zinserträge aus Ausleihungen, Darlehen und Bankguthaben sowie um Zins- und Dividendenerträge finanzieller Vermögenswerte der Bewertungskategorie „zur Veräußerung verfügbar“. Die Zinsaufwendungen resultieren insbesondere aus den Anleihen, Bankverbindlichkeiten und Verbindlichkeiten aus Finanzierungsleasing. In den Gesamtzinserträgen sind keine wesentlichen Zinserträge aus wertgeminderten finanziellen Vermögenswerten (Vorjahr: 0,5 Mio. €) enthalten. (9) Ertragsteuernscroll
1 Vorjahreszahlen angepasst. In den tatsächlichen Ertragsteuern sind im Saldo Aufwendungen in Höhe von 158,7 Mio. € enthalten (Vorjahr: 175,2 Mio. €), die vorangegangene Perioden betreffen. In den latenten Steuern sind im Saldo Erträge in Höhe von 88,0 Mio. € enthalten (Vorjahr: 112,6 Mio. €), die vorangegangene Perioden betreffen. Im Saldo der latenten Steuern ist ein Ertrag aus der Änderung von Steuersätzen in Höhe von 8,9 Mio. € (Vorjahr: 18,9 Mio. €) enthalten. Im laufenden Geschäftsjahr betrug der Körperschaftsteuersatz 15,0 % zuzüglich des Solidaritätszuschlags in Höhe von 5,5 % auf die Körperschaftsteuer. Der Gewerbesteuersatz lag bei 13,2 %. Hieraus resultiert ein Steuersatz für Ertragsteuern in Höhe von 29,0 %. Für die ausländischen Gesellschaften wird der im Sitzland jeweils maßgebliche Steuersatz zur Berechnung der Ertragsteuern zugrunde gelegt. Latente Steueransprüche und -verbindlichkeiten werden mit den im Zeitpunkt der Realisierung voraussichtlich gültigen Steuersätzen bewertet. Die latenten Steuern setzen sich wie folgt zusammen: scroll
1 Vorjahreszahlen angepasst. Der latente Steuerertrag wurde 2011 durch den Ansatz bisher nicht genutzter steuerlicher Verlustvorträge um 1,1 Mio. € (Vorjahr: 0,0 Mio. €) erhöht. Die Überleitung vom theoretischen Ertragsteueraufwand zum effektiven Ertragsteueraufwand stellt sich wie folgt dar: scroll
1 Vorjahreszahlen angepasst. (10) Immaterielle Vermögenswertescroll
1 Vorjahreszahlen angepasst. ² Die Konzessionen enthalten rückwirkende Anpassungen vom 01.01.2010 bis 31.12.2010 in Höhe von -0,7 Mio. €. ³ Die Geschäfts- oder Firmenwerte enthalten rückwirkende Anpassungen vom 01.01.2010 bis 31.12.2010 in Höhe von -51,4 Mio. €. Vom Buchwert der immateriellen Vermögenswerte entfallen 122,1 Mio. € (Vorjahr: 156,3 Mio. €) auf Finanzierungsleasingverträge. Diese betreffen im Wesentlichen ein Strombezugsrecht in Höhe von 120,9 Mio. € (Vorjahr: 153,1 Mio. €). Die Laufzeit des Vertrags endet im Jahr 2015. Außerdem sind im Buchwert der immateriellen Vermögenswerte Konzessionen zum Betreiben von Kraftwerken in Höhe von 676,1 Mio. € (Vorjahr: 699,1 Mio. €) und Kundenbeziehungen in Höhe von 237,3 Mio. € (Vorjahr angepasst: 263,9 Mio. €) enthalten. Die Restnutzungsdauern für Kraftwerkskonzessionen betragen zwischen 15 und 60 Jahren. Im Jahr 2011 wurden insgesamt 37,0 Mio. € (Vorjahr: 33,8 Mio. €) für Forschung und Entwicklung aufgewendet. Die nach IFRS geforderten Aktivierungskriterien wurden nicht erfüllt. Zur Durchführung des Wertminderungstests wurden die Geschäfts- oder Firmenwerte den jeweiligen zahlungsmittelgenerierenden Einheiten beziehungsweise Gruppen von zahlungsmittelgenerierenden Einheiten zugeordnet. Im Jahr 2011 wurden keine außerplanmäßigen Abschreibungen auf den Geschäfts- oder Firmenwert vorgenommen (Vorjahr: 35,1 Mio. €). Zum 31. Dezember 2011 betrug der gesamte Geschäfts- oder Firmenwert 770,1 Mio. € (Vorjahr angepasst: 790,4 Mio. €). Von diesem Betrag entfallen 85,0 % (Vorjahr angepasst: 83,7 %) auf die in der folgenden Tabelle dargestellten zahlungsmittelgenerierenden Einheiten beziehungsweise Gruppen zahlungsmittelgenerierender Einheiten: scroll
1 Vorjahreszahlen angepasst. Die den anderen zahlungsmittelgenerierenden Einheiten beziehungsweise Gruppen zahlungsmittelgenerierender Einheiten zugeordneten Geschäfts- oder Firmenwerte betrugen jeweils weniger als 10 % des gesamten Geschäfts- oder Firmenwerts. Ihre Summe belief sich insgesamt auf 115,7 Mio. € (Vorjahr: 128,6 Mio. €). Die Bestimmung des erzielbaren Betrags der zahlungsmittelgenerierenden Einheiten erfolgt grundsätzlich auf Basis des beizulegenden Zeitwerts abzüglich Veräußerungskosten. Der beizulegende Zeitwert wird anhand eines Unternehmensbewertungsmodells unter Zugrundelegung von Cashflow-Planungen ermittelt, die auf den vom Vorstand für einen Zeitraum von drei Jahren genehmigten und zum Zeitpunkt der Durchführung des Wertminderungstests gültigen Mittelfristplanungen basieren. Die Planungen beruhen auf Erfahrungen der Vergangenheit sowie auf Einschätzungen über die künftige Marktentwicklung. Wesentliche Annahmen, auf denen die Ermittlung des beizulegenden Zeitwerts abzüglich der Veräußerungskosten basiert, umfassen die Prognosen künftiger Strom- und Gaspreise, der Rohstoffpreise, der unternehmensbezogenen Investitionstätigkeit, der regulatorischen Rahmenbedingungen sowie von Wachstums- und Diskontierungszinssätzen. Die zur Diskontierung der Cashflows verwendeten Zinssätze werden auf Basis von Marktdaten ermittelt und liegen zwischen 4,6 % und 7,9 % nach Steuern beziehungsweise zwischen 6,5 % und 9,7 % vor Steuern (Vorjahr: 4,9 % bis 7,1 % nach Steuern und 7,0 % bis 8,9 % vor Steuern). Für die Extrapolation der Cashflows jenseits des Detailplanungszeitraums werden zur Berücksichtigung des erwarteten preis- und mengenbedingten Wachstums konstante Wachstumsraten von 0 % und 1,5 % (Vorjahr: 1,0 % und 1,5 %) zugrunde gelegt. Die Geschäfts- oder Firmenwerte entwickelten sich in den einzelnen Geschäftsfeldern wie folgt: scroll
1 Vorjahreszahlen angepasst. (11) Sachanlagenscroll
1 Vorjahreszahlen angepasst. ² Die Kraftwerksanlagen enthalten rückwirkende Anpassungen vom 01.01.2010 - 31.12.2010 in Höhe von 298,1 Mio. €. ³ Die Verteilungsanlagen enthalten rückwirkende Anpassungen vom 01.01.2010 - 31.12.2010 in Höhe von 91,7 Mio. €. 4 Der Buchwert der Kraftwerksanlagen beträgt zum 01.01.2010 2.691,8 Mio. €. Gegenstände des Sachanlagevermögens unterliegen im Umfang von 64,7 Mio. € (Vorjahr: 66,9 Mio. €) Verfügungsbeschränkungen in Form von Grundpfandrechten. Die Grundstücke und Bauten umfassen unter anderem auch grundstücksgleiche Rechte und Bauten auf fremden Grundstücken. Bei den anderen Anlagen werden Abfallentsorgungsanlagen, sonstige technische Anlagen sowie Betriebs- und Geschäftsausstattung mitberücksichtigt. Vom Buchwert der Sachanlagen entfallen 75,7 Mio. € (Vorjahr: 75,7 Mio. €) auf Finanzierungsleasingverträge. Diese betreffen im Wesentlichen zwei Erdgaskavernen, bei denen die Vertragslaufzeit den überwiegenden Teil der Nutzungsdauer umfasst. Die Buchwerte der in den langfristigen Vermögenswerten aktivierten Finanzierungsleasingverträge sind nachfolgend zusammengefasst dargestellt: scroll
Die Konzerninvestitionen in immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen in Höhe von 1.171,6 Mio. € (Vorjahr: 1.624,8 Mio. €) lassen sich wie folgt aus dem Anlagespiegel ableiten: scroll
1 Vorjahreszahlen angepasst. (12) Investment Propertiesscroll
Der Marktwert der Immobilien, die als Investment Properties zu klassifizieren sind, betrug zum Bilanzstichtag 100,9 Mio. € (Vorjahr: 126,8 Mio. €). Der Marktwert wurde entweder durch ein Discounted-Cashflow-Verfahren ermittelt oder aus aktuellen Marktpreisen abgeleitet. Die Investment Properties wurden wie im Vorjahr fast vollständig von externen Gutachtern bewertet. Die Mieterträge betrugen 7,6 Mio. € (Vorjahr: 12,5 Mio. €). Die direkt zurechenbaren betrieblichen Aufwendungen beliefen sich auf 1,1 Mio. € (Vorjahr: 3,2 Mio. €). Die betrieblichen Aufwendungen, denen keine Mieterträge gegenüberstehen, betrugen 0,7 Mio. € (Vorjahr: 0,6 Mio. €). Es bestehen wie im Vorjahr keine Verpflichtungen zum Erwerb von Investment Properties. Im Geschäftsjahr 2011 wurden durch den Verkauf von Investment Properties Veräußerungserlöse in Höhe von 4,3 Mio. € (Vorjahr: 0,4 Mio. €) erzielt. Die Forderungen aus unkündbaren operativen Leasingverhältnissen des EnBW-Konzerns in Höhe von 87,7 Mio. € (Vorjahr: 87,5 Mio. €) stammen im Wesentlichen aus der Vermietung von Gewerbe- und Wohnimmobilien. In der abgelaufenen Periode wurden wie im Vorjahr keine bedingten Mietzahlungen vereinnahmt. Die ausstehenden Mindestleasingzahlungen weisen folgende Fälligkeiten auf: scroll
(13) At equity bewertete Unternehmenscroll
Die folgenden Darstellungen zeigen die wesentlichen Posten der Gewinn- und Verlustrechnung sowie der Bilanz der at equity bewerteten Unternehmen: scroll
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Unser Anteil an den Eventualverbindlichkeiten und sonstigen finanziellen Verpflichtungen at equity bewerteter Unternehmen zum 31. Dezember 2011 beträgt 882,0 Mio. € (Vorjahr: 814,3 Mio. €). Der Börsenwert der Anteile, für die öffentliche Marktpreise existieren, liegt bei 776,6 Mio. € (Vorjahr: 965,2 Mio. €). Die entsprechenden Buchwerte dieser Anteile betragen 824,1 Mio. € (Vorjahr: 1.127,9 Mio. €). Aufgrund des höheren Nutzungswerts besteht kein zusätzlicher Wertminderungsbedarf. Folgende at equity bewertete Unternehmen haben einen abweichenden Abschlussstichtag und werden mit ihren Jahresabschlusszahlen zum Stichtag 30. September 2011 einbezogen: > Elektrizitätswerk Rheinau AG, Rheinau/Schweiz > EVN AG, Maria Enzersdorf/Österreich (14) Übrige finanzielle Vermögenswertescroll
1 Von den Buchwerten der Anschaffungskosten entfallen 222,9 Mio. € (Vorjahr: 178,7 Mio. €) auf Beteiligungen, die als Finanzinvestitionen gehalten werden. ² Von den Zugängen der Anschaffungskosten stammen 99,0 Mio. € (Vorjahr: 304,8 Mio. €), von den Abgängen der Anschaffungskosten 448,1 Mio. € (Vorjahr:138,1 Mio. €) aus der Marktbewertung. Bei den im Finanzanlagevermögen ausgewiesenen Anteilen an verbundenen Unternehmen handelt es sich um aus Wesentlichkeitsgründen nicht in den Konzernabschluss einbezogene Unternehmen. Bei den langfristigen Wertpapieren handelt es sich vor allem um festverzinsliche Wertpapiere sowie um börsennotierte Aktien. Ein Großteil der langfristigen Wertpapiere wird in Spezialfonds gehalten. Im Rahmen der Konsolidierung werden die einzelnen Wertpapiere der Spezialfonds in der Konzernbilanz gesondert nach der jeweiligen Anlageart ausgewiesen. Die Ausleihungen bestehen aus Ausleihungen an verbundene Unternehmen in Höhe von 0,4 Mio. € (Vorjahr: 0,5 Mio. €), Ausleihungen an Unternehmen, mit denen ein Beteiligungsverhältnis besteht, in Höhe von 24,1 Mio. € (Vorjahr: 20,8 Mio. €) sowie aus sonstigen Ausleihungen in Höhe von 65,1 Mio. € (Vorjahr: 76,5 Mio. €). Wertminderungen auf finanzielle Vermögenswerte werden auf einem gesonderten Wertberichtigungskonto erfasst und sind aus dem Anlagespiegel ersichtlich. (15) Forderungen aus Lieferungen und Leistungenscroll
Bei den langfristigen Forderungen aus Lieferungen und Leistungen handelt es sich im Wesentlichen um Forderungen in Zusammenhang mit Stromlieferungen, deren Laufzeiten nicht dem gewöhnlichen Geschäftszyklus entsprechen. Die Wertberichtigungen auf Forderungen aus Lieferungen und Leistungen entwickelten sich wie folgt: scroll
Die in den Forderungen aus Lieferungen und Leistungen enthaltenen Kreditrisiken stellen sich wie folgt dar: scroll
Für die nicht wertgeminderten Forderungen aus Lieferungen und Leistungen liegen zum Bilanzstichtag keine Anzeichen eines Wertberichtigungsbedarfs vor. (16) ErtragsteuererstattungsansprücheUnter den kurz- und langfristigen Ertragsteuererstattungsansprüchen sind anrechenbare Kapitalertragsteuern aus Vorjahren sowie des laufenden Jahres ausgewiesen. Ferner ist das Körperschaftsteuerguthaben aus der Umstellung auf das Halbeinkünfteverfahren nach dem Steuersenkungsgesetz vom 23. Oktober 2000 durch die Neuregelung des Gesetzes über steuerliche Begleitmaßnahmen zur Einführung der Europäischen Gesellschaft und zur Änderung weiterer steuerrechtlicher Vorschriften (SEStEG) vom 7. Dezember 2006 enthalten. Durch die Abtretung und den Verkauf von Körperschaftsteuerguthaben der EnBW AG und der Neckarwerke Stuttgart GmbH haben sich die kurzfristigen Ertragsteuererstattungsansprüche um 189,6 Mio. € gegenüber dem Vorjahr vermindert. (17) Sonstige Vermögenswertescroll
Die Forderungen aus Finanzierungsleasing resultieren aus Verträgen zur Lieferung verschiedener Energiemedien wie Strom, Wärme, Kälte und Druckluft, bei denen das wirtschaftliche Eigentum der geleasten technischen Anlagen und Maschinen dem Leasingnehmer zuzurechnen ist. Die Leasingverträge beinhalten Preisanpassungsklauseln sowie Mietverlängerungs- und Kaufpreisoptionen. Den Verträgen liegen folgende Parameter und Fristigkeiten zugrunde: scroll
Die ausstehenden Leasingraten haben folgende Fälligkeiten: scroll
Für ausstehende Forderungen aus Finanzierungsleasing waren wie im Vorjahr keine Wertberichtigungen und Zuschreibungen erforderlich. Die geleisteten Anzahlungen enthalten Anzahlungen für Strombezugsverträge in Höhe von 72,7 Mio. € (Vorjahr: 79,0 Mio. €). Von den aktiven Rechnungsabgrenzungsposten betreffen 18,8 Mio. € (Vorjahr: 23,5 Mio. €) abgegrenzte Leasingraten. Die übrigen Vermögenswerte enthalten Sicherheitsleistungen für außerbörsliche Handelsgeschäfte in Höhe von 45,1 Mio. € (Vorjahr: 16,8 Mio. €) sowie Variation Margins in Höhe von 340,7 Mio. € (Vorjahr: 33,0 Mio. €). Die Wertberichtigungen auf zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertete sonstige Vermögenswerte entwickelten sich wie folgt: scroll
Die Kreditrisiken der in den sonstigen Vermögenswerten enthaltenen Finanzinstrumente stellen sich wie folgt dar: scroll
Für die nicht wertgeminderten sonstigen Vermögenswerte liegen zum Bilanzstichtag keine Anzeichen eines Wertberichtigungsbedarfs vor. (18) Vorratsvermögenscroll
Es liegen keine Sicherungsübereignungen von Vorräten vor. Wesentliche langfristige Fertigungsaufträge, die eine Bilanzierung als langfristige Auftragsfertigung erfordern würden, sind nicht gegeben. Im Berichtsjahr wurden Abschreibungen auf die Vorräte in Höhe von 100,4 Mio. € (Vorjahr: 11,3 Mio. €) vorgenommen. Die Abschreibungen des aktuellen Jahres betreffen Wertberichtigungen auf Kernbrennelemente und Spezialwerkzeuge. Von den Vorräten sind 143,0 Mio. € (Vorjahr: 22,7 Mio. €) zum beizulegenden Zeitwert bewertet. Für das Geschäftsjahr 2011 hat die EnBW 14,9 Mio. t (Vorjahr: 13,4 Mio. t) Emissionsrechte unentgeltlich durch staatliche Zuteilung erworben. (19) Finanzielle VermögenswerteDie kurzfristigen finanziellen Vermögenswerte enthalten im Wesentlichen festverzinsliche Wertpapiere. Die übrigen kurzfristigen finanziellen Vermögenswerte betreffen im aktuellen Geschäftsjahr im Wesentlichen Ausleihungen, während im Vorjahr noch ausgegebene Darlehen den Großteil der Position ausmachten. Aufgrund der Bewertung zum Marktwert ergaben sich im Geschäftsjahr Zuschreibungen in Höhe von 4,0 Mio. € (Vorjahr: 0,5 Mio. €) sowie Abschreibungen in Höhe von 2,5 Mio. € (Vorjahr: 1,5 Mio. €). Im Geschäftsjahr 2011 wurden keine außerplanmäßigen Abschreibungen auf übrige finanzielle Vermögenswerte vorgenommen (Vorjahr: 0,5 Mio. €). Im Vorjahr wurden wie im aktuellen Jahr keine außerplanmäßigen Abschreibungen auf Wertpapiere, die der Bewertungskategorie „zur Veräußerung verfügbar“ zugeordnet sind, vorgenommen. scroll
Insgesamt wurden kurzfristige finanzielle Vermögenswerte in Höhe von 207,1 Mio. € (Vorjahr: 124,8 Mio. €) als Sicherheiten gestellt. Hierbei handelt es sich im Wesentlichen um Sicherheiten für Börsengeschäfte, die sich entsprechend der Entwicklung des Handelsvolumens verändern. Die gestellten Sicherheiten unterliegen einer marktüblichen Verzinsung. Bei Nichterfüllung der durch die Börsengeschäfte resultierenden Verpflichtungen werden diese Sicherheiten von den Börsen in Anspruch genommen. (20) Flüssige MittelDie flüssigen Mittel betreffen im Wesentlichen Guthaben bei Kreditinstituten, die überwiegend als Termin- und Tagesgeld angelegt sind. Von den flüssigen Mitteln entfallen 44,7 Mio. € (Vorjahr: 49,1 Mio. €) auf quotal konsolidierte Unternehmen. Wesentliche Verfügungsbeschränkungen für Zahlungsmittel bestanden nicht. (21) EigenkapitalDie Entwicklung des Eigenkapitals und das Gesamtergebnis sind im Eigenkapitalspiegel gesondert dargestellt. Die Bestandteile des Gesamtergebnisses sind in der Gesamtperiodenerfolgsrechnung aggregiert dargestellt. Gezeichnetes KapitalDas Grundkapital der EnBW AG beträgt 640.015.872,00 € (Vorjahr: 640.015.872,00 €) und ist in 250.006.200 (Vorjahr: 250.006.200) auf den Inhaber lautende Stückaktien eingeteilt, die voll eingezahlt sind. Die Stückaktien sind rechnerisch mit jeweils 2,56 €/Stück (Vorjahr: 2,56 €/Stück) am gezeichneten Kapital beteiligt. Die NECKARPRI-Beteiligungsgesellschaft mbH und die OEW Energie-Beteiligungs GmbH halten zum 31. Dezember 2011 jeweils direkt 46,55 % des Grundkapitals der EnBW AG (Vorjahr: E.D.F. INTERNATIONAL SA und die OEW Energie-Beteiligungs GmbH jeweils 45,01 %). KapitalrücklageIn der Kapitalrücklage sind die Beträge enthalten, die bei der Ausgabe von Aktien der EnBW AG über den rechnerischen Wert der Aktien hinaus erzielt wurden. GewinnrücklagenDie Gewinnrücklagen enthalten im Wesentlichen die anteiligen Gewinnrücklagen der Muttergesellschaft und der sonstigen einbezogenen Gesellschaften nach dem Erstkonsolidierungszeitpunkt. Die Gewinnrücklagen enthalten rückwirkende Anpassungen zum 31. Dezember 2010 in Höhe von -39,1 Mio. € (zum 1. Januar 2010: -25,8 Mio. €). Die Anpassungen resultieren im Wesentlichen aus der Volldotierung der Rückstellung für die bestehende mengenunabhängige Entsorgungsverpflichtung für Brennelemente. Bilanzgewinn der EnBW AGUnter Berücksichtigung des Gewinnvortrags in Höhe von 299,5 Mio. € (Vorjahr: 106,6 Mio. €) ergibt sich ein Bilanzgewinn in Höhe von 230,7 Mio. € (Vorjahr: 673,2 Mio. €). Im Vorjahr war im Bilanzgewinn zudem eine Einstellung in andere Gewinnrücklagen in Höhe von 350,0 Mio. € berücksichtigt. Wir werden der Hauptversammlung vorschlagen, aus dem Bilanzgewinn der EnBW AG eine Dividende von 0,85 € (Vorjahr: 1,53 €) je Aktie auszuschütten. Zum 31. Dezember 2011 waren insgesamt 244.256.523 Aktien (Vorjahr: 244.256.523 Aktien) dividendenberechtigt. Die Ausschüttungssumme der EnBW AG für das Geschäftsjahr 2011 wird bei entsprechendem Beschluss durch die Hauptversammlung 207,6 Mio. € (Vorjahr: 373,7 Mio. €) betragen. Der Bilanzgewinn der EnBW AG wird innerhalb der Gewinnrücklagen ausgewiesen. Eigene AktienZum 31. Dezember 2011 hält die EnBW AG 5.749.677 Stück eigene Aktien (Vorjahr: 5.749.677 Stück eigene Aktien). Die Anschaffungskosten der eigenen Anteile in Höhe von 204,1 Mio. € wurden vom Buchwert des Eigenkapitals abgesetzt. Der auf sie entfallende Betrag des Grundkapitals beläuft sich auf 14.719.173,12 € (2,3 % des gezeichneten Kapitals). Aus den unmittelbar und mittelbar gehaltenen eigenen Aktien stehen der Gesellschaft keine Rechte zu; sie sind nicht dividendenberechtigt. Die eigenen Aktien werden entsprechend den Regelungen der IFRS nicht als Wertpapiere ausgewiesen, sondern in einer Summe vom Eigenkapital offen abgesetzt. Kumulierte erfolgsneutrale VeränderungenIn den kumulierten erfolgsneutralen Veränderungen werden Marktwertänderungen der zur Veräußerung verfügbaren finanziellen Vermögenswerte, Marktwertänderungen von Cashflow Hedges, die direkt im Eigenkapital erfassten Werte für die Equity-Bewertung sowie Währungsumrechnungsdifferenzen aus der Umrechnung ausländischer Abschlüsse erfasst. Hinsichtlich der erfolgsneutralen Veränderungen der zur Veräußerung verfügbaren finanziellen Vermögenswerte sowie der Cashflow Hedges verweisen wir auf die Ausführungen zum Kapitel (27) „Berichterstattung zu den Finanzinstrumenten“. Darstellung der Bestandteile der direkt im Eigenkapital erfassten Aufwendungen und Erträge: scroll
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1 Vorjahreszahlen angepasst. Darstellung der Steuereffekte der unrealisierten Aufwendungen und Erträge im Eigenkapital: scroll
1 Vorjahreszahlen angepasst. Darstellung der Steuereffekte der ergebniswirksamen Umgliederungen in die Gewinn- und Verlustrechnung und in die Anschaffungskosten von gesicherten Geschäften: scroll
Nicht beherrschende AnteileDie nicht beherrschenden Anteile zeigen den Anteilsbesitz Dritter an den Konzerngesellschaften. Sie betreffen insbesondere die Energiedienst-Gruppe, die Stadtwerke Düsseldorf AG, die GVS Netz GmbH und die Pražská energetika a.s. (22) RückstellungenFür die Erläuterung der Rückstellungen im Anhang werden die in der Bilanz nach Fristigkeiten getrennt ausgewiesenen Rückstellungen wieder zusammengefasst betrachtet. scroll
1 Vorjahreszahlen angepasst. ² Die langfristigen Rückstellungen für nicht vertragliche nukleare Verpflichtungen betragen zum 01.01.2010 3.979,8 Mio. €. Sie enthalten rückwirkende Anpassungen zum 31.12.2010 in Höhe von 554,3 Mio. € (zum 01.01.2010 in Höhe von 239,0 Mio. €). Rückstellungen für Pensionen und ähnliche VerpflichtungenDie Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen werden entsprechend den bestehenden Versorgungszusagen für Anwartschaften und laufende Leistungen an die berechtigten aktiven und ehemaligen Mitarbeiter sowie die Hinterbliebenen gebildet. Es handelt sich hierbei im Wesentlichen um leistungsorientierte Versorgungspläne. Zusätzlich erhalten die Mitarbeiter eine Zusage über eine Energiepreisermäßigung in der Rentenzeit. Die Zusagen bemessen sich vor allem nach der Dauer der Betriebszugehörigkeit sowie der Vergütung der Mitarbeiter. Darüber hinaus werden auf dieser Bemessungsgrundlage leistungsorientierte Zusagen im Rahmen der betrieblichen Altersversorgung über Multi-Employer Plans gewährt. Die Beitragszahlung an die Zusatzversorgungskasse erfolgt in Höhe eines bestimmten Prozentsatzes des jeweiligen zusatzversorgungspflichtigen Arbeitsentgelts des Arbeitnehmers. Die Höhe der Rückstellungen der leistungsorientierten Zusagen entspricht dem Barwert der künftig erwarteten Verpflichtungen, korrigiert um die noch nicht amortisierten versicherungsmathematischen Gewinne und Verluste. Die Berechnung erfolgt nach versicherungsmathematischen Methoden. Es wurde Planvermögen gemäß IAS 19.7 geschaffen, das ausschließlich zur Deckung von Pensionsverpflichtungen verwendet und von den Pensionsverpflichtungen abgesetzt wird. Die wesentlichen Parameter (Durchschnittswerte) der Berechnung der leistungsorientierten Versorgungszusagen für die inländischen Gesellschaften sind nachfolgend dargestellt: scroll
1 Im Jahr 2012 0,5 %. Den Berechnungen liegen die Richttafeln 2005 G von Prof. Dr. Klaus Heubeck zugrunde. Der Aufwand für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen setzt sich wie folgt zusammen: scroll
Der Barwert der Versorgungsansprüche für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen lässt sich zum bilanzierten Wert der Versorgungsansprüche wie folgt überleiten: scroll
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Die tatsächliche Wertentwicklung des Planvermögens betrug -3,0 Mio. € (Vorjahr: 4,1 Mio. €). Künftige Zahlungen an das Planvermögen sind wie im Vorjahr keine geplant. scroll
Die erfahrungsbedingten Anpassungen des Anwartschaftsbarwerts der Versorgungsansprüche, die nicht durch Prämissenänderung entstanden, sind ein Teil der in der jeweiligen Periode neu entstandenen versicherungsmathematischen Gewinne und Verluste. Die erfahrungsbedingten Anpassungen des Marktwerts des Planvermögens entsprechen den in der jeweiligen Periode neu entstandenen versicherungsmathematischen Gewinnen und Verlusten. scroll
Das Anlageziel für das ausgelagerte Pensionsvermögen ist die fristenkongruente Abdeckung der Versorgungsansprüche. Das Planvermögen enthält weder Aktien von EnBW-Konzernunternehmen noch selbst genutzte Immobilien. Die Anlagestrategie berücksichtigt die Fälligkeitsstruktur und den Umfang der Versorgungsansprüche. Die durchschnittliche Rendite betrug -2,1 % (Vorjahr: 2,9 %). Die erwartete Rendite lag bei 5,3 % (Vorjahr: 5,3 %). Der Bestimmung der erwarteten Rendite liegen Asset-Prognosen der jeweiligen Asset-Klassen sowie Bankgespräche zugrunde. Die Prognosen basieren auf Erfahrungswerten und Wirtschaftsdaten. scroll
Eine Verringerung beziehungsweise Erhöhung des Zinsniveaus um 0,5 Prozentpunkte würde den Barwert der leistungsorientierten Verpflichtung um 278,2 Mio. € (Vorjahr: 324,2 Mio. €) erhöhen beziehungsweise um 311,5 Mio. € (Vorjahr: 289,1 Mio. €) reduzieren. Der Barwert der leistungsorientierten Verpflichtung unterteilt sich wie folgt in vermögensgedeckte und nicht vermögensgedeckte Versorgungsansprüche: scroll
Der Barwert der Versorgungsansprüche, der Marktwert des Planvermögens und der Überschuss beziehungsweise Fehlbetrag des Plans entwickelten sich seit 2007 wie folgt: scroll
Multi-Employer PlansDie Multi-Employer Plans, bei denen es sich um leistungsorientierte Versorgungspläne handelt, werden als beitragsorientierte Pläne bilanziert, da die Informationen für die anteilige Zuordnung von Verpflichtungen und Planvermögen sowie die entsprechenden Aufwandsgrößen von den Zusatzversorgungskassen nicht zur Verfügung gestellt werden. Der Aufwand aus leistungsorientierten Pensionszusagen über Multi-Employer Plans belief sich auf 16,4 Mio. € (Vorjahr: 14,4 Mio. €). Mögliche künftige Beitragssteigerungen aus nicht ausfinanzierten Versorgungsverpflichtungen werden keinen wesentlichen Einfluss auf den EnBW-Konzern haben. Die Arbeitgeberbeiträge zur gesetzlichen Rentenversicherung beliefen sich im Jahr 2011 auf 99,1 Mio. € (Vorjahr: 97,7 Mio. €). SteuerrückstellungenDie Steuerrückstellungen enthalten im Wesentlichen Rückstellungen für Ertragsteuern wie die Körperschaftsteuer einschließlich Solidaritätszuschlag sowie die Gewerbesteuer. Rückstellungen im KernenergiebereichDie Rückstellungen im Kernenergiebereich sind für die Entsorgung bestrahlter Brennelemente und radioaktiver Betriebsabfälle sowie für die Stilllegung und den Rückbau der kontaminierten Anlagenteile gebildet. scroll
1 Vorjahreszahlen angepasst. ² Die Rückstellungen für die Brennelementeentsorgung betragen zum 01.01.2010 2.082,1 Mio. €. Sie enthalten rückwirkende Anpassungen zum 31.12.2010 in Höhe von 554,3 Mio. € (zum 01.01.2010 in Höhe von: 239,0 Mio. €). Die Rückstellungen basieren insgesamt auf öffentlich-rechtlichen Verpflichtungen und Auflagen in den Betriebsgenehmigungen. Soweit in Erfüllung dieser öffentlich-rechtlichen Verpflichtungen noch keine zivilrechtlichen Verträge zum Bilanzstichtag abgeschlossen waren, erfolgte die Bewertung der Rückstellungen auf Basis externer Gutachten und Kostenschätzungen (nicht vertragliche nukleare Verpflichtungen). Dies ist im Wesentlichen bei den im Stilllegungsbereich erwarteten Kosten des Nachbetriebs der Anlage, der Demontage und Entsorgung der nuklearen Anlagenteile sowie bei den eigentlichen Kosten der Endlagerung der Fall. Im Bereich der Entsorgung von Brennelementen handelt es sich bei dem nicht vertraglichen Anteil überwiegend um die Kosten für eine endlagergerechte Konditionierung, die Transportkosten, die Kosten für die Beschaffung von Endlagerbehältern sowie die Kosten für die eigentliche Endlagerung. Darüber hinaus ist die Bewertung eines Teils der Rückstellungen bereits durch zivilrechtliche Verträge konkretisiert (vertragliche nukleare Verpflichtungen). Dies sind zum einen die Personalkosten für Eigenpersonal, soweit dies voraussichtlich mit der Stilllegung befasst sein wird. Im Rahmen der Entsorgung von Brennelementen handelt es sich zum anderen im Wesentlichen um die ausstehenden Kosten für die Wiederaufarbeitung abgebrannter Brennelemente, die Kosten der dezentralen Zwischenlagerung in Standortnähe und der zentralen Zwischenlagerung in den Zwischenlagern Gorleben und Ahaus sowie um die Kosten für Transport und Beschaffung von Behältern. Die Rückstellungen für Stilllegung und Rückbau der kontaminierten Anlagenteile sowie für Brennelemente werden zum Zeitpunkt der Inbetriebnahme mit dem abgezinsten Erfüllungsbetrag angesetzt. Dieser wird korrespondierend unter den Erzeugungsanlagen ausgewiesen und planmäßig abgeschrieben. Er beträgt 540,8 Mio. € (Vorjahr angepasst: 631,0 Mio. €). Schätzungsänderungen in Zusammenhang mit der Änderung der Annahmen zur künftigen Kostenentwicklung wurden grundsätzlich erfolgsneutral durch Anpassung der korrespondierenden Bilanzposten in Höhe von 54,7 Mio. € (Vorjahr angepasst: 268,9 Mio. €) in Ansatz gebracht. Bei stillgelegten Kraftwerken wurden solche Schätzungsänderungen ergebniswirksam verbucht. Die Ermittlung der Kosten der Stilllegung und des Abbaus der Anlagen basiert auf dem Szenario der unmittelbaren Beseitigung der Anlagen. Den Rückstellungen stehen Forderungen in Höhe von 511,0 Mio. € (Vorjahr: 464,4 Mio. €) gegenüber, die von einem Vertragspartner in Zusammenhang mit Stromlieferungen übernommene Rückbauverpflichtungen der Kernkraftwerke betreffen. scroll
1 Vorjahreszahlen angepasst. ² Die Rückstellungen im Kernenergiebereich betragen zum 01.01.2010 5.419,5 Mio. €. Sie enthalten rückwirkende Anpassungen zum 31.12.2010 in Höhe von 554,3 Mio. € (zum 01.01.2010 in Höhe von 239,0 Mio. €). Die Rückstellungen im Kernenergiebereich werden in Höhe des Barwerts der erwarteten künftigen Verpflichtungen berechnet und jährlich aufgezinst. Der Diskontierungszins zur Berechnung der Rückstellungen beträgt unverändert 5,5 %. Die Inanspruchnahme wird nach heutiger Kenntnis größtenteils in dem Zeitraum 2020 bis 2050 erwartet. Die bei den Rückstellungen im Kernenergiebereich berücksichtigten geleisteten Anzahlungen an Wiederaufarbeitungsunternehmen und an das Bundesamt für Strahlenschutz betragen 523,6 Mio. € (Vorjahr: 489,0 Mio. €). Die Zahlungen an das Bundesamt für Strahlenschutz erfolgen auf Basis der Endlagervorausleistungsverordnung für die Errichtung der Endlager Gorleben und Konrad. Sonstige RückstellungenDie sonstigen Stromrückstellungen betreffen im Wesentlichen Verpflichtungen aus den CO2-Emissionsrechten, dem Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz, der konventionellen Strom- und Brennstoffbeschaffung sowie Rückbauverpflichtungen für Wind- und Wasserkraftanlagen. Die Personalrückstellungen betreffen im Wesentlichen Verpflichtungen aus Altersteilzeitregelungen, Jubiläumsverpflichtungen und Restrukturierungsmaßnahmen. Die Rückstellungen für drohende Verluste aus schwebenden Geschäften betreffen künftige Verpflichtungen aus nachteiligen Bezugs- und Absatzverträgen. Die Verpflichtungen umfassen verzugsbedingte Mehrkosten beim Kraftwerksbau und auf der Beschaffungsseite vor allem den nicht thermischen Entsorgungsbereich. Die sonstigen Rückstellungen werden mit einem Zinssatz von durchschnittlich 1,00 % bis 3,75 % (Vorjahr: 1,00 % bis 3,00 %) diskontiert. Der wesentliche Teil der sonstigen Rückstellungen hat eine Laufzeit von einem Jahr bis fünf Jahren. (23) Latente SteuernDie latenten Steuern auf Bewertungsunterschiede zur Steuerbilanz setzen sich wie folgt zusammen: scroll
1 Vorjahreszahlen angepasst. ² Aktive und passive latente Steuern jeweils vor Saldierung. ³ Die passiven latenten Steuern auf Sachanlagen betragen zum 01.01.2010 1.959,8 Mio. €. Sie enthalten rückwirkende Anpassungen zum 31.12.2010 in Höhe von 162,4 Mio. € (zum 01.01.2010 in Höhe von 58,7 Mio. €). 4 Die aktiven latenten Steuern auf langfristige Rückstellungen betragen zum 01.01.2010 136,9 Mio. €. Sie enthalten rückwirkende Anpassungen zum 31.12.2010 in Höhe von 160,7 Mio. € (zum 01.01.2010 in Höhe von 69,3 Mio. €). Im Jahr 2011 wurden 2.007,9 Mio. € (Vorjahr: 1.806,1 Mio. €) aktive latente Steuern mit passiven latenten Steuern saldiert. Die Saldierung der latenten Steuern erfolgt je Organkreis beziehungsweise je Gesellschaft, sofern die erforderlichen Voraussetzungen vorliegen. Der aktivische Saldo aus konsolidierungsbedingten latenten Steuern beträgt 15,7 Mio. € (Vorjahr: 1,4 Mio. €). Es werden nur auf die Verlustvorträge, von deren Nutzbarkeit mit ausreichender Sicherheit ausgegangen werden kann, latente Steueransprüche gebildet. Steuerliche Verlustvorträge haben die tatsächliche Steuerbelastung in der Berichtsperiode um 0,7 Mio. € (Vorjahr: 5,8 Mio. €) gemindert. Bisher noch nicht genutzte Verlustvorträge, für die in der Bilanz kein latenter Steueranspruch angesetzt wurde, bestanden in Höhe von 9,1 Mio. € für Körperschaftsteuer und 17,6 Mio. € für Gewerbesteuer (Vorjahr: 8,9 Mio. € für Körperschaftsteuer und 17,0 Mio. € für Gewerbesteuer). Die theoretisch zu bildenden latenten Steuern auf die nicht bewerteten Verlustvorträge würden 1,4 Mio. € für Körperschaftsteuer und 2,5 Mio. € für Gewerbesteuer (Vorjahr: 1,4 Mio. € für Körperschaftsteuer und 2,4 Mio. € für Gewerbesteuer) betragen. Die vorhandenen steuerlichen Verlustvorträge, auf die aktive latente Steuern gebildet wurden, in Höhe von 365,0 Mio. € für Körperschaftsteuer und 263,9 Mio. € für Gewerbesteuer (Vorjahr: 3,7 Mio. € für Körperschaftsteuer und 6,5 Mio. € für Gewerbesteuer) sind unbegrenzt vortragbar und betreffen fast ausschließlich deutsche Gesellschaften. Nach dem Steuervergünstigungsabbaugesetz sind seit 2004 nur noch 60 % des 1 Mio. € übersteigenden Betrags des laufenden steuerlichen Einkommens mit Verlustvorträgen verrechenbar. Die latenten Steuern auf die steuerlichen Verlustvorträge setzen sich wie folgt zusammen: scroll
Darstellung der Entwicklung der latenten Steuer auf steuerliche Verlustvorträge: scroll
Die latenten Steuern auf die Verlustvorträge werden voraussichtlich in Höhe von 36,3 Mio. € für Körperschaftsteuer (Vorjahr: 0,0 Mio. €) und in Höhe von 30,4 Mio. € für Gewerbesteuer (Vorjahr: 0,0 Mio. €) innerhalb eines Jahres, der restliche Betrag in Höhe von 21,5 Mio. € für Körperschaftsteuer (Vorjahr: 0,6 Mio. €) und in Höhe von 4,3 Mio. € für Gewerbesteuer (Vorjahr: 0,9 Mio. €) innerhalb von fünf Jahren realisiert. Die latenten Steuern auf die Zinsvorträge betreffen in Höhe von 2,8 Mio. € (Vorjahr: 0,0 Mio. €) ausschließlich deutsche Gesellschaften und werden voraussichtlich innerhalb von fünf Jahren realisiert. Mit den kumulierten erfolgsneutralen Veränderungen des Eigenkapitals wurden zum 31. Dezember 2011 insgesamt 28,0 Mio. € latente Steuerschulden (Vorjahr: 78,3 Mio. €) erfolgsneutral verrechnet. (24) Verbindlichkeiten und ZuschüsseFinanzverbindlichkeitenDie Finanzverbindlichkeiten setzen sich zum 31. Dezember 2011 im Vergleich zum Vorjahr wie folgt zusammen: scroll
1 Detaillierte Erläuterungen zum Kredit- und Liquiditätsrisiko, zu beizulegenden Zeitwerten sowie undiskontierten Cashflows nach Jahresscheiben befinden sich im Anhang unter Textziffer (27). Im Geschäftsjahr 2011 stiegen die Finanzverbindlichkeiten um 418,9 Mio. € (Vorjahr: 136,6 Mio. €). Am 24. Oktober 2011 hat die EnBW AG eine Hybridanleihe mit einem Volumen von 750,0 Mio. € platziert. Die Anleihe hat eine Laufzeit bis 2. April 2072 und ist mit Rückzahlungsrechten für die EnBW AG alle fünf Jahre, erstmalig zum 2. April 2017, ausgestattet. Die gegenüber bestehenden Anleihen nachrangige Anleihe ist so ausgestaltet, dass sie von den Ratingagenturen bis zum ersten möglichen Rückzahlungszeitpunkt zur Hälfte als Eigenkapital anerkannt wird. Dadurch wird auch das aktuelle A-Rating der EnBW unterstützt. Die Anleihe ist zunächst mit einem fixen Coupon von 7,375 % per anno ausgestattet, der, beginnend mit dem 2. April 2017, alle fünf Jahre an den dann gültigen 5-Jahres-Midswap-Satz zuzüglich der bei Emissionen festgelegten Risikoprämie von 5,401 % angepasst wird. In den Jahren 2022 und 2037 wird der Coupon zusätzlich um 0,25 % per anno beziehungsweise weitere 0,75 % per anno erhöht. Im Vorjahr hat die EnBW International Finance B.V. eine Privatplatzierung unter dem etablierten Debt-Issuance-Programm in Höhe von 150 Mio. € planmäßig zurückgezahlt. Das bei der EnBW International B.V. bestehende Commercial-Paper-Programm für kurzfristige Finanzierungszwecke war am Bilanzstichtag nicht genutzt (Vorjahr: 99,9 Mio. €). Die Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten haben sich gegenüber dem Vorjahr um 119,5 Mio. € reduziert (Vorjahr: Erhöhung um 220,3 Mio. €). Der Rückgang ist auf planmäßige Tilgungsleistungen bei der EnBW AG und den Tochtergesellschaften zurückzuführen. Bei den ausstehenden Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten handelt es sich zum überwiegenden Teil um bilaterale Kreditvereinbarungen. Unter der Position „Sonstige Finanzverbindlichkeiten“ sind insbesondere langfristige Finanzierungsleasingverträge enthalten. Darüber hinaus beinhaltet diese Position (Rest-)Kaufpreisverpflichtungen aus getätigten Akquisitionen. Im Vergleich zum Vorjahr hat sich die Position „Sonstige Finanzverbindlichkeiten“ im Berichtszeitraum insgesamt um 167,0 Mio. € vermindert (Vorjahr: Reduzierung um 78,9 Mio. €). Die Fälligkeitsstruktur unserer Finanzverbindlichkeiten ergibt sich wie folgt: scroll
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Überblick über die Hybridanleihe: scroll
1 Rückzahlungsoption durch die EnBW alle fünf Jahre nach dem ersten Zinszahlungszeitpunkt; frühestens am 2. April 2017. Die Anleihen setzen sich wie folgt zusammen: scroll
1 Bereinigt um Bewertungseffekte aus zinsinduzierten Sicherungsgeschäften. Die EnBW AG verfügte zum 31. Dezember 2011 über eine vollständig ungenutzte, fest zugesagte syndizierte Kreditlinie in Höhe von 2,0 Mrd. € (Vorjahr: 2,4 Mrd. €). Zusätzlich waren weitere 397 Mio. € (Vorjahr: 326 Mio. €) bilaterale freie Kreditlinien im Konzern vorhanden. Diese Kreditlinien unterliegen hinsichtlich ihrer Verwendung keinen Beschränkungen. Bei einer Tochtergesellschaft wurde im Berichtszeitraum mit einem Bankenkonsortium eine langfristige Fremdfinanzierung in Höhe von bis zu 138 Mio. € vereinbart, die jedoch am Bilanzstichtag noch nicht beansprucht wurde. scroll
Die gewichtete durchschnittliche Verzinsung der Finanzverbindlichkeiten hat sich zum 31. Dezember 2011 im Vergleich zum Vorjahr erhöht, da die im Berichtszeitraum begebene Hybridanleihe mit einem Coupon von 7,375 % per anno bei der Berechnung berücksichtigt wurde. Für den Großteil der Finanzverbindlichkeiten bestehen weiterhin langfristig fixierte Zinsvereinbarungen. Von den Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten sind 64,7 Mio. € (Vorjahr: 66,9 Mio. €) durch Grundpfandrechte gesichert. Die Mindestleasingzahlungen aus den in den sonstigen Finanzverbindlichkeiten enthaltenen Finanzierungsleasingverträgen haben folgende Fälligkeiten: scroll
Übrige Verbindlichkeiten und ZuschüsseFür die Erläuterung der übrigen Verbindlichkeiten und Zuschüsse im Anhang werden die in der Bilanz nach Fristigkeiten getrennt ausgewiesenen Posten wieder zusammengefasst betrachtet. scroll
Die übrigen Verbindlichkeiten setzen sich zum 31. Dezember 2011 im Vergleich zum Vorjahr wie folgt zusammen: scroll
1 Detaillierte Erläuterungen zum Kredit- und Liquiditätsrisiko, zu beizulegenden Zeitwerten sowie undiskontierten Cashflows nach Jahresscheiben befinden sich im Anhang unter Textziffer (27). Von den langfristigen übrigen Verbindlichkeiten haben 191,0 Mio. € (Vorjahr: 176,1 Mio. €) eine Laufzeit von mehr als fünf Jahren. In den Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen sind im Wesentlichen Verpflichtungen für ausstehende Rechnungen in Höhe von 2.509,5 Mio. € (Vorjahr: 2.176,0 Mio. €) enthalten. Die anderen Verbindlichkeiten enthalten im Wesentlichen Verbindlichkeiten aus Steuern einschließlich Zinsen aus Steuernachzahlungen in Höhe von 198,1 Mio. € (Vorjahr: 203,5 Mio. €), Sicherheitsleistungen für außerbörsliche Handelsgeschäfte (erhaltene Margin Calls) in Höhe von 284,3 Mio. € (Vorjahr: 445,1 Mio. €), sowie börsliche Handelsgeschäfte (Variation Margins) in Höhe von 68,0 Mio. € (Vorjahr: 48,9 Mio. €), Zinsverpflichtungen aus Anleihen in Höhe von 139,6 Mio. € (Vorjahr: 127,1 Mio. €) und als Verbindlichkeit erfasste Kaufverpflichtungen gegenüber Anteilseignern ohne beherrschenden Einfluss in Höhe von 23,8 Mio. € (Vorjahr: 28,5 Mio. €). Unter den Zuschüssen werden Investitionszulagen sowie Baukosten- und Investitionskostenzuschüsse ausgewiesen. scroll
Die Investitionszulagen wurden entsprechend § 4a InvZulG gewährt. Noch nicht ertragswirksam gewordene Baukostenzuschüsse wurden überwiegend für Investitionen im Strom- und Gasbereich gezahlt, wobei die bezuschussten Vermögenswerte im Eigentum der EnBW-Konzerngesellschaften verbleiben. Die Auflösung der Zuschüsse erfolgt entsprechend den angenommenen Nutzungsdauern der betroffenen Vermögensgegenstände. Vom Gesamtbetrag der Zuschüsse werden 1.512,7 Mio. € (Vorjahr: 1.509,3 Mio. €) später als innerhalb eines Jahres ertragswirksam. (25) Zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte sowie Schulden in Verbindung mit zur Veräußerung gehaltenen VermögenswertenIn den zur Veräußerung gehaltenen Vermögenswerten sind unsere polnischen Beteiligungen Elektrownia Rybnik S.A. und Zespól Elektrocieplowni Wroclawskich Kogeneracja S.A. in Höhe von 168,6 Mio. € (Vorjahr: 0,0 Mio. €) enthalten. Im Dezember 2011 wurde mit der Electricité de France (EDF) eine Vereinbarung zur Veräußerung dieser Beteiligungen geschlossen, die jedoch zum 31. Dezember 2011 noch unter kartellrechtlichem Vorbehalt stand. Die übrigen zur Veräußerung gehaltenen Vermögenswerte in Höhe von 41,3 Mio. € (Vorjahr: 11,8 Mio. €) betreffen im Wesentlichen Verteilungsanlagen. Die Schulden in Verbindung mit zur Veräußerung gehaltenen Vermögenswerten in Höhe von 0,6 Mio. € (Vorjahr: 0,0 Mio. €) betreffen latente Steuerschulden. Sonstige Angaben(26) Ergebnis je Aktiescroll
1 Vorjahreszahlen angepasst. ² Bezogen auf das auf die Aktionäre der EnBW AG entfallende Ergebnis. Das Ergebnis je Aktie wird ermittelt, indem das den Aktionären der EnBW AG zurechenbare Ergebnis durch die durchschnittliche Anzahl der in Umlauf befindlichen Aktien dividiert wird. Eine Verwässerung der Kennzahl kann durch sogenannte potenzielle Aktien aufgrund von Aktienoptionen und Wandelanleihen auftreten. Die EnBW besitzt keine potenziellen Aktien, sodass das unverwässerte Ergebnis je Aktie identisch mit dem verwässerten Ergebnis je Aktie ist. (27) Berichterstattung zu den FinanzinstrumentenZu den Finanzinstrumenten zählen originäre Finanzinstrumente und Derivate. Die originären Finanzinstrumente umfassen auf der Aktivseite die finanziellen Vermögenswerte, die Forderungen aus Lieferungen und Leistungen, die sonstigen Vermögenswerte und die flüssigen Mittel. Auf der Passivseite umfassen sie die Finanzverbindlichkeiten, die Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und die übrigen Verbindlichkeiten. Beizulegende Zeitwerte und Buchwerte von Finanzinstrumenten nach BewertungskategorienDie folgende Tabelle stellt die beizulegenden Zeitwerte sowie Buchwerte der in den einzelnen Bilanzpositionen enthaltenen finanziellen Vermögenswerte und finanziellen Verbindlichkeiten dar: scroll
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Der beizulegende Zeitwert der Vermögenswerte der Bewertungskategorie „zu Handelszwecken gehalten“ beträgt insgesamt 1.766,4 Mio. € (Vorjahr: 1.328,7 Mio. €), davon entfallen auf die erste Hierarchiestufe 337,7 Mio. € (Vorjahr: 201,5 Mio. €) sowie auf die zweite Hierarchiestufe 1.428,7 Mio. € (Vorjahr: 1.127,2 Mio. €). Die Vermögenswerte der Bewertungskategorie „zur Veräußerung verfügbar“ weisen einen beizulegenden Zeitwert von insgesamt 4.792,0 Mio. € (Vorjahr: 5.232,2 Mio. €) auf, davon entfallen auf die erste Hierarchiestufe 803,9 Mio. € (Vorjahr: 834,5 Mio. €), auf die zweite Hierarchiestufe 3.330,9 Mio. € (Vorjahr: 3.805,1 Mio. €) und auf „zu fortgeführten Anschaffungskosten“ bewertet 657,2 Mio. € (Vorjahr: 592,6 Mio. €). Die Vermögenswerte der Bewertungskategorie „Kredite und Forderungen“ sind zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet und belaufen sich auf insgesamt 7.150,6 Mio. € (Vorjahr: 6.064,6 Mio. €). Die zu Anschaffungskosten bewerteten Eigenkapitalinstrumente weisen zum Bilanzstichtag einen Buchwert von 657,2 Mio. € (Vorjahr: 592,6 Mio. €) auf. Die Ermittlung der beizulegenden Zeitwerte wird unter den Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden erläutert. Die einzelnen Stufen der Bewertungshierarchie sind wie folgt definiert: > Stufe 1: notierte (nicht angepasste) Preise auf aktiven Märkten für identische Vermögenswerte oder Verbindlichkeiten. > Stufe 2: Verfahren, bei denen sämtliche Input-Parameter, die sich wesentlich auf den erfassten beizulegenden Zeitwert auswirken, entweder direkt oder indirekt beobachtbar sind. In der Gewinn- und Verlustrechnung wurden folgende Nettogewinne beziehungsweise -verluste erfasst: scroll
In der Darstellung der Nettogewinne und -verluste werden Derivate, die sich in einer Sicherungsbeziehung befinden, nicht berücksichtigt. Freistehende Derivate sind in der Bewertungskategorie „zu Handelszwecken gehaltene finanzielle Vermögenswerte und finanzielle Verbindlichkeiten“ enthalten. Der Nettogewinn der Bewertungskategorie „zu Handelszwecken gehaltene finanzielle Vermögenswerte und finanzielle Verbindlichkeiten“ enthält neben Ergebnissen aus der Marktbewertung auch Zins- und Währungseffekte. Im Nettoverlust der Bewertungskategorie „zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte“ werden neben Wertberichtigungen auch Ergebniseffekte aus dem Abgang ausgewiesen. Bei den Nettoverlusten der Bewertungskategorie „Kredite und Forderungen“ handelt es sich im Wesentlichen um Währungseffekte, Wertberichtigungen und Zuschreibungen. Der Nettoverlust der zu fortgeführten Anschaffungskosten bewerteten finanziellen Verbindlichkeiten resultiert im Wesentlichen aus Gebühren für die Bereitstellung von Kreditlinien. Ergebnisse aus Marktwertänderungen von zur Veräußerung verfügbaren finanziellen Vermögenswerten wurden im Geschäftsjahr 2011 in Höhe von -349,3 Mio. € (Vorjahr: 168,2 Mio. €) erfolgsneutral im Eigenkapital erfasst. Von den erfolgsneutral gebuchten Marktwertänderungen wurden 26,0 Mio. € (Vorjahr: 9,9 Mio. €) ergebnismindernd in die Gewinn- und Verlustrechnung umgebucht. Die Wertberichtigungen auf finanzielle Vermögenswerte der Bewertungskategorien „zur Veräußerung verfügbar“ und „Kredite und Forderungen“ betragen 80,0 Mio. € (Vorjahr: 79,4 Mio. €) beziehungsweise 6,1 Mio. € (Vorjahr: 1,2 Mio. €). Forderungen aus Lieferungen und Leistungen waren mit 65,7 Mio. € (Vorjahr: 40,8 Mio. €) wertberichtigt. Auf zu fortgeführten Anschaffungskosten bewerteten sonstigen Vermögenswerten wurden im Geschäftsjahr 2011 Wertberichtigungen in Höhe von 1,7 Mio. € (Vorjahr: 2,2 Mio. €) vorgenommen. Derivative Finanzinstrumente und SicherungsbeziehungenDerivate: Zur Absicherung der Risiken werden im Commodity-Bereich sowohl physisch als auch finanziell zu erfüllende Optionen und Termingeschäfte, im Devisenbereich im Wesentlichen Termingeschäfte eingesetzt. Im Finanzierungsbereich werden zur Risikobegrenzung Swapgeschäfte abgeschlossen. Alle Derivate, die zu Handelszwecken abgeschlossen wurden, werden als Vermögenswerte oder Verbindlichkeiten bilanziert. Die Derivate sind zum beizulegenden Zeitwert bewertet. Änderungen des beizulegenden Zeitwerts von Derivaten, die weder ausschließlich für den eigenen Gebrauch (Own Use) bestimmt sind noch die Voraussetzungen als Sicherungsgeschäft zur Absicherung von Cashflows erfüllen, werden in der Gewinn- und Verlustrechnung erfasst. Bilanzielle Sicherungsbeziehungen gemäß IAS 39 bestehen im Finanzbereich vor allem zur Sicherung von Währungsrisiken aus Beteiligungen mit ausländischer Funktionalwährung sowie zur Sicherung von Zinsrisiken aus langfristigen Verbindlichkeiten. Im Commodity-Bereich werden Schwankungen künftiger Zahlungsströme gesichert, die aus geplanten Beschaffungs- und Absatzgeschäften resultieren. Cashflow Hedges bestehen insbesondere im Commodity-Bereich zur Absicherung von Preisrisiken aus künftigen Absatz- und Beschaffungsgeschäften, zur Begrenzung des Währungsrisikos aus Fremdwährungsverbindlichkeiten sowie zur Begrenzung des Zinsänderungsrisikos variabel verzinslicher Verbindlichkeiten. Die Änderung des beizulegenden Zeitwerts der eingesetzten Sicherungsgeschäfte, vor allem Termingeschäfte und Futures, werden, soweit effektiv, direkt in den kumulierten erfolgsneutralen Veränderungen im Eigenkapital (Marktbewertung von Finanzinstrumenten) bis zur Auflösung der Sicherungsbeziehung erfasst. Der ineffektive Teil des Gewinns oder Verlusts aus einem Sicherungsinstrument wird sofort erfolgswirksam erfasst. scroll
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Zum 31. Dezember 2011 betrugen die unrealisierten Gewinne aus Derivaten 61,7 Mio. € (Vorjahr: 173,2 Mio. €). Im Berichtsjahr wurde der effektive Teil von Cashflow Hedges in Höhe von -128,0 Mio. € (Vorjahr: 344,2 Mio. €) im Eigenkapital erfasst. Aus dem ineffektiven Teil von Cashflow Hedges ergab sich zum 31. Dezember 2011 ein Aufwand von 0,7 Mio. € (Vorjahr: Ertrag 5,0 Mio. €) sowie aus Umgliederungen aus den kumulierten erfolgsneutralen Veränderungen des Eigenkapitals Aufwendungen von 65,8 Mio. € (Vorjahr: Ertrag 22,2 Mio. €) in der Gewinn- und Verlustrechnung. Die Umgliederung erfolgt in Umsatzerlöse (Erhöhung um 95,3 Mio. €, Vorjahr: Erhöhung um 331,1 Mio. €), Materialaufwendungen (Erhöhung um 200,5 Mio. €, Vorjahr: Erhöhung um 296,4 Mio. €), sonstige betriebliche Erträge (Erhöhung um 23,8 Mio. €, Vorjahr: Verringerung um 46,4 Mio. €) und in das Finanzergebnis (Erhöhung um 15,6 Mio. €, Vorjahr: Erhöhung um 33,9 Mio. €). In den Umgliederungen ist die Dedesignation von Cashflow-Hedge-Beziehungen in Höhe von 23,8 Mio. € (Vorjahr: 43,6 Mio. €) enthalten. Aufgrund von Verschiebungen hinsichtlich der Nutzung von neuen Kraftwerkskapazitäten konnte mit einer Eintrittswahrscheinlichkeit der prognostizierten Transaktionen nicht mehr gerechnet werden. Für eine Verringerung der Anschaffungskosten der Vorratsbestände wurden aus den kumulierten erfolgsneutralen Veränderungen des Eigenkapitals 49,3 Mio. € (Vorjahr: Erhöhung um 45,8 Mio. €) umgegliedert. Zum 31. Dezember 2011 sind bestehende Grundgeschäfte in Cashflow Hedges mit Laufzeiten bis 27 Jahre (Vorjahr: bis 28 Jahre) im Fremdwährungsbereich einbezogen. Im Commodity-Bereich betragen die Laufzeiten geplanter Grundgeschäfte im Wesentlichen bis drei Jahre (Vorjahr: bis drei Jahre). Sicherungsbeziehungen werden im Rahmen der Optimierung branchenüblich neu- und dedesigniert. Fair Value Hedges bestehen vor allem zur Absicherung festverzinslicher Verbindlichkeiten gegenüber Marktpreisrisiken. Als Sicherungsinstrumente werden Zinsswaps genutzt. Bei Fair Value Hedges wird sowohl das Grund- als auch das Sicherungsgeschäft hinsichtlich des abgesicherten Risikos erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet. Im Berichtsjahr wurde die Wertveränderung der beizulegenden Zeitwerte von Sicherungsinstrumenten in Höhe von 46,2 Mio. € (Vorjahr: 30,4 Mio. €) erfolgswirksam erfasst. Für die gesicherten Verbindlichkeiten sind die aus dem gesicherten Risiko resultierenden Marktwertveränderungen ebenfalls erfolgswirksam in der Gewinn- und Verlustrechnung zu vereinnahmen. Im Berichtsjahr wurden die Marktwertschwankungen aus den Grundgeschäften in Höhe von 43,8 Mio. € (Vorjahr: 29,3 Mio. €) erfolgswirksam erfasst. Hedges von Nettoinvestitionen in ausländische Teileinheiten: Zur Sicherung von Fremdwährungsrisiken aus Beteiligungen mit ausländischer Funktionalwährung werden originäre Fremdwährungsanleihen eingesetzt. Zum 31. Dezember 2011 wurden -31,9 Mio. € (Vorjahr: -27,3 Mio. €) aus der Währungskursänderung der Sicherungsgeschäfte im Posten Währungsumrechnung innerhalb des Eigenkapitals ausgewiesen. Verträge, soweit sie zum erwarteten Nutzungsbedarf des Unternehmens abgeschlossen worden sind, werden nicht nach den Vorschriften des IAS 39 bilanziell erfasst. Marktübliche Käufe und Verkäufe (Kassakäufe/-verkäufe) von originären Finanzinstrumenten werden grundsätzlich am Erfüllungstag bilanziert. Derivative finanzielle Vermögenswerte werden zum Handelstag bilanziell erfasst. Derivative und originäre Finanzinstrumente werden dann bilanziell erfasst, wenn die EnBW Vertragspartei geworden ist. Für den Kauf und Verkauf von Brennstoffen erfolgt die Bezahlung in Euro, US-Dollar oder Pfund Sterling. Die Bewertung von Kontrahentenrisiken erfolgt unter Einbeziehung der Fristigkeit des jeweils aktuellen Wiederbeschaffungs- und Absatzrisikos. Darüber hinaus werden diese Risiken unter Berücksichtigung der aktuellen Ratings der Ratingagenturen Moody´s und Standard & Poor´s analysiert. Die Handelspartner, die über kein entsprechendes externes Rating verfügen, werden einem internen Ratingverfahren unterzogen. Das Kontrahentenrisiko basiert auf Wiederbeschaffungs- und Absatzrisiken, die sich aus den Marktwerten der jeweiligen Position mit dem einzelnen Handelspartner zum Stichtag ergeben. Die Ermittlung erfolgt unter Berücksichtigung der mit dem Handelspartner in Rahmenverträgen vereinbarten Netting-Möglichkeiten. Im Fall des Vorliegens einer Netting-Vereinbarung werden positive und negative Marktwerte je Handelspartner saldiert. Bei fehlendem Netting werden nur positive Marktwerte berücksichtigt. Das Nominalvolumen der im Folgenden dargestellten Derivate wird unsaldiert angegeben. Es stellt die Summe aller Kauf- und Verkaufsbeträge dar, die den Geschäften zugrunde liegen. Die Höhe des Nominalvolumens erlaubt Rückschlüsse auf den Umfang des Einsatzes von Derivaten. Sie gibt aber nicht das Risiko des Konzerns wieder, da den derivativen Geschäften Grundgeschäfte mit gegenläufigen Risiken gegenüberstehen. Für börsengehandelte Derivate werden Sicherheiten hinterlegt beziehungsweise haben wir Sicherheiten erhalten. scroll
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Derivate in Sicherungsbeziehung lassen sich wie folgt zu den kumulierten erfolgsneutralen Veränderungen (Cashflow Hedges) im Eigenkapital überleiten: scroll
Die Kaskadierungseffekte betreffen die bis zum Zeitpunkt der Kaskadierung kumulierte Marktwertveränderung der in Sicherungsbeziehung stehenden Futures. Im Rahmen der Kaskadierung werden Jahres- und Quartalsfutures nicht durch Barausgleich, sondern durch weitere Futures erfüllt. Die Veränderung der Bilanzwerte freistehender Derivate lässt sich wie folgt zur Gewinn- und Verlustrechnung überleiten: scroll
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Das Ergebnis in der Gewinn- und Verlustrechnung aus Derivaten setzt sich wie folgt zusammen: scroll
Das realisierte Ergebnis kehrt die bisherige Marktbewertung freistehender Derivate, die wirtschaftlich gesichert sind, zum Zeitpunkt der Realisierung des Derivats wieder um. Die gesicherten Grundgeschäfte werden durch die vorangegangene Marktbewertung der Derivate nicht zu dem mit dem Derivat abgesicherten Preis, sondern zum aktuellen Tageskurs (Spotpreis) durchgeführt. Zur Erhöhung der Transparenz weisen wir sowohl die Effekte aus der Marktbewertung als auch das realisierte Ergebnis aus. RisikomanagementsystemDie EnBW ist als Energieversorgungsunternehmen im Rahmen des operativen Geschäfts sowie bei Geldanlagen und Finanzierungsvorgängen finanzwirtschaftlichen Preisrisiken im Währungs-, Zins- und Commodity-Bereich ausgesetzt. Daneben bestehen Kredit- und Liquiditätsrisiken. Unternehmenspolitik ist es, diese Risiken durch ein systematisches Risikomanagement auszuschalten oder zu begrenzen. Wechselkursschwankungen zwischen dem Euro und anderen Währungen, Zinsschwankungen an den internationalen Geld- und Kapitalmärkten sowie Preisschwankungen an den Märkten für Strom, Kohle, Gas und Emissionsrechte stellen die wesentlichen Preisrisiken für die EnBW dar. Die Sicherungspolitik zur Eingrenzung dieser Risiken wird vom Vorstand vorgegeben und ist in konzerninternen Richtlinien dokumentiert. Sie sieht auch den Einsatz von Derivaten vor. Die zur Absicherung finanzwirtschaftlicher Risiken eingesetzten Derivate unterliegen den in der Richtlinie für das Risikomanagement festgelegten Beurteilungskriterien wie Value-at-Risk-Kennziffern und Positions- und Verlustlimiten. Die Funktionstrennung der Bereiche Handel, Abwicklung und Kontrolle bildet ein weiteres zentrales Element des Risikomanagements. Die entsprechenden Finanztransaktionen werden nur mit bonitätsmäßig erstklassigen Kontrahenten abgeschlossen. Eine Absicherung der Risikoposition durch geeignete Sicherungsinstrumente kann auch unter Bewahrung von Marktchancen erfolgen. Bei den aus den Finanzinstrumenten resultierenden Risiken sowie den entsprechenden Methoden zur Messung und Steuerung sind gegenüber dem Vorjahr keine nennenswerten Änderungen zu verzeichnen. Hinsichtlich weiterer Angaben zum Risikomanagementsystem der EnBW verweisen wir auf unsere Ausführungen im Risikobericht als Teil des Lageberichts. Kreditrisiko: Kreditrisiken entstehen für die EnBW durch Nichterfüllung vertraglicher Vereinbarungen durch den Kontrahenten. Die EnBW steuert ihre Kreditrisiken, indem grundsätzlich eine hohe Bonität von den Kontrahenten gefordert wird und das Kreditrisiko mit den Kontrahenten begrenzt wird. Die Ratings der Kontrahenten werden durch das Bonitätsmanagementsystem der EnBW fortlaufend überwacht. Commodity- und Energiegeschäfte werden grundsätzlich auf Basis von Rahmenverträgen, zum Beispiel EFET, ISDA oder IETA, abgeschlossen. Das Eingehen dieser Rahmenverträge setzt eine gründliche Bonitätsprüfung des Kontrahenten voraus. Nur bei begründetem Interesse des Unternehmens, zum Beispiel bei der Entwicklung neuer Märkte, können Ausnahmen von dieser Geschäftspolitik zugelassen werden. Gemessen an der Kundenstruktur sind die Forderungen gegenüber einzelnen Kontrahenten nicht so groß, dass sie eine wesentliche Risikokonzentration bedeuten würden. Finanzanlagegeschäfte werden nur mit Kontrahenten abgeschlossen, die und deren Anlagengrenzen in der Treasury-Richtlinie definiert sind. Eine Einhaltung dieser Richtlinie wird durch das Interne Kontrollsystem (IKS) fortlaufend überwacht. Das maximale Ausfallrisiko finanzieller Vermögenswerte (einschließlich Derivate mit positivem Marktwert) entspricht den in der Bilanz angesetzten Buchwerten. Zum Bilanzstichtag 31. Dezember 2011 beträgt das maximale Ausfallrisiko 15.180,9 Mio. € (Vorjahr: 14.112,6 Mio. €). Liquiditätsrisiko: Liquiditätsrisiken entstehen für die EnBW durch die Verpflichtung, Verbindlichkeiten vollständig und rechtzeitig zu tilgen. Aufgabe des Cash- und Liquiditätsmanagements der EnBW ist es, jederzeit die Zahlungsfähigkeit des Unternehmens sicherzustellen. Im Cashmanagement werden alle Zahlungsmittelbedarfe und -überschüsse zentral ermittelt. Durch die Saldierung der Zahlungsmittelbedarfe und -überschüsse wird die Anzahl der Bankgeschäfte auf ein Minimum reduziert. Das Netting erfolgt durch ein Cashpooling-Verfahren. Das Cashmanagement hat zur Steuerung der Bankkonten und internen Verrechnungskonten sowie zur Durchführung automatisierter Zahlungsvorgänge standardisierte Prozesse und Systeme implementiert. Zur Liquiditätssteuerung wird konzernzentral ein auf Cashflows basierender Finanzplan erstellt. Der entstehende Finanzierungsbedarf wird mittels geeigneter Instrumente im Rahmen der Liquiditätssteuerung gedeckt. Neben der täglich verfügbaren Liquidität unterhält die EnBW auch weitere Liquiditätsreserven in Höhe von 2,4 Mrd. € (Vorjahr: 2,8 Mrd. €), die kurzfristig verfügbar sind. Die Höhe der Liquiditätsreserven richtet sich nach der strategischen Liquiditätsplanung unter Berücksichtigung festgelegter Worst-Case-Parameter. Bei der Liquiditätsreserve handelt es sich um zugesagte syndizierte und freie Kreditlinien mit unterschiedlichen Fristigkeiten. Durch die vorhandene Liquidität sowie die bestehenden Kreditlinien sieht sich die EnBW keiner Risikokonzentration ausgesetzt. Weitere Erläuterungen zu den Finanzverbindlichkeiten sind der Anhangangabe (24) „Verbindlichkeiten und Zuschüsse“ zu entnehmen. In den folgenden Tabellen werden die künftigen undiskontierten Cashflows finanzieller Verbindlichkeiten und derivativer Finanzinstrumente aufgezeigt, die eine Auswirkung auf den künftigen Liquiditätsstatus des EnBW-Konzerns haben. In die Betrachtung einbezogen werden alle zum Bilanzstichtag 31. Dezember 2011 bestehenden und in der Bilanz ausgewiesenen vertraglichen Verpflichtungen. Bei den emittierten Fremdkapitalinstrumenten sowie bei den Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten werden Zins- und Tilgungszahlungen berücksichtigt. Den Zinszahlungen festverzinslicher Finanzinstrumente liegt der vertraglich vereinbarte Zinssatz zugrunde. Bei variabel verzinslichen Finanzinstrumenten werden die zuletzt vor dem 31. Dezember 2011 fixierten Zinssätze herangezogen. In Fremdwährung lautende Finanzinstrumente werden mit dem jeweiligen Kassakurs zum 31. Dezember 2011 umgerechnet. Bei den Derivaten werden grundsätzlich Derivate mit positivem und negativem Marktwert berücksichtigt, sofern sie zu einem Nettomittelabfluss führen. Der Ermittlung der undiskontierten Cashflows liegen folgende Bedingungen zugrunde: > Swapgeschäfte finden in der Liquiditätsanalyse nur Berücksichtigung, sofern sie zu einem Nettomittelabfluss führen. > Devisentermingeschäfte werden berücksichtigt, sofern sie einen Mittelabfluss verursachen. > Bei den Forward-Geschäften werden alle Käufe berücksichtigt. Die künftigen Cashflows ergeben sich jeweils aus der mit dem Vertragspreis bewerteten Menge. > Future-Geschäfte sind in die Liquiditätsanalyse nicht einbezogen, da sie durch die tägliche Ausgleichszahlung (Variation Margin) glattgestellt werden und somit kein Liquiditätsrisiko besteht. scroll
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Der Anstieg bei den derivativen finanziellen Vermögenswerten und Verbindlichkeiten im Vergleich zum Vorjahr ist im Wesentlichen auf ein höheres Volumen an Terminkäufen von Gas zurückzuführen. Das im Zuge dessen ebenfalls größere Volumen der Verkäufe wird hier nicht berücksichtigt; stattdessen ist nur die einseitige Sicht auf alle einen Mittelabfluss verursachenden Derivate dargestellt. Auch die im Rahmen unserer Risikomanagementaktivitäten mit zahlreichen Handelspartnern abgeschlossenen Netting Agreements werden hier außen vor gelassen, sodass sich das tatsächliche Liquiditätsrisiko der EnBW aus Derivaten nicht unmittelbar erschließt. MarktpreisrisikenMarktpreisrisiken können sich aus Währungs- und Zinsrisiken sowie aus Commodity- und sonstigen Preisrisiken für Aktien, Aktienfonds und zinstragende Wertpapiere ergeben. Die EnBW ist durch die Beschaffung und Preisabsicherung des Brennstoffbedarfs sowie durch Gas- und Ölhandelsgeschäfte Fremdwährungsrisiken ausgesetzt. Darüber hinaus bestehen für die EnBW Währungsrisiken aus in Fremdwährung lautenden Verbindlichkeiten. Das Währungsrisiko wird anhand fortlaufend überprüfter Devisenkurserwartungen mit geeigneten standardisierten Finanzinstrumenten, im Berichtsjahr insbesondere über Devisentermingeschäfte, abgesichert. Die Sicherung von Wechselkursrisiken erfolgt zentral. Währungsrisiken bestehen für die EnBW im Wesentlichen in US-Dollar und in Schweizer Franken. Das bei ausländischen Konzerngesellschaften außerhalb der Eurozone gebundene Nettovermögen sowie die Umrechnungsrisiken (Translationsrisiken) werden nur in Einzelfällen gegen Wechselkursschwankungen gesichert. Nachfolgend werden die Auswirkungen von Wechselkursänderungen auf das Jahresergebnis und das Eigenkapital analysiert. Die Analyse wurde unter der Annahme durchgeführt, dass sich alle anderen Parameter, zum Beispiel Zinsen, nicht verändern. Es wurden Finanzinstrumente in die Analyse einbezogen, deren Wechselkursrisiko das Eigenkapital beziehungsweise das Jahresergebnis verändern könnte. Im Wesentlichen sind das Sicherungsinstrumente aus Cashflow Hedges und aus Hedges von Nettoinvestitionen in ausländische Geschäftsbetriebe, freistehende Derivate sowie Forderungen und Verbindlichkeiten, die in Fremdwährung denominiert sind. Eine Aufwertung (Abwertung) des Euro um 10 % gegenüber sämtlichen Währungen zum Stichtag 31. Dezember 2011 würde das Jahresergebnis um 60,0 Mio. € (Vorjahr: 15,1 Mio. €) verschlechtern (verbessern). Die hypothetische Ergebnisveränderung ergibt sich aus der Währungssensitivität Euro/US-Dollar (60,0 Mio. €; Vorjahr: 15,1 Mio. €). Das Eigenkapital würde sich bei einer Aufwertung (Abwertung) um 10 % zum Stichtag 31. Dezember 2011 um 92,5 Mio. € (Vorjahr: 120,5 Mio. €) verringern (erhöhen). Die hypothetische Eigenkapitalveränderung ergibt sich aus den Währungssensitivitäten Euro/US-Dollar (125,5 Mio. €; Vorjahr: 152,5 Mio. €) und Euro/Schweizer Franken (-33,0 Mio. €; Vorjahr: -32,0 Mio. €). Die EnBW benutzt eine Vielzahl zinssensitiver Finanzinstrumente, um den Erfordernissen der operativen und strategischen Liquiditätssteuerung gerecht zu werden. Zinsrisiken ergeben sich hieraus nur aus variabel verzinslichen Instrumenten. Zinsbedingte Marktwertänderungen zinstragender Wertpapiere der Bewertungskategorie „zur Veräußerung verfügbar“ werden bei den sonstigen Preisrisiken für Aktien, Aktienfonds und zinstragende Wertpapiere dargestellt. Zinsrisiken bestehen auf der Aktivseite aus Bankguthaben und auf der Passivseite aus variabel verzinslichen Bankverbindlichkeiten. Daneben bestehen Zinsrisiken aus Derivaten in Form von Swapgeschäften. Zinsrisiken bestehen für die EnBW hauptsächlich in der Eurozone. Nachfolgend werden die Auswirkungen von Zinssatzänderungen auf das Jahresergebnis und das Eigenkapital analysiert. Die Analyse wurde unter der Annahme durchgeführt, dass sich alle anderen Parameter, zum Beispiel Wechselkurse, nicht verändern. Es wurden nur Finanzinstrumente in die Analyse einbezogen, deren Zinsänderungsrisiko das Eigenkapital beziehungsweise das Jahresergebnis verändern könnte. Für die Analyse wird der Mittelwert aus den letzten zehn Jahren der Veränderung der Umlaufrendite herangezogen. Eine Erhöhung (Verringerung) des Zinsniveaus im Euroraum zum Stichtag 31. Dezember 2011 um 60 Basispunkte (Vorjahr: 50 Basispunkte) bezogen auf das Nominalvolumen würde das Jahresergebnis insgesamt um 7,0 Mio. € (Vorjahr: 5,7 Mio. €) verschlechtern (erhöhen). Die hypothetische Ergebnisveränderung setzt sich aus potenziellen Effekten aus Zinsderivaten in Höhe von 7,8 Mio. € (Vorjahr: 6,4 Mio. €), variabel verzinslichen Bankguthaben in Höhe von -5,5 Mio. € (Vorjahr: -3,9 Mio. €) sowie originären variabel verzinslichen Finanzschulden in Höhe von 4,7 Mio. € (Vorjahr: 3,2 Mio. €) zusammen. Im Rahmen unserer Energiehandelstätigkeit werden in der EnBW Energiehandelskontrakte für Zwecke des Preisrisikomanagements, der Kraftwerksoptimierung, der Lastglättung und der Margenoptimierung abgeschlossen. Eigenhandel ist nur innerhalb enger, klar definierter Limite erlaubt. Die Preisänderungsrisiken resultieren im Wesentlichen aus der Beschaffung und Veräußerung von Strom, der Beschaffung der Brennstoffe Kohle, Gas und Öl sowie der Beschaffung von Emissionsrechten. Darüber hinaus entstehen Preisrisiken für die EnBW durch das Eingehen spekulativer Positionen im Eigenhandel. Die Preisrisiken werden anhand fortlaufend überprüfter Marktpreiserwartungen mit geeigneten Finanzinstrumenten abgesichert. Im Berichtsjahr wurden als Sicherungsinstrumente Forwards, Futures, Swaps und Optionen eingesetzt. Nachfolgend wird die Sensitivität der Bewertung von Derivaten auf Strom, Kohle, Öl, Gas und Emissionsrechte analysiert. Die Analyse wurde unter der Annahme durchgeführt, dass alle anderen Parameter sich nicht verändern. Es wurden nur Derivate in die Analyse einbezogen, deren Marktwertschwankungen das Eigenkapital beziehungsweise das Jahresergebnis beeinflussen. Hierbei handelt es sich um Derivate, die als freistehende Derivate bilanziert werden, sowie um Derivate, die als Sicherungsinstrumente im Rahmen von Cashflow Hedges eingesetzt wurden. Nicht in die Betrachtung einbezogen sind Derivate, die für Zwecke des Empfangs oder der Lieferung nicht finanzieller Posten gemäß dem erwarteten Einkaufs-, Verkaufs- oder Nutzungsbedarf des Unternehmens bestimmt sind (Own Use) und damit nicht nach IAS 39 zu bilanzieren sind. Ebenso sind unsere Erzeugungs- und Vertriebspositionen in die Analyse nicht mit einbezogen. Daher entsprechen die nachfolgend dargestellten Sensitivitäten nicht den tatsächlichen ökonomischen Risiken des EnBW-Konzerns und dienen lediglich der Erfüllung der Angabenvorschriften des IFRS 7. Eine Erhöhung (Verringerung) des Marktpreises für Strom um 15 % (Vorjahr: 15 %) zum Stichtag 31. Dezember 2011 würde das Jahresergebnis um 213,3 Mio. € (Vorjahr: 205,5 Mio. €) verschlechtern (verbessern). Das Eigenkapital würde sich bei einer Reduktion (einem Anstieg) des Marktpreises um 15 % (Vorjahr: 15 %) zum Stichtag 31. Dezember 2011 um 92,7 Mio. € (Vorjahr: 196,5 Mio. €) verringern (erhöhen). Eine Verringerung (Erhöhung) des Marktpreises für Kohle um 15 % (Vorjahr: 20 %) zum Stichtag 31. Dezember 2011 würde das Jahresergebnis um 112,5 Mio. € (Vorjahr: 33,8 Mio. €) verschlechtern (verbessern). Das Eigenkapital würde sich bei einer Reduktion (einem Anstieg) des Marktpreises um 15 % (Vorjahr: 20 %) zum Stichtag 31. Dezember 2011 um 279,0 Mio. € (Vorjahr: 388,1 Mio. €) verringern (erhöhen). Eine Verringerung (Erhöhung) des Marktpreises für Öl um 25 % (Vorjahr: 25 %) zum Stichtag 31. Dezember 2011 würde das Jahresergebnis um 47,6 Mio. € (Vorjahr: 14,1 Mio. €) verschlechtern (verbessern). Eine Erhöhung (Verringerung) des Marktpreises für Gas um 15 % (Vorjahr: 30 %) zum Stichtag 31. Dezember 2011 würde das Jahresergebnis um 21,7 Mio. € verschlechtern (verbessern). Im Vorjahr hätte eine Verringerung (Erhöhung) zu einer Verschlechterung (Verbesserung) des Jahresergebnisses um 21,0 Mio. € geführt. Eine Verringerung (Erhöhung) des Marktpreises für Emissionsrechte um 35 % (Vorjahr: 25 %) zum Stichtag 31. Dezember 2011 würde das Jahresergebnis um 50,6 Mio. € (Vorjahr: 0,6 Mio. €) verschlechtern (verbessern). Das Eigenkapital würde sich bei einer Reduktion (einem Anstieg) des Marktpreises um 35 % (Vorjahr: 25 %) zum Stichtag 31. Dezember 2011 um 5,4 Mio. € (Vorjahr: 0,0 Mio. €) verringern (erhöhen). Die EnBW besitzt Anlagen in Aktien und Aktienfonds und in festverzinslichen Wertpapieren, aus denen Preisänderungsrisiken für das Unternehmen resultieren. Bei der Auswahl der Wertpapiere achtet das Unternehmen auf eine hohe Marktgängigkeit sowie auf eine gute Bonität. Zum Stichtag 31. Dezember 2011 waren Aktien, Aktienfonds sowie festverzinsliche Wertpapiere in Höhe von 4.557,2 Mio. € (Vorjahr: 5.024,9 Mio. €) dem Marktpreisrisiko ausgesetzt. Nachfolgend werden die Auswirkungen von Preisänderungsrisiken aus Aktien und Aktienfonds sowie zinstragenden Wertpapieren auf das Jahresergebnis und das Eigenkapital analysiert. Die Analyse wurde unter der Annahme durchgeführt, dass sich alle anderen Parameter, zum Beispiel die Währung, nicht verändern. Es wurden Finanzinstrumente in die Analyse einbezogen, deren Preisänderungsrisiko das Eigenkapital beziehungsweise das Jahresergebnis verändern könnte. Die Analyse des Marktpreisrisikos von Aktien und Aktienfonds wurde anhand der historischen Volatilität durchgeführt. Als realistisches Szenario wurde eine Standardabweichung unterstellt. Das Marktpreisrisiko festverzinslicher Wertpapiere wurde mithilfe der Modified Duration ermittelt. Unter Berücksichtigung der angenommenen Änderungen der Zinssätze (siehe Zinsrisiko) bezogen auf den beizulegenden Zeitwert der festverzinslichen Wertpapiere wird das Ergebnis in absoluten Geldbeträgen ermittelt. Die der Sensitivitätsanalyse unterliegenden Prämissen betragen für Aktien und Aktienfonds 17 % (Vorjahr: 18 %) und für zinstragende Wertpapiere 3 % (Vorjahr: 2 %). Beim gegebenen Risikoszenario würde sich das Jahresergebnis um 14,0 Mio. € (Vorjahr: 15,6 Mio. €) erhöhen (verringern). Die hypothetische Ergebnisveränderung resultiert im aktuellen Geschäftsjahr im Wesentlichen aus festverzinslichen Wertpapieren. Im Vorjahr hätte sich diese Ergebnisveränderung im Wesentlichen aus Aktien und festverzinslichen Wertpapieren ergeben. Beim gegebenen Risikoszenario würde sich das Eigenkapital um 336,2 Mio. € (Vorjahr: 416,7 Mio. €) erhöhen (verringern). Von der hypothetischen Ergebnisveränderung entfallen 259,0 Mio. € (Vorjahr: 364,4 Mio. €) auf Aktien und Aktienfonds und 77,2 Mio. € (Vorjahr: 52,3 Mio. €) auf festverzinsliche Wertpapiere. (28) Eventualverbindlichkeiten und sonstige finanzielle VerpflichtungenDie Angaben zu den Eventualverbindlichkeiten und sonstigen finanziellen Verpflichtungen erfolgen zu Nominalwerten. EventualverbindlichkeitenFür die Risiken aus nuklearen Schäden haben die deutschen Kernkraftwerksbetreiber nach Inkrafttreten des novellierten Atomgesetzes (AtG) und der novellierten Atomrechtlichen Deckungsvorsorge-Verordnung (AtDeckV) vom 27. April 2002 bis zu einem Maximalbetrag von 2,5 Mrd. € je Schadensfall Deckungsvorsorge nachzuweisen. Von dieser Vorsorge sind 255,6 Mio. € über eine einheitliche Haftpflichtversicherung abgedeckt. Die Nuklear Haftpflicht GbR erfasst nur noch die solidarische Absicherung in Bezug auf Ansprüche in Zusammenhang mit behördlich angeordneten Evakuierungsmaßnahmen im Bereich zwischen 0,5 Mio. € und 15 Mio. €. Konzernunternehmen haben sich entsprechend ihrer Anteile an Kernkraftwerken verpflichtet, deren Betriebsgesellschaften liquiditätsmäßig so zu stellen, dass diese ihren Verpflichtungen aus ihrer Zugehörigkeit zur Nuklear Haftpflicht GbR jederzeit nachkommen können. Zur Erfüllung der anschließenden Deckungsvorsorge in Höhe von 2.244,4 Mio. € je Schadensfall haben die EnBW Energie Baden-Württemberg AG und die übrigen Obergesellschaften der deutschen Kernkraftwerksbetreiber mit Vertrag vom 11. Juli, 27. Juli, 21. August und 28. August 2001, verlängert mit Vereinbarung vom 25. März, 18. April, 28. April und 01. Juni 2011, vereinbart, den haftenden Kernkraftwerksbetreiber im Schadensfall – nach Ausschöpfung dessen eigener Möglichkeiten und der seiner Muttergesellschaften – finanziell so auszustatten, dass dieser seinen Zahlungsverpflichtungen nachkommen kann (Solidarvereinbarung). Vertragsgemäß beträgt der auf die EnBW Energie Baden-Württemberg AG entfallende Anteil bezüglich Haftung, zuzüglich 5 % für Schadensabwicklungskosten, 24,921 % zum 31. Dezember 2011 und ab 1. Januar 2012 unverändert 24,921 %. Ausreichende Liquiditätsvorsorge besteht und ist im Liquiditätsplan berücksichtigt. Darüber hinaus bestehen im EnBW-Konzern noch folgende sonstige Eventualverbindlichkeiten: scroll
In den Bürgschaften und Sicherheiten, Bürgschaften für fremde Leistungen und in den Eventualverbindlichkeiten aus schwebenden Rechtsstreitigkeiten sind 7,0 Mio. € (Vorjahr: 4,4 Mio. €) aus Gemeinschaftsunternehmen enthalten. Für die schwebenden Rechtsstreitigkeiten wurden aufgrund geringer Erfolgsaussichten der Gegenseite keine Rückstellungen gebildet. Darüber hinaus sind gegen die EnBW verschiedene Prozesse, behördliche Untersuchungen oder Verfahren sowie andere Ansprüche anhängig, deren Erfolg allerdings als sehr unwahrscheinlich erachtet wird und die daher nicht unter den Eventualverbindlichkeiten ausgewiesen werden. Sonstige finanzielle VerpflichtungenIm EnBW-Konzern bestehen langfristige Verpflichtungen für den Bezug von Erdgas, Kohle und anderen fossilen Brennstoffen sowie Strom. Weiterhin bestehen Verpflichtungen aus langfristigen Uranbezugs-, Konversions-, Anreicherungs-, Fertigungs- und Entsorgungsverträgen. Im Geschäftsfeld Energie- und Umweltdienstleistungen bestehen außerdem langfristige Verpflichtungen aus Entsorgungsverträgen. Das Gesamtvolumen dieser Verpflichtungen beläuft sich auf 18,5 Mrd. € (Vorjahr: 17,0 Mrd. €). Die Steigerung ist im Wesentlichen auf die gestiegenen Rohstoffpreise zurückzuführen. Die übrigen sonstigen finanziellen Verpflichtungen setzen sich wie folgt zusammen: scroll
1 In den finanziellen Verpflichtungen aus Unternehmenserwerben < 1 Jahr sind Beteiligungen, die als Finanzinvestitionen gehalten werden, in Höhe von 123,6 Mio. € (Vorjahr: 81,9 Mio. €) enthalten. In den übrigen sonstigen finanziellen Verpflichtungen sind Verpflichtungen aus Gemeinschaftsunternehmen und zum Erwerb von Gemeinschaftsunternehmen in Höhe von 71,7 Mio. € (Vorjahr: 111,9 Mio. €) enthalten, wovon auf zukünftige Unternehmenserwerbe 59,6 Mio. € (Vorjahr: 59,6 Mio. €) und auf die übrigen sonstigen finanziellen Verpflichtungen 12,1 Mio. € (Vorjahr: 52,3 Mio. €) entfallen. (29) Honorare des AbschlussprüfersDie als Aufwand erfassten Honorare des Konzernabschlussprüfers KPMG AG Wirtschaftsprüfungsgesellschaft setzen sich wie folgt zusammen: scroll
(30) Inanspruchnahme von § 264 Abs. 3 HGB beziehungsweise § 264b HGBDie folgenden inländischen Tochtergesellschaften haben im Geschäftsjahr 2011 gemäß § 264 Abs. 3 HGB beziehungsweise § 264b HGB von der Möglichkeit zur Befreiung von den Offenlegungspflichten nach den §§ 325 bis 329 HGB Gebrauch gemacht: Offenlegungserleichterungen nach § 264 Abs. 3 HGB> EnBW Akademie Gesellschaft für Personal- und Managemententwicklung mbH, Stuttgart > EnBW Biogas GmbH, Stuttgart > EnBW Energy Solutions GmbH, Stuttgart > EnBW EnergyWatchers GmbH, Stuttgart > EnBW EnHol Beteiligungsgesellschaft mbH, Karlsruhe > EnBW Erneuerbare Energien GmbH, Stuttgart > EnBW Etzel Speicher GmbH, Karlsruhe > EnBW Gas GmbH, Stuttgart > EnBW Gas Midstream GmbH, Stuttgart > EnBW Gasnetz GmbH, Stuttgart > EnBW Kernkraft GmbH, Obrigheim > EnBW Kommunale Beteiligungen GmbH, Stuttgart > EnBW Kraftwerk Lippendorf Beteiligungsgesellschaft mbH, Stuttgart > EnBW Kraftwerke AG, Stuttgart > EnBW Offshore Service GmbH, Klausdorf-Barhöft > EnBW Operations GmbH, Karlsruhe > EnBW Propower GmbH, Eisenhüttenstadt (vormals PROPOWER GmbH, Eisenhüttenstadt) > EnBW REG Beteiligungsgesellschaft mbH, Stuttgart > EnBW Regional AG, Stuttgart > EnBW Solar GmbH, Stuttgart > EnBW Systeme Infrastruktur Support GmbH, Karlsruhe > EnBW Technische Dienste und kaufmännische Leistungen GmbH, Karlsruhe > EnBW Trading GmbH, Karlsruhe > EnBW Transportnetze AG, Stuttgart > EnBW Vertrieb GmbH, Stuttgart > EnBW Windpark Alt Zeschdorf GmbH, Cuxhaven > EnBW Windpark Buchholz GmbH, Cuxhaven > EnBW Windpark Schwienau II GmbH, Cuxhaven > Kernkraftwerk Obrigheim GmbH, Obrigheim > MSE Mobile Schlammentwässerungs GmbH, Karlsbad-Ittersbach > NaturEnergie+ Deutschland GmbH, Rheinfelden > Neckarwerke Stuttgart GmbH, Stuttgart > NWS Energiehandel GmbH, Stuttgart > NWS REG Beteiligungsgesellschaft mbH, Stuttgart > Teweratio GmbH, Stuttgart > TPLUS GmbH, Karlsruhe (vormals T-plus GmbH, Karlsruhe) > TWS Kernkraft GmbH, Gemmrigheim > U-plus Umweltservice AG, Karlsruhe > Watt Deutschland GmbH, Frankfurt am Main > Watt Synergia GmbH, Frankfurt am Main > Yello Strom GmbH, Köln Offenlegungserleichterungen nach § 264b HGB> EnBW City GmbH & Co. KG, Stuttgart > EVGA Grundstücks- und Gebäudemanagement GmbH & Co. KG, Obrigheim > Facilma Grundbesitzmanagement und -service GmbH & Co. Besitz KG, Obrigheim > KMS Kraftwerke Grundbesitzmanagement und -service GmbH & Co. KG, Karlsruhe > NWS Grundstücksmanagement GmbH & Co. KG, Obrigheim > Salamander Marken GmbH & Co. KG, Karlsruhe (vormals Salamander Marken GmbH & Co. KG, Kornwestheim) (31) Entsprechenserklärung zum Deutschen Corporate Governance KodexVorstand und Aufsichtsrat der EnBW Energie Baden-Württemberg AG haben die nach § 161 AktG vorgeschriebene Entsprechenserklärung zum Deutschen Corporate Governance Kodex am 8. Dezember 2011 abgegeben und den Aktionären im Internet unter www.enbw.com/entsprechenserklaerung dauerhaft zugänglich gemacht. Die Entsprechenserklärung der börsennotierten Tochtergesellschaft ZEAG Energie AG ist im Internet unter www.zeag-energie.de abrufbar. (32) Aktiengeschäfte und Aktienbesitz von Personen mit FührungsaufgabenDer Gesellschaft sind im Geschäftsjahr 2011 keine Meldungen über Geschäfte mit EnBW-Aktien oder sich darauf beziehenden Finanzinstrumenten von Personen mit Führungsaufgaben oder mit ihnen in einer engen Beziehung stehenden Personen nach § 15a Wertpapierhandelsgesetz zugegangen. Der Gesamtbesitz aller Vorstands- und Aufsichtsratsmitglieder an EnBW-Aktien beträgt weniger als 1 % der von der Gesellschaft ausgegebenen Aktien. (33) Angaben zur Cashflow-RechnungIn der Cashflow-Rechnung sind die Zahlungsströme nach Geschäfts-, Investitions- und Finanzierungstätigkeit gegliedert. Als Saldo ergibt sich die zahlungswirksame Veränderung der flüssigen Mittel im Geschäftsjahr 2011 in Höhe von 898,8 Mio. € (Vorjahr: 287,1 Mio. €). Die flüssigen Mittel beinhalten fast ausschließlich Guthaben bei Kreditinstituten, die überwiegend als Termin- und Tagesgeld angelegt sind. Im Geschäftsjahr 2011 ergab sich ein Operating Cashflow in Höhe von 1.740,1 Mio. € (Vorjahr: 2.560,9 Mio. €). Die sonstigen zahlungsunwirksamen Aufwendungen und Erträge stellen sich wie folgt dar: scroll
Im Geschäftsjahr 2011 wurden 71,0 Mio. € (Vorjahr: 45,5 Mio. €) an fremde Gesellschafter von Konzernunternehmen ausgeschüttet. Die in bar entrichteten Kaufpreise für den Erwerb von voll- und quotenkonsolidierten sowie at equity bewerteten Unternehmen betrugen im Berichtsjahr insgesamt 85,5 Mio. € (Vorjahr: 643,1 Mio. €). Mit dem Erwerb von Anteilen wurden im Berichtsjahr keine flüssigen Mittel übernommen (Vorjahr: 12,1 Mio. €). Die Auszahlungen in der Berichtsperiode entfielen mit 83,9 Mio. € vor allem auf eine nachträgliche Kaufpreiszahlung im Rahmen des Anteilserwerbs an der EWE Aktiengesellschaft. Im Vorjahr resultierten die Auszahlungen aus dem Erwerb der Gesellschaft für die Beteiligung am Kraftwerk Rostock mbH sowie von Onshore-Windparks. Diese wurden in Form von flüssigen Mitteln erbracht. Die bei der Anteilserhöhung an der Pražská energetika, a.s. (PRE) übertragene Gegenleistung enthielt Anteile an der Pražská teplárenská a.s. (PT) und eine Barkomponente in Höhe von 305,1 Mio. €. Die Verkaufspreise aus der Veräußerung von voll- und quotenkonsolidierten und at equity bewerteten Unternehmen betragen 6,3 Mio. € (Vorjahr: 843,9 Mio. €). Mit dem Verkauf von voll- und quotenkonsolidierten und at equity bewerteten Unternehmen wurden im Berichtsjahr keine flüssigen Mittel abgegeben (Vorjahr: 25,5 Mio. €). Im Vorjahr reduzierten sich darüber hinaus die flüssigen Mittel durch den Abgang der PT um 37,5 Mio. €. Im Berichtsjahr resultieren die Einzahlungen im Wesentlichen aus einer Kapitalherabsetzung bei dem Unternehmen Bayerische-Schwäbische Wasserkraftwerke Beteiligungsgesellschaft mbH. Im Geschäftsjahr 2010 waren die Einzahlungen im Wesentlichen durch den Verkauf der GESO Beteiligungs- und Beratungs-AG (GESO) und ihrer Tochterunternehmen verursacht. Der Erlös aus dem Verkauf betrug 834,4 Mio. € und beinhaltet eine Ablösung von Konzerndarlehen in Höhe von 220,6 Mio. €. Durch den Erwerb von Gesellschaften, über die die Beherrschung erlangt wurde, wurden im Vorjahr folgende Vermögenswerte ohne flüssige Mittel und Schulden übernommen: scroll
1 Vorjahreszahlen angepasst. Die durch die Veräußerung von Gesellschaften, über die die Beherrschung verloren wurde, abgegebenen Vermögenswerte ohne flüssige Mittel und Schulden betrafen im Jahr 2010 die GESO und ihre Tochtergesellschaften und werden im Anhang unter den Veräußerungen von Unternehmen 2010 dargestellt. Für weitere Erläuterungen zur Cashflow-Rechnung verweisen wir auf die Ausführungen im Lagebericht zur Finanzlage des EnBW-Konzerns. Funds from Operations (FFO)Im Berichtsjahr verringerte sich der Funds from Operations (FFO) vor Steuern und Finanzierung um 646,9 Mio. € auf 2.185,1 Mio. € (Vorjahr angepasst: 2.832,0 Mio. €). Ursache hierfür ist im Wesentlichen die gesunkene Ertragskraft im Konzern. Der FFO nach Steuern und Finanzierung sank ebenfalls um 364,9 Mio. € auf 2.182,0 Mio. € (Vorjahr angepasst: 2.546,9 Mio. €). scroll
1 Vorjahreszahlen angepasst. Gesamtbetrag der in der Periode gezahlten Zinsen scroll
(34) Zusätzliche Angaben zum KapitalmanagementDas Kapitalmanagement der EnBW erstreckt sich sowohl auf die Steuerung auf der Passivseite als auch auf das Management des Finanzanlagevermögens. Das Finanzanlagevermögen umfasst die langfristigen Wertpapiere und Ausleihungen sowie die kurzfristigen finanziellen Vermögenswerte und flüssigen Mittel. Das Kapitalmanagement auf der Passivseite umfasst die Finanzverbindlichkeiten sowie die Pensions- und Kernenergierückstellungen. Grundlage für alle Überlegungen zum langfristig orientierten Kapitalmanagement der EnBW ist eine kapitalmarkttheoretische Analyse zur Bestimmung der optimalen Kapitalstruktur. Für die Betrachtung werden Fremd- und Eigenkapital berücksichtigt. Die Optimierung der Kapitalstruktur ist auf die Minimierung der Gesamtkapitalkosten ausgerichtet, wobei jedoch eine Prämie für die Beibehaltung der finanziellen Flexibilität berücksichtigt wird. Die optimale Kapitalstruktur impliziert ein Ratingziel im A-Bereich für die EnBW. Diese Analyse wird laufend durchgeführt beziehungsweise fortgeschrieben. Ausgehend von der Mittelfristplanung analysiert die EnBW den finanziellen Handlungsspielraum (Headroom) für ein gegebenes Ratingziel. Damit wird der Rahmen für die strategischen Handlungsoptionen gesetzt. Der Vorstand befasst sich mit diesem Thema mindestens einmal jährlich. Akquisitionen und Desinvestitionen sind der wesentliche Einflussfaktor auf den finanziellen Handlungsspielraum des Unternehmens. Die erwarteten und durchgeführten Akquisitionen und Desinvestitionen werden regelmäßig überprüft und dem ermittelten Headroom gegenübergestellt. Die kurzfristige Liquiditätssteuerung für die EnBW erfolgt derzeit mit einem rollierenden Planungshorizont von drei Monaten. Darüber hinaus hat die EnBW Instrumente im Einsatz, die Prognosen über den Liquiditätsbedarf über einen mittelfristigen Zeitraum hinaus zulassen. Kapitalmanagement bei der EnBW umfasst auch die bewusste Steuerung der Finanzaktiva basierend auf den Gutachten zu Pensionsrückstellungen sowie den Gutachten zu Nuklearrückstellungen. Die EnBW ermittelt in einem cashfloworientierten Modell die sich in den nächsten 30 Jahren ergebenden Effekte. Dieses Modell ist Grundlage für die Steuerung der Finanzanlagen. Es lässt die Simulation von verschiedenen Rendite- und Zuführungsalternativen zu. Die EnBW steuert die Finanzanlagen so, dass die Pensions- und Nuklearverpflichtungen voraussichtlich bis zum Jahr 2032 gedeckt sind. (35) Segmentberichterstattungscroll
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1 Vorjahreszahlen angepasst. Eine der wesentlichen internen Steuerungsgrößen ist das Adjusted EBIT. Das Adjusted EBIT ist eine um neutrale Ergebniseffekte bereinigte Ergebnisgröße, die die Entwicklung der operativen Ertragslage zutreffend wiedergibt. Im Lagebericht wird die Entwicklung der Geschäftsfelder anhand des Adjusted EBIT erläutert. Das Adjusted EBIT lässt sich folgendermaßen auf das Ergebnis vor Ertragsteuern (EBT) überleiten: scroll
1 Vorjahreszahlen angepasst. Die Segmentberichterstattung orientiert sich an der internen Berichterstattung. Das Geschäftsfeld Strom Erzeugung und Handel umfasst die Wertschöpfungsstufen Erzeugung sowie Handel und Beschaffung. Das Geschäftsfeld Strom Netz und Vertrieb umfasst die Wertschöpfungsstufen Transport, Verteilung sowie Vertrieb. Im Geschäftsfeld Gas sind die Bereiche Ferngasstufe (Midstream) mit Importverträgen und -infrastruktur, Speicherung, Handel, Portfoliosteuerung sowie die Verteilstufe (Downstream) mit Transport, Verteilung und Vertrieb enthalten. Das Geschäftsfeld Energie- und Umweltdienstleistungen besteht aus den Bereichen Thermische Entsorgung, Nichtthermische Entsorgung, Wasser sowie Sonstige Dienstleistungen mit Contractingleistungen. Vermögenswerte, Schulden, Erträge und Aufwendungen, die auf die EnBW AG entfallen, unsere Beteiligung an der EWE Aktiengesellschaft und der EVN AG sowie andere, nicht den gesondert dargestellten Segmenten zuordenbare Tätigkeiten werden zusammen mit den Eliminierungen zwischen den Segmenten in der Spalte Holding/Konsolidierung ausgewiesen. Die direkt zuordenbaren Kosten der EnBW AG werden anhand von Schlüsseln auf die einzelnen Geschäftsfelder verrechnet. Die Segmentdaten wurden in Übereinstimmung mit den Ansatz- und Bewertungsmethoden im Konzernabschluss ermittelt. Die Innenumsätze geben die Höhe der Umsätze zwischen den Konzerngesellschaften an. Die Umsätze zwischen den Segmenten wurden zu Marktpreisen getätigt. Die wesentlichen zahlungsunwirksamen Posten beinhalten insbesondere Aufwendungen aus der Zuführung von Rückstellungen sowie Erträge aus der Auflösung von Baukostenzuschüssen. Das Capital Employed, das wir als Segmentvermögen ansetzen, beinhaltet sämtliche Vermögenswerte des operativen Geschäfts. Unverzinsliches Fremdkapital – zum Beispiel Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen – wird hiervon abgezogen. Das Capital Employed berechnet sich wie folgt: scroll
1 Vorjahreszahlen angepasst. ² Beinhaltet at equity bewertete Unternehmen, Anteile an verbundenen Unternehmen sowie sonstige Beteiligungen, die der operativen Geschäftstätigkeit zuzuordnen sind. ³ Ohne verbundene Unternehmen. 4 Ohne verbundene Unternehmen, ohne langfristige Forderungen in Zusammenhang mit Kernenergierückstellungen. 5 Ohne verbundene Unternehmen, ohne als Verbindlichkeiten erfasste Kaufpreisverpflichtungen gegenüber Anteilseignern ohne beherrschenden Einfluss. 6 Aktive und passive latente Steuern saldiert. Durch die Methodenänderung zur Bilanzierung der mengenunabhängigen Entsorgungsverpflichtung für Brennelemente wurden bei der EnBW gemäß IAS 8 rückwirkende Anpassungen durchgeführt. Der in Zusammenhang mit der Volldotierung der Rückstellung gebildete Aktivposten sowie die korrespondierenden latenten Steuern führten zu einer Anpassung des Capital Employed zum 01. Januar 2010 in Höhe von 213,2 Mio. €. Hiervon entfallen 202,6 Mio. € auf die Sachanlagen sowie -10,6 Mio. € auf die latenten Steuern. Das Capital Employed nach Segmenten stellt sich nach der Anpassung wie folgt dar: scroll
Der Außenumsatz nach Regionen wird nach dem Ort der Lieferung ermittelt. Im EnBW-Konzern gibt es keinen externen Kunden, mit dem 10 % oder mehr des Außenumsatzes erzielt werden. scroll
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1 Vorjahreszahlen angepasst. (36) Beziehungen zu nahestehenden UnternehmenAm 17. Februar 2011 hat die NECKARPRI GmbH, eine 100-prozentige Tochtergesellschaft des Landes Baden-Württemberg, den bisher von der E.D.F. INTERNATIONAL S.A. (EDFI), einer 100-prozentigen Tochtergesellschaft der Electricité de France (EDF), an der EnBW Energie Baden-Württemberg AG (EnBW AG) gehaltenen Aktienanteil von 45,01 % übernommen. Darüber hinaus sind die NECKARPRI GmbH und das Land Baden-Württemberg (Land) anstelle von EDF und EDFI in die bisher bestehende Aktionärsvereinbarung zwischen diesen und dem Zweckverband Oberschwäbische Elektrizitätswerke (OEW) und dessen 100-prozentiger Tochtergesellschaft OEW Energie-Beteiligungs GmbH (OEW GmbH) eingetreten. Aufgrund der in der Aktionärsvereinbarung enthaltenen Bindung zur einheitlichen Ausübung ihrer Stimmrechte bei der EnBW AG sind dem Land und der NECKARPRI GmbH sowie der OEW und der OEW GmbH ihre an der EnBW AG gehaltenen Stimmrechte wechselseitig zuzurechnen. Zu den nahestehenden Unternehmen der EnBW AG zählen seit dem 17. Februar 2011 somit insbesondere das Land, die NECKARPRI GmbH, die OEW, die OEW GmbH sowie die von diesen beherrschten, gemeinsam beherrschten oder maßgeblich beeinflussten Unternehmen. Die OEW GmbH und die NECKARPRI GmbH hielten zum 31. März 2011 unmittelbar 45,01 % der Aktien an der EnBW AG. Die NECKARPRI GmbH hat am 5. April 2011 veröffentlicht, dass sie eine 100-prozentige Tochtergesellschaft mit dem Namen NECKARPRI-Beteiligungsgesellschaft mbH gegründet und auf diese ihre 45,01-prozentige Beteiligung an der EnBW AG vollständig übertragen hat. Die NECKARPRI GmbH hat am 7. Januar 2011 ein freiwilliges Übernahmeangebot an alle Aktionäre der EnBW AG veröffentlicht. Bis zum Ende der Angebotsfrist am 6. April 2011 wurde das Übernahmeangebot für 3,08 % der EnBW-Aktien angenommen. Entsprechend einer in der Angebotsunterlage offengelegten Verpflichtung hat die NECKARPRI-Beteiligungsgesellschaft mbH der OEW GmbH am 11. April 2011 außerhalb des Angebotsverfahrens 1,54 % der EnBW-Aktien zum Angebotspreis übertragen, damit zwischen den beiden Großaktionären künftig wieder paritätische Beteiligungsverhältnisse bestehen. Am 13. April 2011 wurden 3,08 % der EnBW-Aktien, für die das Übernahmeangebot angenommen worden ist, gegen Zahlung des Angebotspreises auf die NECKARPRI GmbH übertragen, die diese Aktien daraufhin ebenfalls in ihre Tochtergesellschaft NECKARPRI-Beteiligungsgesellschaft mbH einbrachte. Nach Vollzug des paritätischen Ausgleichs, der Abwicklung des Übernahmeangebots und der Übertragung der aufgrund des Übernahmeangebots erworbenen EnBW-Aktien auf die NECKARPRI-Beteiligungsgesellschaft mbH halten das Land und die NECKARPRI GmbH mittelbar sowie die NECKARPRI-Beteiligungsgesellschaft mbH unmittelbar 46,55 % der Aktien an der EnBW AG. Die OEW hält mittelbar sowie die OEW GmbH unmittelbar seither ebenfalls 46,55 % der Aktien an der EnBW AG. Bis zum 17. Februar 2011 wurde die EnBW AG von der EDF gemeinschaftlich mit der OEW geführt. Bis zu diesem Zeitpunkt zählt die EDF, die vom französischen Staat beherrscht wird, sowie die von dieser beherrschten, gemeinsam beherrschten oder maßgeblich beeinflussten Unternehmen zu den nahestehenden Unternehmen der EnBW AG. Die bis zum 17. Februar 2011 mit der EDF und deren nahestehenden Unternehmen getätigten Geschäfte resultieren im Wesentlichen aus Stromlieferungs- und Strombezugsverträgen. Die Umsatzerlöse und der Materialaufwand lagen im unteren dreistelligen Millionenbereich. Die noch bestehenden Forderungen und Verbindlichkeiten werden innerhalb eines Jahres realisiert. Allen Geschäftsbeziehungen mit der EDF lagen marktübliche Konditionen zugrunde. Die auf Gesellschaften der EDF entfallenden Eventualverbindlichkeiten und finanziellen Verpflichtungen sind unwesentlich. Die mit dem Land und den von diesem beherrschten, gemeinsam beherrschten oder maßgeblich beeinflussten Unternehmen getätigten Geschäfte resultieren im Wesentlichen aus Stromlieferungsverträgen an öffentliche Einrichtungen wie Universitäten und Kliniken. Die Umsatzerlöse aus diesen Geschäften waren im Berichtszeitraum unwesentlich; die Forderungen zum 31. Dezember 2011 überwiegend beglichen. Allen Geschäftsbeziehungen mit dem Land lagen marktübliche Konditionen zugrunde. Eventualverbindlichkeiten und finanzielle Verpflichtungen mit dem Land bestehen nicht. Mit der OEW und der NECKARPRI-Beteiligungsgesellschaft mbH bestehen mit Ausnahme von gezahlten Dividenden keine Geschäftsbeziehungen. Die Geschäftsbeziehungen zu Gemeinschaftsunternehmen stellen sich wie folgt dar: scroll
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Umsatzerlöse und Materialaufwand resultieren im Wesentlichen aus Stromlieferungs- und Strombezugsverträgen. Die Forderungen und Verbindlichkeiten werden innerhalb eines Jahres realisiert. Allen Geschäftsbeziehungen mit Gemeinschaftsunternehmen lagen marktübliche Konditionen zugrunde. Weiterhin bestehen im Rahmen der normalen Geschäftstätigkeit auch Beziehungen zu assoziierten Gesellschaften, unter anderem zu kommunalen at equity bewerteten Unternehmen (insbesondere zu Stadtwerken). Der Leistungsaustausch mit diesen Unternehmen fand zu marktüblichen Bedingungen statt und hat folgende Auswirkung auf die Gewinn- und Verlustrechnung und die Bilanz des EnBW-Konzerns: scroll
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Die Forderungen und Verbindlichkeiten des Berichtsjahres werden im Wesentlichen innerhalb eines Jahres realisiert. (37) Beziehungen zu nahestehenden PersonenDer EnBW-Konzern hat keine wesentlichen Geschäfte mit nahestehenden Personen getätigt. Die Grundzüge des Vergütungssystems und die Höhe der Vergütungen von Vorstand und Aufsichtsrat sowie der früheren Vorstandsmitglieder sind im Vergütungsbericht dargestellt, der Bestandteil des zusammengefassten Lageberichts ist. Die Gesamtbezüge des Vorstands für das Geschäftsjahr 2011 betragen 4,5 Mio. € (Vorjahr: 7,9 Mio. €). Die kurzfristig fälligen Leistungen betragen 4,5 Mio. € (Vorjahr: 7,5 Mio. €) und die langfristig fälligen Leistungen 0,0 Mio. € (Vorjahr: 0,4 Mio. €). Die Zuführung zur Pensionsverpflichtung für diesen Personenkreis beträgt im Geschäftsjahr 2011 0,7 Mio. € (Vorjahr: 0,6 Mio. €) und beinhaltet den Dienstzeit- und Zinsaufwand. Für die aktuellen Mitglieder des Vorstands bestehen Pensionsverpflichtungen (Defined Benefit Obligations) nach IFRS in Höhe von 5,5 Mio. € (Vorjahr: 4,0 Mio. €). Frühere Mitglieder des Vorstands und ihre Hinterbliebenen erhielten 5,4 Mio. € (Vorjahr: 5,3 Mio. €). Es bestehen Pensionsverpflichtungen gegenüber früheren Mitgliedern des Vorstands und ihren Hinterbliebenen nach IFRS in Höhe von 51,2 Mio. € (Vorjahr: 52,1 Mio. €). Im Berichtsjahr bestanden wie im Vorjahr keine Vorschüsse und Kredite gegenüber den Mitgliedern des Vorstands. Das Vergütungssystem des Aufsichtsrats wird ebenfalls im Vergütungsbericht dargestellt, der Bestandteil des zusammengefassten Lageberichts ist. Für das Geschäftsjahr 2011 wird den Mitgliedern des Aufsichtsrats eine Vergütung von insgesamt 0,9 Mio. € (Vorjahr: 1,1 Mio. €) gewährt. Die Vergütung beinhaltet fixe und variable Bestandteile, Sitzungsgelder sowie Mandatsvergütungen von Tochtergesellschaften. Im Geschäftsjahr 2011 bestanden wie im Vorjahr keine Vorschüsse und Kredite gegenüber Aufsichtsratsmitgliedern. (38) Zusätzliche AngabenAnteilsbesitz gemäß § 313 Abs. 2 HGB zum 31. Dezember 2011 scroll
1 Anteile des jeweiligen Mutterunternehmens berechnet nach § 313 Abs. 2 HGB (Stand: 31. Dezember 2011). ² Bei Einzelgesellschaften entstammen die Angaben den nach landesspezifischen Vorschriften aufgestellten Abschlüssen und zeigen nicht den Beitrag der Gesellschaften zum Konzernabschluss. Bei Abschlüssen in ausländischer Währung erfolgt die Umrechnung für das Eigenkapital mit den Mittelkursen am Bilanzstichtag, für das Ergebnis mit den Jahresdurchschnittskursen. 3 Ergebnisabführungs- beziehungsweise Beherrschungsvertrag beziehungsweise Verlustübernahmeerklärung. 4 Ergebnisabführungsvertrag zu Dritten. 5 Vorjahreswerte. 6 Vorläufige Werte. 7 49,0 % Stimmrechte. 8 Abweichendes Geschäftsjahr. 9 Ausnahmeregelung § 313 Abs. 2 Nr. 4 Satz 3 bzw. Satz 4 HGB. 10 Gehalten über die EnBW Borusan. Anteil am Kapital der Obergesellschaft, analog zur Darstellungsweise bei vollkonsolidierten Unternehmen. 11 Gehalten über die EnBW Eni Verwaltungsgesellschaft mbH, Karlsruhe (EnBW Anteilsbesitz: 50 %), die aufgrund einer Casting-Vote-Regelung vollkonsolidiert wird. 12 Beherrschung aufgrund vertraglicher Regelung. 13 Gemeinschaftliche Führung. 14 Vor Berücksichtigung eigener Aktien der Gesellschaft. 15 Mehrheit der Stimmrechte. 16 Beinhaltet Beteiligungen, die aufgrund untergeordneter Bedeutung nicht quotal konsolidiert oder at equity bewertet wurden. Sie wurden stattdessen zu Anschaffungskosten bewertet. (39) Angaben zu KonzessionenZwischen den einzelnen Gesellschaften des EnBW-Konzerns und den Gemeinden bestehen Konzessionsverträge im Strom-, Gas-, Fernwärme- und Wasserbereich. Die Laufzeit der Konzessionsverträge beträgt in der Regel 20 Jahre. Es bestehen gesetzlich geregelte Anschlusspflichten an die Versorgungsnetze. Durch den Abschluss eines Konzessionsvertrags besteht für den EnBW-Konzern die Verpflichtung zur Herstellung und Unterhaltung der zur allgemeinen Versorgung benötigten Anlagen. Des Weiteren besteht die Pflicht, eine Konzessionsabgabe an die Gemeinden zu zahlen. Nach Ablauf eines Konzessionsvertrags sind, sofern der Konzessionsvertrag nicht verlängert wird, die Versorgungsanlagen gegen eine angemessene Vergütung an die Gemeinde oder den nachfolgenden Netzbetreiber zurück- beziehungsweise abzugeben. (40) Wesentliche Ergebnisse nach dem BilanzstichtagVorgänge, die für die Beurteilung der Ertrags-, Finanz- und Vermögenslage der EnBW von besonderer Bedeutung wären, sind nach dem 31. Dezember 2011 nicht eingetreten. (41) Zukunftsgerichtete AussagenDieser Bericht enthält in die Zukunft gerichtete Aussagen, die auf den gegenwärtigen Annahmen und Prognosen der Unternehmensleitung der EnBW beruhen. Solche Aussagen sind Risiken und Ungewissheiten unterworfen. Diese und andere Faktoren können dazu führen, dass die tatsächlichen Ergebnisse, die Finanzlage, die Entwicklung oder die Performance der Gesellschaft wesentlich von den hier gegebenen Einschätzungen abweichen. Die EnBW übernimmt keinerlei Verpflichtung, solche zukunftsgerichteten Aussagen fortzuschreiben und an künftige Ereignisse oder Entwicklungen anzupassen.
Karlsruhe, den 15. Februar 2012 EnBW Energie Baden-Württemberg AG Villis Dr. Beck Kusterer Dr. Mausbeck Dr. Zimmer Versicherung der gesetzlichen VertreterWir versichern nach bestem Wissen, dass gemäß den anzuwendenden Rechnungslegungsgrundsätzen der Konzernabschluss ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage des Konzerns vermittelt und im Konzernlagebericht, der mit dem Lagebericht der Gesellschaft zusammengefasst wurde, der Geschäftsverlauf einschließlich des Geschäftsergebnisses und die Lage des Konzerns so dargestellt sind, dass ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild vermittelt wird und die wesentlichen Chancen und Risiken der voraussichtlichen Entwicklung des Konzerns beschrieben sind.
Karlsruhe, 15. Februar 2012 EnBW Energie Baden-Württemberg AG Villis Dr. Beck Kusterer Dr. Mausbeck Dr. Zimmer Bestätigungsvermerk zum Konzernabschluss und KonzernlageberichtWir haben den von der EnBW Energie Baden-Württemberg AG, Karlsruhe, aufgestellten Konzernabschluss –bestehend aus Gewinn- und Verlustrechnung, Gesamtperiodenerfolgsrechnung, Bilanz, Cashflow-Rechnung, Eigenkapitalspiegel und Anhang – sowie ihren Bericht über die Lage der Gesellschaft und des Konzerns für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis 31. Dezember 2011 geprüft. Die Aufstellung von Konzernabschluss und Bericht über die Lage der Gesellschaft und des Konzerns nach den IFRS, wie sie in der EU anzuwenden sind, und den ergänzend nach § 315a Abs. 1 HGB anzuwendenden handelsrechtlichen Vorschriften liegt in der Verantwortung des Vorstands der Gesellschaft. Unsere Aufgabe ist es, auf der Grundlage der von uns durchgeführten Prüfung eine Beurteilung über den Konzernabschluss und den Bericht über die Lage der Gesellschaft und des Konzerns abzugeben. Wir haben unsere Konzernabschlussprüfung nach § 317 HGB unter Beachtung der vom Institut der Wirtschaftsprüfer (IDW) festgestellten deutschen Grundsätze ordnungsmäßiger Abschlussprüfung vorgenommen. Danach ist die Prüfung so zu planen und durchzuführen, dass Unrichtigkeiten und Verstöße, die sich auf die Darstellung des durch den Konzernabschluss unter Beachtung der anzuwendenden Rechnungslegungsvorschriften und durch den Bericht über die Lage der Gesellschaft und des Konzerns vermittelten Bildes der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage wesentlich auswirken, mit hinreichender Sicherheit erkannt werden. Bei der Festlegung der Prüfungshandlungen werden die Kenntnisse über die Geschäftstätigkeit und über das wirtschaftliche und rechtliche Umfeld des Konzerns sowie die Erwartungen über mögliche Fehler berücksichtigt. Im Rahmen der Prüfung werden die Wirksamkeit des rechnungslegungsbezogenen internen Kontrollsystems sowie Nachweise für die Angaben im Konzernabschluss und Bericht über die Lage der Gesellschaft und des Konzerns überwiegend auf der Basis von Stichproben beurteilt. Die Prüfung umfasst die Beurteilung der Jahresabschlüsse der in den Konzernabschluss einbezogenen Unternehmen, der Abgrenzung des Konsolidierungskreises, der angewandten Bilanzierungs- und Konsolidierungsgrundsätze und der wesentlichen Einschätzungen des Vorstands sowie die Würdigung der Gesamtdarstellung des Konzernabschlusses und des Berichts über die Lage der Gesellschaft und des Konzerns. Wir sind der Auffassung, dass unsere Prüfung eine hinreichend sichere Grundlage für unsere Beurteilung bildet. Unsere Prüfung hat zu keinen Einwendungen geführt. Nach unserer Beurteilung aufgrund der bei der Prüfung gewonnenen Erkenntnisse entspricht der Konzernabschluss den IFRS, wie sie in der EU anzuwenden sind, und den ergänzend nach § 315a Abs. 1 HGB anzuwendenden handelsrechtlichen Vorschriften und vermittelt unter Beachtung dieser Vorschriften ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage des Konzerns. Der Bericht über die Lage der Gesellschaft und des Konzerns steht in Einklang mit dem Konzernabschluss, vermittelt insgesamt ein zutreffendes Bild von der Lage des Konzerns und stellt die Chancen und Risiken der zukünftigen Entwicklung zutreffend dar.
Mannheim, 15. Februar 2012 KPMG AG Walter, Wirtschaftsprüfer Woche, Wirtschaftsprüfer Bericht des AufsichtsratsDer Aufsichtsrat nahm die ihm nach Gesetz und Satzung obliegenden Aufgaben im Geschäftsjahr 2011 pflichtgemäß wahr. Er überwachte die Geschäftsführung der Gesellschaft, beriet den Vorstand bei der Leitung des Unternehmens und war in sämtliche Entscheidungen von grundlegender Bedeutung eingebunden. Der Vorstand informierte den Aufsichtsrat regelmäßig, zeitnah und umfassend über alle relevanten Fragen der Geschäftsentwicklung und -politik, die Unternehmensstrategie und -planung, die wirtschaftliche Lage der Gesellschaft und des Konzerns sowie über die Risikosituation, das Risikomanagement, das interne Kontrollsystem und die Compliance. Abweichungen des Geschäftsverlaufs von den aufgestellten Plänen und Zielen wurden dem Aufsichtsrat jeweils im Einzelnen erläutert und begründet. Schwerpunkte der Beratungen im PlenumIn sieben ordentlichen Sitzungen am 23. Februar 2011, 18. April 2011, 19. April 2011, 9. Juni 2011, 7. Juli 2011, 22. September 2011 und 8. Dezember 2011, sechs außerordentlichen Sitzungen am 17. Januar 2011, 17. März 2011, 13. April 2011, 28. Juli 2011, 12. September 2011 und 25. Oktober 2011 sowie vier schriftlichen Beschluss-verfahren befasste sich der Aufsichtsrat eingehend mit mündlichen und schriftlichen Berichten sowie Beschlussvorlagen des Vorstands. Er forderte zudem zu einzelnen Themen Berichte und Informationen des Vorstands an, die ihm jeweils unverzüglich und vollständig erstattet wurden. Besondere Schwerpunkte der Beratungen und Beschlussfassungen im Plenum waren: > Regelmäßige und ausführliche Berichte des Vorstands über den Gang der Geschäfte und die Rentabilität der Gesellschaft und des Konzerns, insbesondere über die aktuelle Umsatz- und Ergebnisentwicklung sowie die Finanzlage > Intensive Befassung und Diskussion mit dem Vorstand über die strategische Ausrichtung der EnBW > Umfassende Auseinandersetzung mit den Konsequenzen aus den Ereignissen im japanischen Kernkraftwerk Fukushima Daiichi, den nachfolgenden energiepolitischen Beschlüssen der Bundesregierung und des Bundestags sowie deren Auswirkungen auf die EnBW > Eingehende Befassung mit den finanziellen Belastungen aufgrund der vorgenannten veränderten energiewirtschaftlichen Rahmenbedingungen, der Kernbrennstoffsteuer und Wertberichtigungen bei Beteiligungen sowie dem vom Vorstand vorgelegten Maßnahmenpaket zur Verbesserung der Ertragslage und Investitionsfähigkeit des Unternehmens insbesondere durch das Effizienzprogramm „Fokus“, Desinvestitionen und Kapitalmaßnahmen > Ausführliche und regelmäßige Berichterstattung sowie intensive Befassung zum Themenkomplex EWE Aktiengesellschaft / VNG-Verbundnetz Gas Aktiengesellschaft > Beschlussfassung zur Emission einer Hybrid-Anleihe im Volumen von bis zu 1 Mrd. € und einem Maximal-Kupon von 7,75 %, wovon bisher 750 Mio. € platziert wurden > Grundsatzbeschluss über die Zustimmung zum Bau eines hocheffizienten Gas- und Dampfturbinen (GuD)-Kraftwerks zur Erzeugung von Strom und Wärme in Kraft-Wärme-Kopplung durch die Stadtwerke Düsseldorf AG am Standort Lausward > Beschlussfassung zur gemeinsamen Stellungnahme von Vorstand und Aufsichtsrat nach § 27 WpÜG zum freiwilligen öffentlichen Übernahmeangebot der NECKARPRI GmbH, einer 100 %igen Tochtergesellschaft des Landes Baden-Württemberg > Zustimmung zum Verkauf von 4.987.269 Aktien (15,05 %) an der schweizerischen Energiedienst Holding AG (EDH) an die Services Industriels de Genève (SIG) sowie zum Abschluss eines Stromliefervertrags zwischen der EnBW Trading GmbH (ETG) und der SIG auf die Dauer von 10 Jahren > Zustimmung zur Veräußerung von drei polnischen Beteiligungen (32,45 % an der Elektrownia Rybnik S. A., 15,59 % an der Zespol Elektrocieplowni Wroclawskich Kogeneracja S.A. und 25 % an der EDF Polska CUW Sp. z. o. o.) an die Electricité de France S. A. > Intensive Befassung mit dem Engagement in der Türkei (Joint Venture Borusan EnBW Enerji A. S.) > Zustimmung zum Neuabschluss eines Vertrags über Geschäftsbesorgung und Betriebsführung für das Kraftwerk Bexbach mit Evonik Power Saar GmbH für eine Laufzeit von sechs Jahren bis zum 31. Dezember 2016 > Vorschläge, die der Hauptversammlung am 19. April 2011 insbesondere zur Neuwahl der Anteilseignervertreter- im Aufsichtsrat der Gesellschaft unterbreitet wurden > Regelmäßige Berichte über den Baufortschritt des Steinkohlekraftwerks RDK 8 in Karlsruhe und der Offshore-Windparks EnBW Windpark Baltic 1 und EnBW Windpark Baltic 2 in der deutschen Ostsee sowie über weitere Vorhaben im Rahmen der Erzeugungsstrategie > Befassung mit dem Rückbau des Kernkraftwerks Obrigheim > Auseinandersetzung mit der Situation bei den Übertragungsnetzen, insbesondere mit Fragen der Systemsicherheit sowie der grundsätzlichen Ausrichtungen der EnBW > Befassung mit dem Thema Konzessionen in Baden-Württemberg > Zustimmung zum Budget für das Geschäftsjahr 2012 und Kenntnisnahme der Mittelfristplanung 2012 bis 2014, bestehend aus Gewinn- und Verlustrechnung, Bilanz und Cashflow-Rechnung Außerhalb der Sitzungen wurde der Aufsichtsrat vom Vorstand schriftlich über sämtliche Geschäftsvorgänge informiert, die für die Gesellschaft oder den Konzern von besonderer Bedeutung waren. Darüber hinaus fand zwischen dem Aufsichtsratsvorsitzenden und dem Vorstand, insbesondere dessen Vorsitzendem, ein ständiger Austausch zu Fragen der strategischen Ausrichtung, der Geschäftsentwicklung, des Risikomanagements sowie zu bedeutenden Einzelmaßnahmen statt. Bei den einzelnen Aufsichtsratssitzungen war durchweg eine hohe Anwesenheitsquote zu verzeichnen. Lediglich die Aufsichtsratsmitglieder Marianne Laigneau, Pierre Lederer, Serge Massart und Thomas Piquemal konnten im Geschäftsjahr 2011 bis zu ihrem Ausscheiden aus dem Aufsichtsrat am 17. Februar 2011 an weniger als der Hälfte der Sitzungen teilnehmen. Arbeit der AusschüsseDie vom Aufsichtsrat eingerichteten Ausschüsse haben im Geschäftsjahr 2011 erneut regelmäßig getagt und auf diese Weise zu einer effizienten Wahrnehmung seiner Aufgaben beigetragen. Die personelle Zusammensetzung der Ausschüsse ist auf Seite 221 des Geschäftsberichts dargestellt. Über die Beratungen und Beschlussfassungen in den Ausschüssen wurde zu Beginn jeder Aufsichtsratssitzung ausführlich berichtet. Der Personalausschuss tagte im abgelaufenen Geschäftsjahr in neun Sitzungen. Dabei befasste er sich insbesondere mit den personellen Veränderungen innerhalb des Vorstands und bereitete für den Aufsichtsrat die Bestellungsentscheidungen vor. Zudem beschäftigte sich der Personalausschuss mit der Vergütung der Vorstandsmitglieder und bereitete die entsprechenden Beschlüsse des Aufsichtsrats vor. Darüber hinaus erörterte er zusammen mit dem Vorstand die Grundsätze der Managemententwicklung und die langfristige Nachfolgeplanung. Der Finanz- und Investitionsausschuss erörterte in seinen fünf Sitzungen eingehend die Finanz-, Liquiditäts- und Ergebnissituation der EnBW sowie das Budget für das Geschäftsjahr 2012 und die Mittelfristplanung 2012 bis 2014. Zudem prüfte er aktuelle Investitionsvorhaben und bereitete die entsprechenden Entscheidungen des Aufsichtsrats vor. Darüber hinaus hat der Finanz- und Investitionsausschuss den ihm nach der Geschäftsordnung des Aufsichtsrats zur Entscheidung anstelle des Gesamtaufsichtsrats übertragenen Projekten, insbesondere dem Erwerb der Anteile an der Windpark Eisenach II GmbH, zugestimmt. Der Prüfungsausschuss beschäftigte sich in vier ordentlichen Sitzungen insbesondere mit Fragen der Rechnungslegung, des Risikomanagements und der Compliance sowie der Überwachung des Rechnungslegungsprozesses, der Abschlussprüfung, der vom Abschlussprüfer zusätzlich erbrachten Leistungen, der Wirksamkeit des internen Kontrollsystems, des internen Risikomanagementsystems und des internen Revisionssystems. Er erteilte dem Abschlussprüfer nach Einholung der gemäß Ziffer 7.2.1 des Deutschen Corporate Governance Kodex geforderten Unabhängigkeitserklärung den Prüfungsauftrag, traf mit ihm die Honorarvereinbarung und legte die -Prüfungsschwerpunkte fest. Der Prüfungsausschuss befasste sich mit dem Quartalsfinanzbericht zum 31. März 2011, prüfte den Halbjahresfinanzbericht zum 30. Juni 2011 und beriet hierüber in Anwesenheit des Abschlussprüfers und erörterte diese beiden Zwischenfinanzberichte ebenso wie den Quartalsfinanzbericht zum 30. September 2011 eingehend mit dem Vorstand. Außerdem analysierte er zur Vorbereitung der Bilanzsitzung- des Aufsichtsrats detailliert den Jahres- und Konzernabschluss zum 31. Dezember 2011 sowie den zusammengefassten Lagebericht für die Gesellschaft und den Konzern für das Geschäftsjahr 2011. Der Nominierungsausschuss befasste sich in drei Sitzungen und einem schriftlichen Beschlussverfahren mit der Vorbereitung der Wahlvorschläge des Aufsichtsrats an die Hauptversammlung am 19. April 2011 und fasste im Rahmen der ihm von den Anteilseignervertretern im Aufsichtsrat übertragenen Zuständigkeiten nach § 32 Mitbestimmungsgesetz (MitbestG) verschiedene Beschlüsse zur Ausübung von Beteiligungsrechten im EnBW-Konzern. Der im Geschäftsjahr 2010 eingerichtete Ad-hoc-Ausschuss ist im abgelaufenen Geschäftsjahr zu sechs Sitzungen zusammengekommen und hat einen Beschluss im schriftlichen Verfahren gefasst. Er hat die Aufgabe, die Untersuchungen sowie die Geltendmachung von Schadensersatzansprüchen betreffend möglicher Unregelmäßigkeiten bei Geschäftsbeziehungen mit bestimmten russischen Geschäftspartnern zu überwachen. Der Vermittlungsausschuss gemäß § 27 Abs. 3 MitbestG musste im Berichtszeitraum nicht einberufen werden. Corporate GovernanceDer Aufsichtsrat hat sich im Geschäftsjahr 2011 erneut eingehend mit verschiedenen Fragen der Corporate Governance befasst. Diese sind im Corporate-Governance-Bericht auf den Seiten 208 bis 218 des Geschäftsberichts ausführlich dargestellt. In der Sitzung am 7. Juli 2011 fand die jährliche Effizienzprüfung des Aufsichtsrats statt. Im Rahmen dieser Prüfung wurden Ansatzpunkte für eine weitere Optimierung der Gremienarbeit identifiziert und im Nachgang umgesetzt. Mit dem Deutschen Corporate Governance Kodex in der Fassung vom 26. Mai 2010 und dessen Umsetzung bei der EnBW befasste sich der Aufsichtsrat eingehend in seiner Sitzung am 8. Dezember 2011. In dieser Sitzung nahm der Aufsichtsrat darüber hinaus den Bericht des Corporate-Governance-Verantwortlichen entgegen und verabschiedete die Entsprechenserklärung zum Deutschen Corporate Governance Kodex gemäß § 161 AktG. Zuvor hatte der Vorstand in seiner Sitzung am 29. November 2011 eine wortgleiche Erklärung abgegeben. Die EnBW entsprach den Empfehlungen des Kodex in der Fassung vom 26. Mai 2010 mit Ausnahme der in Ziffer 5.4.1 Abs. 2 und 3 des Kodex enthaltenen Empfehlungen (Benennung von konkreten Zielen für die Zusammensetzung des Aufsichtsrats) und beabsichtigt, künftig uneingeschränkt sämtlichen Empfehlungen des Kodex zu entsprechen. Die aktuelle Entsprechenserklärung steht den Aktionären gemeinsam mit den Erklärungen der Vorjahre auf den Internetseiten der EnBW dauerhaft zur Verfügung und ist im Corporate-Governance-Bericht auf den Seiten 217 bis 218 des Geschäftsberichts vollständig wiedergegeben. Jahres- und KonzernabschlussprüfungDie KPMG AG Wirtschaftsprüfungsgesellschaft (KPMG), Berlin, wurde von der Hauptversammlung am 19. April 2011 zum Abschlussprüfer und Konzernabschlussprüfer sowie zum Prüfer für die prüferische Durchsicht des im Halbjahresfinanzbericht enthaltenen verkürzten Abschlusses gewählt. Der Prüfungsausschuss erteilte der KPMG die jeweiligen Prüfungsaufträge und legte die Prüfungsschwerpunkte für die Jahres- und Konzernabschlussprüfung fest. Entsprechend ihrer Beauftragung nahm die KPMG eine Durchsicht des im Halbjahresfinanzbericht zum 30. Juni 2011 enthaltenen verkürzten Abschlusses nebst Zwischenlagebericht vor und erteilte darüber -anschließend eine uneingeschränkte Bescheinigung nach den Regelungen des Wertpapierhandelsgesetzes. In der Sitzung vom 28. Juli 2011 berichtete der Prüfer den Mitgliedern des Prüfungsausschusses über seine Prüfungstätigkeit sowie die Prüfungsergebnisse und stand für Fragen zur Verfügung. Die Ausschussmitglieder hatten nach ihrer -eigenen Durchsicht keine Einwendungen gegen den Halbjahresfinanzbericht. Auf Grundlage der durch den Prüfungsausschuss festgelegten Prüfungsschwerpunkte und unter Einbeziehung der Buchführung prüfte die KPMG den vom Vorstand nach den Regeln des Handelsgesetzbuchs (HGB) aufgestellten Jahresabschluss der EnBW Energie Baden-Württemberg AG und den auf Grundlage der internationalen Rechnungslegungsstandards (IFRS) aufgestellten Konzernabschluss jeweils zum 31. Dezember 2011 sowie den zusammengefassten Lagebericht für die Gesellschaft und den Konzern für das Geschäftsjahr 2011. Die Prüfungen ergaben keine Einwendungen, sodass jeweils ein uneingeschränkter Bestätigungsvermerk erteilt wurde. Darüber hinaus unterzog der Abschlussprüfer das vom Vorstand gemäß § 91 Abs. 2 AktG eingerichtete Überwachungssystem zur Risikofrüherkennung einer intensiven Prüfung und bestätigte, dass dieses geeignet ist, seine Aufgaben zu erfüllen. Die Entwürfe der Berichte des Abschlussprüfers über die Prüfung des Jahres- und Konzernabschlusses (einschließlich des zusammengefassten Lageberichts) wurden den Mitgliedern des Prüfungsausschusses rechtzeitig -vorher für die Ausschusssitzung am 10. Februar 2012 übersandt. Diese enthielten jeweils Entwürfe der Abschlüsse einschließlich des Gewinnverwendungsvorschlags des Vorstands. In dieser Sitzung berichtete der Abschlussprüfer über die wesentlichen Ergebnisse seiner Prüfungen und stand für Fragen der Ausschussmitglieder zur Verfügung. Der Abschlussprüfer berichtete den Ausschussmitgliedern, dass keine wesentlichen Schwächen des internen Kontrollsystems bezogen auf den Rechnungslegungsprozess festgestellt worden sind und informierte die Ausschussmitglieder über von ihm zusätzlich zur Abschlussprüfung erbrachte Leistungen sowie darüber, dass keine Umstände vorliegen, die seine Befangenheit besorgen lassen. Der Prüfungsausschuss befasste sich eingehend mit den übersandten Abschlussunterlagen und Entwürfen der Prüfungsberichte. Gegen den Jahres- und Konzernabschluss nebst zusammengefasstem Lagebericht und den Gewinnverwendungsvorschlag des Vorstands erhob der Prüfungsausschuss nach Abschluss seiner Prüfungen keine Einwendungen. Er empfahl dem Aufsichtsrat, die Abschlüsse nebst dem zusammengefassten Lagebericht zu billigen und dem Vorschlag des Vorstands zur Verwendung des Bilanzgewinns zuzustimmen. Im Anschluss an die ausführliche Vorprüfung durch den Prüfungsausschuss wurden die ausgefertigten Prüfungsberichte nebst Abschlussunterlagen und Gewinnverwendungsvorschlag sämtlichen Aufsichtsratsmitgliedern rechtzeitig vor der Bilanzsitzung des Aufsichtsrats am 6. März 2012 übersandt. In dieser Sitzung berichtete der Abschlussprüfer über die wesentlichen Ergebnisse seiner Prüfungen sowie darüber, dass er im Rahmen -seiner Prüfung keine wesentlichen Schwächen des internen Kontrollsystems bezogen auf den Rechnungslegungsprozess festgestellt hat und stand für Fragen der Gremienmitglieder zur Verfügung. Er informierte ferner über von ihm zusätzlich zur Abschlussprüfung erbrachte Leistungen und dass keine Umstände vorliegen, die seine Befangenheit besorgen lassen. Darüber hinaus berichtete die Vorsitzende des Prüfungsausschusses ausführlich über die Beratungen und die Ergebnisse der Sitzung des Prüfungsausschusses. Auch sie stand für Fragen der übrigen Gremienmitglieder zur Verfügung. Der Aufsichtsrat bezog die Ergebnisse des Abschlussprüfers und des Prüfungsausschusses in seine weiteren Beratungen ein. Der Aufsichtsrat prüfte sodann seinerseits eingehend den Jahres- und Konzernabschluss zum 31. Dezember 2011, den zusammengefassten Lagebericht über das Geschäftsjahr 2011 und den Vorschlag des Vorstands zur Verwendung des Bilanzgewinns des Geschäftsjahres 2011. Das abschließende Ergebnis seiner eigenen Prüfung führte zu keinerlei Einwendungen des Aufsichtsrats. Dieser stimmte den Prüfungsergebnissen des Abschlussprüfers zu, billigte den vom Vorstand aufgestellten Jahresabschluss zum 31. Dezember 2011 – der damit festgestellt ist – sowie den Konzernabschluss zum 31. Dezember 2011 und den zusammengefassten Lagebericht für das Geschäftsjahr 2011 und schloss sich dem Vorschlag des Vorstands zur Verwendung des Bilanzgewinns des Geschäftsjahres 2011 an. Auch der vom Vorstand gemäß § 312 AktG aufgestellte Bericht über die Beziehungen der Gesellschaft zu verbundenen Unternehmen (Abhängigkeitsbericht) wurde von der KPMG geprüft. Der Abschlussprüfer erteilte am 15. Februar 2012 folgenden Bestätigungsvermerk: „Nach unserer pflichtmäßigen Prüfung und Beurteilung bestätigen wir, dass 1. die tatsächlichen Angaben des Berichts richtig sind, 2. bei den im Bericht aufgeführten Rechtsgeschäften die Leistung der Gesellschaft nicht unangemessen hoch war oder Nachteile ausgeglichen worden sind, 3. bei den im Bericht aufgeführten Maßnahmen keine Umstände für eine wesentlich andere Beurteilung als die durch den Vorstand sprechen.“ Der Entwurf des Abhängigkeitsberichts wurde den Mitgliedern des Prüfungsausschusses gemeinsam mit den übrigen Abschlussunterlagen und Entwürfen der Prüfungsberichte rechtzeitig vor der Sitzung am 10. Februar 2012 zugesandt. Der Prüfungsausschuss befasste sich in dieser Sitzung eingehend mit dem übersandten Entwurf des Abhängigkeitsberichts und nahm den Bericht des Abschlussprüfers entgegen, der über die wesentlichen Ergebnisse seiner Prüfungen informierte und für Fragen der Ausschussmitglieder zur Verfügung stand. Nach sorgfältiger eigener Prüfung erhob der Prüfungsausschuss gegen den Abhängigkeitsbericht keine Einwendungen. Anschließend wurde der ausgefertigte Abhängigkeitsbericht den Mitgliedern des Aufsichtsrats rechtzeitig vor der Bilanzsitzung am 6. März 2012 zur Prüfung übermittelt. An den Beratungen über den Bericht im Rahmen dieser Sitzung nahm der Abschlussprüfer ebenfalls teil und berichtete über die wesentlichen Prüfungsergebnisse. Darüber hinaus berichtete die Vorsitzende des Prüfungsausschusses über die Prüfung des Abhängigkeitsberichts durch den Prüfungsausschuss. Der Aufsichtsrat unterzog den Abhängigkeitsbericht unter Einbeziehung der Ergebnisse des Abschlussprüfers und des Prüfungsausschusses einer eingehenden Prüfung im Hinblick auf seine Vollständigkeit und Richtigkeit, billigte das Prüfungsergebnis des Abschlussprüfers und kam zu dem Ergebnis, dass keine Einwendungen gegen die vom Vorstand am Schluss des Berichts abgegebene Erklärung über die Beziehung zu verbundenen Unternehmen zu erheben sind. Personelle Veränderungen in Vorstand und AufsichtsratVorstand Während des abgelaufenen Geschäftsjahres gab es bei der personellen Besetzung des Vorstands verschiedene Änderungen. Thomas Kusterer wurde vom Aufsichtsrat in seiner Sitzung am 17. Januar 2011 auf Empfehlung des Personalausschusses mit Wirkung zum 1. April 2011 für die Dauer von drei Jahren zum Mitglied des Vorstands bestellt. Thomas Kusterer war zuvor Chief Financial Officer (CFO) der EDF Energy plc, London, und übernahm im EnBW-Vorstand die Funktion des CFO. Die dem Finanzressort zugeordneten Unternehmensbereiche und Konzerngesellschaften waren bis dahin seit der längeren krankheitsbedingten Abwesenheit sowie daran anschließend dem Ausscheiden des ehemaligen Finanzvorstands Dr. Rudolf Schulten vorübergehend auf die übrigen Mitglieder des Vorstands verteilt. Christian Buchel, der seit 1. Februar 2009 Mitglied des Vorstands gewesen war, hat sein Amt mit Ablauf des 31. Mai 2011 mit sofortiger Wirkung niedergelegt. Die Verantwortlichkeiten für die dem Operationsressort zugeordneten Unternehmensbereiche und Konzerngesellschaften wurden daraufhin vorübergehend auf die anderen Mitglieder des Vorstands verteilt. Auf Empfehlung des Personalausschusses bestellte der Aufsichtsrat in seiner Sitzung am 12. September 2011 Dr. Dirk Mausbeck mit Wirkung zum 1. Oktober 2011 für die Dauer von drei Jahren zum Mitglied des Vorstands. Dr. Dirk Mausbeck war zuvor Geschäftsführer der EnBW Trading GmbH mit Verantwortungsbereich Energiewirtschaft und übernahm im EnBW-Vorstand die Funktion des Chief Commercial Officer. Dr. Hans-Josef Zimmer wurde vom Aufsichtsrat in seiner Sitzung am 8. Dezember 2011 auf Empfehlung des -Personalausschusses mit Wirkung zum 1. Januar 2012 für die Dauer von fünf Jahren zum Mitglied des Vorstands bestellt und übernahm im EnBW-Vorstand die Funktion des Chief Technical Officer. Dr. Hans-Josef Zimmer war bereits von 2007 bis 2010 Technikvorstand der EnBW und legte 2010 sein Vorstandsmandat freiwillig nieder, um damit eine vorbehaltlose Prüfung von Geschäftsbeziehungen zwischen der EnBW und russischen Geschäftspartnern zu ermöglichen. Seine erneute Bestellung zum Vorstandsmitglied erfolgte, nachdem die Prüfung dieser Sachverhalte abgeschlossen war. Aufsichtsrat Im Geschäftsjahr 2011 kam es auch im Aufsichtsrat zu mehreren personellen Veränderungen. Dr. Daniel Camus und Marc Boudier haben jeweils ihr Amt als Mitglied des Aufsichtsrats niedergelegt und sind mit Wirkung zum Ablauf des 9. Januar 2011 beziehungsweise 16. Januar 2011 aus dem Aufsichtsrat ausgeschieden. Durch Beschluss des Amtsgerichts Mannheim wurden Marianne Laigneau, Generaldirektorin für Personal bei der Electricité de France, S. A., mit Wirkung ab dem 12. Januar 2011 und Serge Massart, beigeordneter Direktor des für Erzeugung und Engineering zuständigen Generaldirektors bei der Electricité de France, S. A., mit Wirkung ab dem 17. Januar 2011 jeweils zu Mitgliedern des Aufsichtsrats bestellt. Mit Vollzug des Aktienkaufvertrages zwischen der NECKARPRI GmbH, einer 100-prozentige Tochtergesellschaft des Landes Baden-Württemberg, und der Electricité de France International S. A. haben Marianne Laigneau, Pierre Lederer, Serge Massart, Thomas Piquemal und Gérard Roth jeweils ihr Amt als Mitglied des Aufsichtsrats niedergelegt und sind mit Ablauf des 17. Februar 2011 aus dem Aufsichtsrat ausgeschieden. Durch Beschluss des Amtsgerichts Mannheim wurden auf Vorschlag der NECKARPRI GmbH Dr.-Ing. Rainer Dulger (Geschäftsführer der ProMinent Dosiertechnik GmbH), Prof. Dr. Dr. h.c. mult. Wolfgang Franz (Präsident des Zentrums für Europäische Wirtschaftsforschung GmbH) und Dr. Hubert Lienhard (Vorsitzender der Geschäftsführung der Voith GmbH) mit Wirkung ab dem 21. Februar 2011 sowie Prof. Dr. Ulrich Goll (Mitglied des Landtags von Baden-Württemberg und seinerzeit Justizminister und stellvertretender Ministerpräsident des Landes Baden-Württemberg) und Helmut Rau (Mitglied des Landtags von Baden-Württemberg und seinerzeit Minister im Staatsministerium des Landes Baden-Württemberg) mit Wirkung ab dem 10. März 2011 beziehungsweise 8. März 2011 jeweils zu Mitgliedern des Aufsichtsrats bestellt. Mit dem Abschluss der Hauptversammlung am 19. April 2011 endete die Amtszeit sämtlicher Mitglieder des Aufsichtsrats. In der Delegiertenversammlung am 14. April 2011 wählten die Arbeitnehmer des EnBW-Konzerns ihre Vertreter mit Wirkung zum Ablauf der Hauptversammlung am 19. April 2011 in den Aufsichtsrat. Die Wahl bestätigte Dietrich Herd, Wolfgang Lang, Klaus Schörnich und Dietmar Weber als Vertreter der Arbeitnehmer der Gesellschaft, Dr. Michael Zinow als Vertreter der leitenden Angestellten sowie Marianne Kugler-Wendt, -Reiner Koch und Bodo Moray als Vertreter der Gewerkschaft ver.di in ihrem Amt. Neu in den Aufsichtsrat gewählt wurden Arnold Messner und Bernd Munding. Josef Götz und Christoph Walther stellten sich nicht mehr zur Wahl. In der Hauptversammlung am 19. April 2011 fand die Wahl der Anteilseignervertreter in den Aufsichtsrat statt und es wurden Dr.-Ing. Rainer Dulger, Dirk Gaerte, Prof. Dr. Ulrich Goll, Dr. Claus Dieter Hoffmann, Dr. Hubert Lienhard, Helmut Rau, Heinz Seiffert, Gerhard Stratthaus und Kurt Widmaier erneut in den Aufsichtsrat gewählt. Neu in den Aufsichtsrat gewählt wurde Gunda Röstel, kaufmännische Geschäftsführerin der Stadtentwässerung Dresden GmbH und Prokuristin der Gelsenwasser AG. In der konstituierenden Sitzung des Aufsichtsrats am 19. April 2011 wurden Dr. Claus Dieter Hoffmann als -Aufsichtsratsvorsitzender und Dietrich Herd als stellvertretender Aufsichtsratsvorsitzender jeweils in ihrem Amt bestätigt. Dr.-Ing. Rainer Dulger hat sein Amt als Mitglied des Aufsichtsrats niedergelegt und ist mit Wirkung zum Ablauf des 30. Juni 2011 aus dem Aufsichtsrat ausgeschieden. Durch Beschluss des Amtsgerichts Mannheim wurde Dr. Nils Schmid, stellvertretender Ministerpräsident, Minister für Wirtschaft und Finanzen des Landes Baden-Württemberg und Mitglied des Landtags von Baden-Württemberg, mit Wirkung ab dem 1. Juli 2011 zum Mitglied des Aufsichtsrats bestellt. Ferner haben Prof. Dr. Ulrich Goll und Helmut Rau jeweils ihr Amt als Mitglied des Aufsichtsrats niedergelegt und sind jeweils mit Wirkung zum Ablauf des 9. Juli 2011 aus dem Aufsichtsrat ausgeschieden. Durch Beschluss des Amtsgerichts Mannheim wurden Silke Krebs, Ministerin im Staatsministerium des Landes Baden-Württemberg, und Günther Cramer, Aufsichtsratsvorsitzender der SMA Solar Technology AG, jeweils mit Wirkung ab dem 10. Juli 2011 zu Mitgliedern des Aufsichtsrats bestellt. Der Aufsichtsrat dankt den ausgeschiedenen Mitgliedern für die vertrauensvolle und engagierte Zusammenarbeit und ihre Tätigkeit für das Unternehmen. Der Aufsichtsrat bedankt sich bei den Mitgliedern des Vorstands sowie allen Mitarbeiterinnen und Mitarbeitern für ihr hohes persönliches Engagement und die im Geschäftsjahr 2011 geleistete Arbeit.
Karlsruhe, 6. März 2012 Der Aufsichtsrat Dr. Claus Dieter Hoffmann, Vorsitzender Entsprechenserklärung des Vorstands und des Aufsichtsrats zum Deutschen Corporate Governance Kodex gemäß § 161 AktGder EnBW Energie Baden-Württemberg AGVorstand und Aufsichtsrat der EnBW Energie Baden-Württemberg AG erklären gemäß § 161 AktG: Die EnBW Energie Baden-Württemberg AG hat den im elektronischen Bundesanzeiger bekannt gemachten Empfehlungen der Regierungskommission Deutscher Corporate Governance Kodex in der Fassung vom 26. Mai 2010 seit der letzten Entsprechenserklärung vom 9. Dezember 2010 mit folgender Ausnahme entsprochen: Ziffer 5.4.1 Abs. 2 und 3 des Kodex: Der Aufsichtsrat soll konkrete Ziele für seine Zusammensetzung benennen, die unter Beachtung der unternehmensspezifischen Situation die internationale Tätigkeit des Unternehmens, potentielle Interessenskonflikte, eine festzulegende Altersgrenze für Aufsichtsratsmitglieder und Vielfalt (Diversity) berücksichtigen und eine angemessene Beteiligung von Frauen vorsehen. Vorschläge des Aufsichtsrats an die zuständigen Wahlgremien sollen diese Ziele berücksichtigen. Die Zielsetzung des Aufsichtsrats und der Stand der Umsetzung sollen im Corporate Governance Bericht veröffentlicht werden. Die seinerzeitige Aktionärin E.D.F. International SA (EDF) hat am 6. Dezember 2010 mit der NECKARPRI GmbH, einer 100 %-igen Tochtergesellschaft des Landes Baden-Württemberg, einen Vertrag über den Erwerb der bislang von der EDF gehaltenen EnBW-Aktien in Höhe von rund 45 % des Grundkapitals geschlossen. Der Aufsichtsrat hat die Empfehlung des Kodex, Ziele für die Zusammensetzung des Aufsichtsrats zu benennen, begrüßt. Angesichts des Wechsels eines maßgeblichen Aktionärs war der Aufsichtsrat bei Abgabe der letzten Entsprechenserklärung am 9. Dezember 2010 der Auffassung, dass die Festlegung konkreter Ziele für die Zusammensetzung des Aufsichtsrats seinerzeit nicht sachgerecht war, sondern im neu zusammengesetzten Aufsichtsrat beraten werden sollte. Ab sofort wird die EnBW Energie Baden-Württemberg AG den Empfehlungen der Regierungskommission Deutscher Corporate Governance Kodex in der Fassung vom 26. Mai 2010 künftig uneingeschränkt entsprechen.
Karlsruhe, 8. Dezember 2011 EnBW Energie Baden-Württemberg AG Für den Vorstand: Dr. Bernhard Beck Für den Aufsichtsrat: Dr. Claus Dieter Hoffmann GewinnverwendungsvorschlagDer Jahresabschluss der EnBW AG zum 31. Dezember 2011 weist einen Bilanzgewinn von 230.679.491,74 € aus. Der Hauptversammlung wird vorgeschlagen, diesen Betrag wie folgt zu verwenden: scroll
Karlsruhe, 15. Februar 2012 EnBW Energie Baden-Württemberg AG Villis Dr. Beck Kusterer Dr. Mausbeck Dr. Zimmer |
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