EnBW Trading GmbHLiquidiert

EnBW Trading GmbH

Karlsruhe

Jahresabschluss zum Geschäftsjahr vom 01.01.2012 bis zum 31.12.2012

Bilanz

AKTIVA

Gewinn- und Verlustrechnung

Anhang

I. Anlagespiegel

II. Allgemeine Grundlagen

Der Jahresabschluss der EnBW Trading GmbH (ETG) zum 31. Dezember 2012 ist entsprechend den Bestimmungen des HGB und des GmbHG erstellt und in Euro ausgewiesen. Es gelten die Vorschriften für große Kapitalgesellschaften.

Die zur übersichtlicheren Darstellung in der Bilanz sowie in der Gewinn- und Verlustrechnung zusammengefassten Posten sind im Anhang gesondert aufgeführt und erläutert.

Die Gewinn- und Verlustrechnung wird nach dem Gesamtkostenverfahren erstellt.

Mit der EnBW Energie Baden-Württemberg AG, Karlsruhe (EnBW AG), ist ein Beherrschungs- und Gewinnabführungsvertrag abgeschlossen. Mit der EnBW AG besteht bezüglich Körperschaft- und Gewerbesteuer sowie hinsichtlich der Umsatzsteuer ein Organschaftsverhältnis.

Der Jahresabschluss der ETG wird in den Konzernabschluss der EnBW AG einbezogen, der im elektronischen Bundesanzeiger offen gelegt wird.

Der Konzernabschluss der EnBW AG wird 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.

Mit Vertrag vom 12. März 2012 und Wirkung zum 01.01.2012 wurde die EnBW Gas Midstream GmbH auf die ETG verschmolzen. Die Verschmelzung wurde als Side-Step-Merger durchgeführt, das heißt es erfolgte eine Aufnahme ohne Gewährung von Gesellschaftsanteilen. Der Wert des eingebrachten Vermögens in Höhe von EUR 35.330.584,60 wurde daher in die Kapitalrücklage eingestellt. Die Bewertung der übernommenen Vermögensgegenstände und Schulden erfolgte zu Buchwerten und betraf die folgenden Bilanzpositionen:

III. Bilanzierung und Bewertung

Für die Aufstellung des Jahresabschlusses waren die nachfolgenden Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden maßgebend.

Entgeltlich erworbene immaterielle Vermögensgegenstände sind zu Anschaffungskosten bilanziert und werden, sofern sie der Abnutzung unterliegen, entsprechend ihrer voraussichtlichen Nutzungsdauer um planmäßige Abschreibungen nach der linearen Methode vermindert. Selbst geschaffene immaterielle Vermögensgegenstände sind zu Herstellungskosten bilanziert und werden, sofern sie der Abnutzung unterliegen, entsprechend ihrer voraussichtlichen Nutzungsdauern um planmäßige Abschreibungen nach der linearen Methode vermindert. Die Herstellungskosten enthalten alle aktivierungspflichtigen Kostenbestandteile, Zinsen für Fremdkapital sind nicht einbezogen.

Sachanlagen werden zu Anschaffungskosten angesetzt und, soweit abnutzbar, planmäßig abgeschrieben. Die Sachanlagen werden nach der Maßgabe der voraussichtlichen Nutzungsdauer unter Orientierung an den amtlichen AfA-Tabellen abgeschrieben. Für die bis zum Inkrafttreten des Bilanzrechtsmodernisierungsgesetzes im Jahr 2010 zugegangenen Anlagegüter werden die im jeweiligen Zugangsjahr geltenden Vorschriften fortgeführt. Bis einschließlich 2009 wurde auf der Grundlage steuerlich anerkannter Höchstsätze abgeschrieben, seit dem Jahr 2010 wird ein linear verlaufender Werteverzehr zu Grunde gelegt. Bewegliche Vermögensgegenstände werden mit Ausnahme der Zugänge in den Jahren 2006, 2007 und 2009 nach der linearen Methode abgeschrieben. Soweit steuerlich zulässig, wurde in den Jahren 2006, 2007 sowie 2009 für bewegliche Vermögensgegenstände die degressive Abschreibungsmethode angewandt. Im Zugangsjahr erfolgen die Abschreibungen zeitanteilig (pro rata temporis).

Für geringwertige Anlagegüter im Sinne von § 6 Abs. 2a EStG, wird aufgrund der untergeordneten Bedeutung aus Vereinfachungsgründen ein Sammelposten gebildet. Der Sammelposten wird im Jahr der Bildung und in den folgenden vier Geschäftsjahren mit jeweils einem Fünftel ergebniswirksam aufgelöst.

Sowohl für immaterielle Vermögensgegenstände als auch für Sachanlagen werden außerplanmäßige Abschreibungen, soweit handelsrechtlich geboten, vorgenommen.

Zuschreibungen erfolgen, sobald die Gründe für in Vorjahren vorgenommene außerplanmäßige Abschreibungen entfallen sind.

Die Finanzanlagen werden zu Anschaffungskosten oder gegebenenfalls niedrigeren beizulegenden Werten bilanziert.

Ausleihungen werden grundsätzlich zum Nennwert angesetzt.

Vorräte,die nicht in eine Bewertungseinheit einbezogen sind, werden zu Anschaffungskosten oder niedrigeren Tagespreisen bewertet. Die Bewertung erfolgt unter Beachtung des Niederstwertprinzips.

Alle erkennbaren Risiken im Vorratsvermögen, die sich aus überdurchschnittlicher Lagerdauer, geminderter Verwertbarkeit und niedrigeren Wiederbeschaffungskosten ergeben, sind durch angemessene Abwertungen berücksichtigt.

Für Verluste aus Liefer- und Abnahmeverpflichtungen, die einer Einzelbewertung unterliegen oder für Verluste, die aus einer Bewertungseinheit resultieren, sind in angemessener Höhe Rückstellungen gebildet.

Abgesehen von handelsüblichen Eigentumsvorbehalten sind die Vorräte frei von Rechten Dritter.

Forderungen und sonstige Vermögensgegenstände sind zum Nennwert angesetzt. Ausfallrisiken werden durch ausreichende Wertberichtigungen berücksichtigt.

Die sonstigen Wertpapiere wurden zu Anschaffungskosten bzw. den niedrigeren Börsenkursen oder Rücknahmewerten angesetzt.

Kurzfristige Aktiva in fremder Währung werden mit dem Stichtagskurs bewertet.

Das gezeichnete Kapital ist zum Nennbetrag angesetzt.

Die Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen werden nach der Anwartschaftsbarwertmethode unter Verwendung der "Richttafeln 2005 G" von Prof. Dr. Klaus Heubeck ermittelt. Für die Abzinsung wurde pauschal der durchschnittliche Marktzinssatz bei einer restlichen Laufzeit von 15 Jahren von 5,0 % gemäß der Rückstellungsabzinsungsverordnung vom 18. November 2009 verwendet. Erwartete Gehaltssteigerungen einschließlich Karrieretrends wurden mit durchschnittlich 3 %, erwartete Inflationsraten mit 2,0 % sowie erwartete Rentensteigerungen mit 2,1 % berücksichtigt. Die Fluktuation wurde mit einer Rate von 2,0 % berücksichtigt.

Aufgrund der bestehenden Schuldbeitrittserklärungen der EnBW AG werden Rückstellungen für Altersversorgungsverpflichtungen sowie für Altersteilzeitverpflichtungen (Angabe unter den Haftungsverhältnissen) von derselben übernommen und die Gesellschaft leistet einen Aufwandsersatz für die Anwartschaften.

Die Steuerrückstellungen und sonstigen Rückstellungen berücksichtigen alle ungewissen Verbindlichkeiten und drohenden Verluste aus schwebenden Geschäften. Sie sind in Höhe des nach vernünftiger kaufmännischer Beurteilung notwendigen Erfüllungsbetrags (d.h. einschließlich zukünftiger Kosten- und Preissteigerungen) angesetzt. Rückstellungen mit einer Restlaufzeit von mehr als einem Jahr wurden abgezinst. Soweit die zugrunde liegende Verpflichtung einen Zinsanteil enthält, wurden die Rückstellung zum Barwert mit einem laufzeitadäquaten durchschnittlichen Marktzinssatz der vergangenen sieben Geschäftsjahre abgezinst, wie er von der deutschen Bundesbank ermittelt und bekanntgegeben wurde.

Zur Absicherung finanzwirtschaftlicher Risiken werden Bewertungseinheiten gemäß § 254 HGB gebildet. Dabei kommen folgende Bilanzierungs- und Bewertungsgrundsätze zur Anwendung:

Ökonomische Sicherungsbeziehungen werden durch die Bildung von Bewertungseinheiten bilanziell nachvollzogen. In den Fällen, in denen sowohl die "Einfrierungsmethode", bei der die sich ausgleichenden Wertänderungen aus dem abgesicherten Risiko nicht bilanziert werden, als auch die "Durchbuchungsmethode", wonach die sich ausgleichenden Wertänderungen aus dem abgesicherten Risiko sowohl des Grundgeschäfts als auch des Sicherungsinstruments bilanziert werden, angewandt werden können, wird die Einfrierungsmethode angewandt. Die sich ausgleichenden positiven und negativen Wertänderungen werden nicht bilanziert.

Die Portfolien Erzeugung und Vertrieb werden jeweils gesamthaft, unter Berücksichtigung der einzelnen gesicherten Jahre, betrachtet. Die Betrachtung entspricht somit dem Risikomanagement dieses Portfolios. Da finanzwirtschaftliche Risiken im Erzeugungs- und Vertriebsportfolio gesamthaft in jeder Jahresscheibe gemanagt werden, werden die zugehörigen Finanzinstrumente in diesen Portfolien als Bewertungseinheit geführt.

Die Portfolien Gas VT/Gas Strukt werden gesamthaft unter Berücksichtigung der einzelnen gesicherten Jahre betrachtet. Das Portfolio Gas Asset/Gas Asset Hedge wird für die Bestandteile Speicher Etzel und Novatek-Strategie über die Lieferjahre hinweg betrachtet und entspricht somit dem Risikomanagement dieses Portfolios. Die den Speicher Etzel und die Novatek Strategie betreffenden Geschäfte werden systemseitig getrennt geführt, daraus erfolgt eine eindeutige Zuordnung. Da finanzwirtschaftliche Risiken im Gas VT/Gas Strukt- und Gas Asset/Gas Asset Hedge-Portfolio (Speicher Etzel bzw. Novatek Strategie) gesamthaft in jeder Jahresscheibe oder über die Lieferjahre hinweg gemanagt werden, werden die zugehörigen Finanzinstrumente in diesen Portfolien als Bewertungseinheit geführt.

Für derivative Finanzinstrumente, die für den Eigenhandel (Strom und Gas) abgeschlossen wurden, wird jeweils eine Bewertungseinheit für das Gesamtportfolio (Strom und Gas) gebildet. Da finanzwirtschaftliche Risiken im Eigenhandels-Portfolio gesamthaft gemanagt werden, werden die zugehörigen Finanzinstrumente in diesem Portfolio als Bewertungseinheit geführt.

Das Portfolio Portfoliomanagement wird gesamthaft unter Berücksichtigung der einzelnen gesicherten Jahre betrachtet. Die Betrachtung entspricht somit dem Risikomanagement dieses Portfolios. Da finanzwirtschaftliche Risiken im PFM-Portfolio gesamthaft in jeder Jahresscheibe gemanagt werden, werden die zugehörigen Finanzinstrumente in diesem Portfolio als Bewertungseinheit geführt.

Verbindlichkeiten sind mit dem Erfüllungsbetrag angesetzt.

Kurzfristige Verbindlichkeiten in fremder Währung werden mit dem Stichtagskurs bewertet.

IV. Erläuterungen zur Bilanz

(1) Anlagevermögen

Die Gliederung des Anlagevermögens und seine Entwicklung gehen aus dem in Punkt I. dargestellten Anlagespiegel hervor.

(2) Vorräte

Zum Bilanzstichtag setzt sich der Bestand wie folgt zusammen:

Auf Grund der am Bilanzstichtag niedrigeren Marktpreise ergab sich ein Abschreibungsbedarf für Kohle in Höhe von EUR 14.718.400,00 (im Vorjahr EUR 868.572,00), für Emissionsrechte in Höhe von EUR 8.050.691,26 (im Vorjahr EUR 0,00) sowie für Öl in Höhe von EUR 467.386,86 (im Vorjahr EUR 0,00).

(3) Forderungen und sonstige Vermögensgegenstände

Bei den Forderungen aus Lieferungen und Leistungen handelt es sich im Wesentlichen um Abgrenzungen für noch nicht in Rechnung gestellte Strom- und Gaslieferungen Dezember sowie Forderungen aus dem Verkauf von Emissionsrechten.

Bei den Forderungen gegen verbundene Unternehmen handelt es sich überwiegend um Forderungen aus der Lieferung von Energie und Emissionsrechten an verbundene Unternehmen, die nicht am "Konzernclearing" teilnehmen.

Die sonstigen Vermögensgegenstände betreffen im Wesentlichen geleistete bare Sicherheiten in Höhe von EUR 206.324.972,17 (im Vorjahr EUR 45.050.495,22), Leistungen an die EEX und ICE aus Variation Margin in Höhe von EUR 183.326.574,41 (im Vorjahr EUR 336.807.750,82), Emissionsrechte in Höhe von EUR 10.796.745,21 (im Vorjahr EUR 9.920.172,72) sowie Energiesteuer in Höhe von EUR 3.122.598,37 (im Vorjahr EUR 7.914.894,13).

(4) Wertpapiere

Die Wertpapiere beinhalten:

Die Wertpapiere sind als Sicherheiten für die Börsengeschäfte der Gesellschaft an der EEX und ICE hinterlegt.

Am Bilanzstichtag ergab sich ein Abschreibungsbedarf in Höhe von EUR 429.400,00 (im Vorjahr EUR 514.700,00).

(5) Guthaben bei Kreditinstituten

Die Guthaben bei Kreditinstituten beinhalten laufende Bankkonten in EUR und Fremdwährung.

(6) Rechnungsabgrenzungsposten

Für die Ergebnisbestandteile 2013 aus den EEX-Futures wurde in Höhe von EUR 225.246.973,48 ein aktiver Rechnungsabgrenzungsposten gebildet. Der im Vorjahr für den analogen Sachverhalt gebildete aktive Rechnungsabgrenzungsposten für das Jahr 2012 (EUR 106.408.425,91) wurde im abgelaufenen Geschäftsjahr vollständig aufgelöst.

Für den Einsatz der Kraftwerke in den Jahren 2013 bis 2015 wurden Emissionsrechte mit Lieferung 2012 in Emissionsrechte mit Lieferung 2013 bis 2015 "gerollt". Für die daraus entstandenen Ergebnisbestandteile wurde ein aktiver Rechnungsabgrenzungsposten in Höhe von EUR 63.699.110,00 gebildet.

Gasbezüge für die Jahre 2013 und 2014 wurden vorab bezahlt. Diese Zahlung wurde in Höhe von EUR 31.327.221,00 als aktiver Rechnungsabgrenzungsposten erfasst.

Darüber hinaus sind in dem aktiven Rechnungsabgrenzungsposten sonstige Sachverhalte in Höhe von EUR 362.911,37 (im Vorjahr EUR 632.677,73) enthalten.

(7) Eigenkapital

Das voll eingezahlte Stammkapital zum 31. Dezember 2012 von EUR 2.560.100,00 wird in voller Höhe von der EnBW AG gehalten.

Ausschüttungssperre

In Höhe von EUR 623.590,00 (im Vorjahr EUR 840.453,00) ergibt sich gemäß § 268 Abs. 8 HGB aus Aktivierungen von selbst geschaffenen immateriellen Vermögensgegenständen des Anlagevermögens eine Gewinnausschüttungssperre.

Der Betrag wurde in die Gewinnrücklagen eingestellt.

(8) Rückstellungen

Die sonstigen Rückstellungen enthalten insbesondere Rückstellungen für ausstehende Rechnungen im Wesentlichen für Lieferungen im Dezember 2012 von EUR 1.760.054.302,96 (im Vorjahr EUR 1.649.533.989,74), Rückstellungen für drohende Verluste von EUR 43.702.063,60 (im Vorjahr EUR 18.251.516,38) sowie Rückstellungen aus dem Personalbereich in Höhe von EUR 6.372.650,00 (im Vorjahr EUR 5.837.422,00).

Bei den Rückstellungen für ausstehende Rechnungen handelt es sich im Wesentlichen um Abgrenzungen für Strom-, Gas- und Kohlebezüge sowie Käufe von Emissionsrechten.

Die Rückstellungen berücksichtigen alle nach den Grundsätzen vernünftiger kaufmännischer Beurteilung erkennbaren Risiken und ungewissen Verpflichtungen.

(9) Verbindlichkeiten

Gemäß der Vereinbarung über das "Konzernclearing" zwischen den Gesellschaften des EnBW-Konzerns sind die jeweiligen Forderungen und Verbindlichkeiten auf dem Verrechnungskonto der EnBW AG saldiert ausgewiesen.

Die Verbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen umfassen solche gegenüber Gesellschaftern in Höhe von EUR 493.931.712,12 (im Vorjahr EUR 510.338.972,40).

(10) Rechnungsabgrenzungsposten

Für die Ergebnisbestandteile 2013 aus den EEX-Futures wurde in Höhe von EUR 414.196.918,27 ein passiver Rechnungsabgrenzungsposten gebildet. Der im Vorjahr für den analogen Sachverhalt gebildete passive Rechnungsabgrenzungsposten für das Jahr 2012 (EUR 103.144.321,41) wurde im abgelaufenen Geschäftsjahr vollständig aufgelöst.

Im Geschäftsjahr 2012 wurden aus den in den Vorjahren abgeschlossenen Stromlieferverträgen "EnBW virtuelle Kraftwerksscheibe" die Vorauszahlungen für die gesicherte Vorhaltung der Vertragsleistung über die gesamte Vertragsdauer von den Erwerbern entrichtet. Hierfür wurde ein passiver Rechnungsabgrenzungsposten in Höhe von EUR 52.896.000,00 gebildet.

Darüber hinaus sind in dem passiven Rechnungsabgrenzungsposten sonstige Sachverhalte in Höhe von EUR 32.446.686,60 (im Vorjahr EUR 19.676.824,58) enthalten.

V. Erläuterungen zur Gewinn- und Verlustrechnung

(11) Umsatzerlöse

Bei den Umsatzerlösen handelt es sich im Wesentlichen um Erlöse aus Strom-, Gas- und Kohlegeschäften.

In den Umsatzerlösen sind Erlöse mit verbundenen Unternehmen in Höhe von EUR 4.198.812.589,67 (im Vorjahr EUR 5.054.276.307,18) enthalten.

Die Umsatzerlöse enthalten in Höhe von EUR 115.725.979,53 (im Vorjahr EUR 103.959.079,60) periodenfremde Umsatzerlöse.

(12) Sonstige betriebliche Erträge

In den übrigen Erträgen sind periodenfremde Erträge in Höhe von EUR 7.607.907,66 (im Vorjahr EUR 8.687.490,79) enthalten.

(13) Materialaufwand

Im Materialaufwand sind EUR 108.242.702,29 (im Vorjahr EUR 115.579.055,15) periodenfremde Aufwendungen enthalten.

Es sind im Materialaufwand Aufwendungen aus Zuführung zur Rückstellung für drohende Verluste in Höhe von EUR 5.686.580,00 (im Vorjahr EUR 0,00) enthalten.

(14) Personalaufwand

Bei den Aufwendungen für Altersversorgung handelt es sich im Wesentlichen um den in der Bilanzierung und Bewertung beschriebenen Aufwandsersatz für Anwartschaften bei der Altersversorgung gegenüber der EnBW AG.

Beschäftigte im Jahresdurchschnitt:

Zum 31. Dezember 2012 beträgt die Beschäftigtenzahl 238. Zum Jahresende bestanden keine Ausbildungsverhältnisse.

(15) Abschreibungen

Die Abschreibungen in Höhe von EUR 1.161.418,91 (im Vorjahr EUR 1.302.580,21) umfassen ausschließlich die planmäßigen Abschreibungen des Geschäftsjahres.

(16) Sonstige betriebliche Aufwendungen

Die Aufwendungen aus konzerninterner Verrechnung enthalten im Wesentlichen Supportleistungen der EnBW Systeme Infrastruktur Support GmbH für Informationsverarbeitung, Verwaltung sowie Rechnungswesen und Steuern in Höhe von EUR 15.669.794,88 (im Vorjahr EUR 17.275.561,57).

Die übrigen Aufwendungen umfassen weitere Personalkosten wie Reisekosten und Weiterbildung sowie Gebühren für Börsengeschäfte.

In den sonstigen betrieblichen Aufwendungen sind periodenfremde Aufwendungen in Höhe von EUR 333.125,91 (im Vorjahr in Höhe von EUR 15.819,61) enthalten.

(17) Finanzergebnis

Der Zinsanteil aus der Zuführung zu den langfristigen Personalrückstellungen reduzierte das Finanzergebnis um EUR 1.137.142,00 (im Vorjahr EUR 768.926,00).

In den sonstigen Zinsen und ähnlichen Erträgen sind periodenfremde Erträge in Höhe von EUR 406.020,87 (im Vorjahr EUR 2.590.590,86) enthalten.

(18) Sonstige Steuern

Der Sonstige Steueraufwand resultiert im Wesentlichen aus den geänderten Umsatzsteuerbescheiden für die Jahre 2009 und 2010 in Höhe von EUR 48.046.921,51.

VI. Sonstige Angaben

Haftungsverhältnisse

Die Gesellschaft haftet für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen sowie für Verpflichtungen aus sonstigen Betriebsvereinbarungen in Höhe von EUR 26.031.053,00 (im Vorjahr EUR 20.217.761,00), deren Erfüllung die EnBW AG übernommen hat. Die Gesellschaft schätzt das Risiko einer Inanspruchnahme als sehr gering ein.

Sonstige finanzielle Verpflichtungen

Das Bestellobligo beläuft sich auf EUR 2.326.095,87 (im Vorjahr EUR 1.185.238,89).

Die finanziellen Verpflichtungen aus Anmietungen betragen EUR 3.569.717,78 (im Vorjahr EUR 4.949.164,04).

Weiterhin bestehen finanzielle Verpflichtungen aus langfristigen Verträgen mit verbundenen Unternehmen in Höhe von EUR 2.971.300.862,00 (Im Vorjahr EUR 3.205.978.774,44) (im Wesentlichen gegenüber EnBW Kraftwerke AG aus Leistungsentgelten der Planjahre 2013 und 2014 sowie aus einer Zahlungsverpflichtung gegenüber der EnBW AG aus der Refinanzierung eines Strombezugsrechts-Leasingvertrages). Gegenüber Dritten bestehen sonstige finanzielle Verpflichtungen aus langfristigen Verträgen in Höhe von EUR 6.148.862.052,00 (im Vorjahr EUR 1.895.224.087,16) (im Wesentlichen aus einem Gasbezugsvertrag, der Bewirtschaftung eines Kohlekraftwerkes sowie aus Gas- und Kohletransporten, Gasspeicher und Emissionszertifikaten). Für die finanziellen Verpflichtungen bei denen der künftige Betrag noch nicht endgültig feststeht, wurde der voraussichtliche Aufwand nach vernünftiger kaufmännischer Beurteilung geschätzt.

Derivative Finanzinstrumente

Im Rahmen der Energiehandelstätigkeit werden Energiehandelskontrakte für Zwecke des Preisrisikomanagements, der Kraftwerksoptimierung, der Lastglättung und der Margenoptimierung abgeschlossen. Darüber hinaus ist der Eigenhandel nur innerhalb enger, klar definierter Limite erlaubt.

Commodity-Preisrisiken wirken sich im Wesentlichen auf Positionen aus, die im Rahmen der Risikomanagementaktivitäten der Gesellschaft zur Ergebnisabsicherung eingegangen werden. Die finanzwirtschaftlichen Risiken im Kraftwerks-Portfolio (KW-Portfolio) und im Vertriebsportfolio Strom (VT-Portfolio) werden gesamthaft in jeder Jahresscheibe gemanagt. Aus der Bewirtschaftung von Gasspeichern und -bezugs-verträgen sowie aus dem Gasvertrieb ergeben sich ebenfalls Commodity-Preisrisiken. Die finanzwirtschaftlichen Risiken hieraus werden - je nach Portfolio - sowohl gesamthaft in jeder Jahresscheibe als auch gesamthaft über die Lieferjahre hinweg gemanagt. Darüber hinaus entstehen Marktpreisrisiken für ETG durch das Eingehen von spekulativen Positionen im Eigenhandel. Finanzwirtschaftliche Risiken im Eigenhandels-Portfolio werden gesamthaft gemanagt.

Unternehmenspolitik ist es, diese Risiken durch ein systematisches Risikomanagement auszuschalten oder zu begrenzen. Hierzu werden seitens der ETG derivative Instrumente innerhalb umfassender Risikomanagementrichtlinien eingesetzt. Im Berichtsjahr kamen als Sicherungsinstrumente Forwards, Futures, Swaps und Optionen zum Einsatz.

Die zur Absicherung von finanzwirtschaftlichen Risiken eingesetzten derivativen Finanzinstrumente unterliegen den in der Richtlinie für das Risikomanagement festgelegten Beurteilungskriterien wie Value at Risk Kennziffern sowie Positionslimiten. Die Funktionstrennung der Bereiche Handel sowie Abwicklung und Kontrolle bilden ein weiteres zentrales Element des Risikomanagements.

Für börsengehandelte sowie teilweise auch bilateral gehandelte Derivate wurden Sicherheiten hinterlegt bzw. hat die Gesellschaft Sicherheiten erhalten.

Bewertungseinheiten

Für das Nostro-Portfolio kommt jeweils ein Makro-Hedge für Strom und Gas zur Anwendung.

In den Nostro-Portfolien werden Arbitragegeschäfte (auch zwischen Commodity-Märkten und zwischen Handelsperioden) sowie Geschäfte, bei denen bewusst, aufgrund von Markteinschätzungen, Positionen eröffnet werden, getätigt. Diese offenen Positionen sowie im Bereich Gas die offenen Positionen und die Gasbestände stellen die zu sichernden Grundgeschäfte dar. Es wurden folgende Instrumente gehandelt, die daher potentielle Grundgeschäfte darstellen: Kohle-Swaps und-Futures; Öl-Swaps, -Futures und -Forwards, Devisentermingeschäfte; Strom-Futures, -Forwards und -Optionen; Emissionsrechte-Futures und -Forwards; Gas-Swaps, -Futures und -Forwards.

Die Grundgeschäfte betreffen den Zeitraum 2013 bis 2016 für das Portfolio Nostro Strom und den Zeitraum 2013 bis 2017 für das Portfolio Nostro Gas.

Die Geschäfte aus geschlossenen Positionen stellen die Sicherungsgeschäfte dar. Die kompensatorische Wirkung der Absicherung des Preisrisikos der offenen Position ergibt sich aus dem Portfolioführungskonzept und dem Risikomanagement des Eigenhandelsportfolios insgesamt: Stellen sich aus der Handelstätigkeit Gewinne ein, werden diese durch Schließen der Position realisiert; stellen sich Verlustpositionen ein, werden diese durch ein Limitsystem begrenzt und geschlossen.

Der Nominalwert der Grundgeschäfte beträgt zum Stichtag 14.431 Mio. EUR für das Portfolio Nostro Strom und 11.734 Mio. EUR für das Portfolio Nostro Gas.

Für das Nostro-Portfolio ist ein Risikomanagementsystem installiert. Eine entsprechende Dokumentation liegt u.a. in Form des Risikomanagementhandbuchs, von Arbeitsanweisungen und von Risikoreports an verschiedene Gremien vor.

Eine quantitative Beurteilung der Wirksamkeit erfolgt, indem aufgezeigt wird, dass der Value at Risk (10 Tage, 98%) der offenen Position im Zeitablauf im vorgegebenen Korridor (VaR Limit) liegt.

Offene Positionen im Nostro-Portfolio sind Marktpreisänderungsrisiken ausgesetzt. Diese Risiken können sich je nach Underlying der kontrahierten Termingeschäfte auf Marktpreisänderungen für Strom, Steinkohle, Erdgas, Öl oder Emissionsrechte beziehen. Sie können sich ebenso auf die Änderungen von Preisspreads beziehen. Darüber hinaus können Zinsänderungsrisiken sowie Wechselkursänderungsrisiken bestehen.

Das abgesicherte Risiko beträgt zum Stichtag 695 Mio. EUR für Strom und 149 Mio. EUR für Gas. Es entspricht dem bilanziellen Risiko zum Bilanzstichtag (negative Marktwerte).

Die Mark-to-Market-Bewertung für alle Geschäfte des Nostro-Portfolios als Saldo aus unrealisierten Erträgen und unrealisierten Verlusten stellt den ineffektiven Teil der Sicherungsbeziehung dar. Eine negative Ineffektivität wird in Form einer Rückstellung für drohende Verluste bilanziell berücksichtigt. Positive Unwirksamkeiten bleiben unberücksichtigt.

Im Vorjahr wurden Drohverlustrückstellungen in Höhe von EUR 9.888.816,38 gebildet.

Für das VT-Portfolio Strom erfolgt die Designation der Bewertungseinheit in Form eines Portfolio-Hedges. Portfolio-Hedges werden im VT-Portfolio für einzelne Lieferjahre designiert.

Das Grundgeschäft stellen sämtliche Geschäfte dar, welche die Vertriebsposition abbilden. Das können sowohl Verkäufe an die EnBW-Vertriebsgesellschaften als auch Rückkäufe von den EnBW-Vertriebsgesellschaften (z.B. aus konjunkturellen Gründen) sein, wobei Rückkäufe eher einen Ausnahmetatbestand darstellen. Die Grundgeschäfte setzen sich im Wesentlichen aus folgenden Vertriebsgeschäften zusammen: Fahrpläne (strukturierte Lieferungen) und Standardhandelsprodukte.

Die Grundgeschäfte betreffen den Zeitraum 2013 bis 2016.

Sämtliche Bezugsgeschäfte, welche für die Beschaffung bzw. der Anpassung der Vertriebsposition dienen, stellen die Sicherungsinstrumente dar. Als Sicherungs-geschäfte werden aktuell Strom-Forwards und -Futures eingesetzt. Die kompensatorische Wirkung der Absicherung des Preisrisikos der Vertriebsposition ergibt sich aus dem Portfolioführungskonzept sowie aus dem Risikomanagement des VT-Portfolios: Vertriebs- und absatzseitig handelt es sich um gleichartige Geschäfte, bei denen wegen der back-to-back Beschaffung grundsätzlich Mengengleichheit und Laufzeitkongruenz besteht.

Der Nominalwert der Grundgeschäfte beträgt zum Stichtag:

Für das VT-Portfolio liegt ein Risikomanagementsystem vor. Eine entsprechende Dokumentation/Umsetzung liegt u.a. in Form des Risikomanagementhandbuchs, von Arbeitsanweisungen, von Reportings und der Einrichtung eines Risiko Management Committees (RMC) vor.

Ein quantitativer Nachweis zur Beurteilung der Wirksamkeit der Sicherungsbeziehung wird durch die Gegenüberstellung der Veränderung der Marktwerte aller Vertriebsgeschäfte im Vergleich zu den Veränderungen der Marktwerte aller Marktgeschäfte inkl. Umbuchungen (Regression) und Kaskadierungsergebnisse erbracht.

Die abgesetzte bzw. erwartete hoch wahrscheinliche Vertriebsmenge (sog. M3EW-Menge) an die EnBW-Vertriebsgesellschaften unterliegt Marktpreisänderungsrisiken. Das Marktpreisänderungsrisiko bezieht sich dabei auf die Commodity Strom.

Das abgesicherte Risiko beträgt zum Stichtag:

Das abgesicherte Risiko entspricht dem bilanziellen Risiko zum Bilanzstichtag (negativer Marktwert).

Die Mark-to-Market-Bewertung für alle Geschäfte des VT-Portfolios pro Jahr stellt den ineffektiven Teil der Sicherungsbeziehung dar. Eine negative Ineffektivität wird in Form einer Rückstellung für drohende Verluste berücksichtigt. Positive Unwirksamkeiten bleiben unberücksichtigt.

Zum Bilanzstichtag wurden Drohverlustrückstellungen in Höhe von EUR 6.491.228,00 (im Vorjahr EUR 5.238.540,00) gebildet.

Für das KW-Portfolio wird eine Bewertungseinheit in Form eines Makro-Hedges designiert, weil unterschiedliche Risiken (Preisrisiken bei Strom und Brennstoffen, Wechselkursrisiken), die über die Stromerzeugung in den Kraftwerken der EnBW in einem ökonomischen Zusammenhang stehen, zusammengefasst werden. Diese werden dann gemeinsam im Rahmen einer integrierten, vom RMC gesteuerten Hedge-Strategie mit Hilfe von Termingeschäften abgesichert.

Im Kraftwerksportfolio erfolgt zum einen die Vermarktung der geplanten Strom-Erzeugung aus den Kraftwerkskapazitäten gemäß den Planungsrechnungen der ETG. Zum anderen erfolgt in diesem Portfolio eine fortlaufende "Optimierung" des Einsatzes der Kraftwerke auf Basis sich ständig ändernder Marktpreise bzw. Marktpreisspreads. Die sich aus diesen beiden Sachverhalten ergebende Erzeugungsposition stellt das Grundgeschäft dar. Sofern die geplante Kraftwerkserzeugung noch nicht erreicht wurde, wird die Differenz im Rahmen der Bewertungseinheit antizipativ erfasst.

Die Grundgeschäfte betreffen den Zeitraum 2013 bis 2015.

Sämtliche Stromgeschäfte im Rahmen der Vermarktung der Kraftwerkskapazitäten stellen die Sicherungsinstrumente dar. Ebenfalls werden Sicherungsgeschäfte für Primärenergieträger, Emissionszertifikate und Fremdwährungsrisiken abgeschlossen.

Es wurden folgende Instrumente gehandelt, die Sicherungsinstrumente darstellen: Strom-Forwards, -Futures und -Optionen, Kohle-Swaps, -Futures und -Forwards, Öl-Swaps, -Futures und -Forwards, Gas-Swaps, -Futures und -Forwards, Futures und Forwards auf Emissionsrechte, Devisentermingeschäfte, Futures und Swaps auf Frachtraten. Sofern die geplante Kraftwerkserzeugung noch nicht komplett vermarktet wurde, werden die noch fehlenden Sicherungsinstrumente im Rahmen der Bewertungseinheit antizipativ erfasst.

Die kompensatorische Wirkung der Absicherung von Marktpreisrisiken bzw. Spreadrisiken ergibt sich aus dem Portfolioführungs- und Steuerungskonzept, aus dem Risikomanagement des KW-Portfolios sowie aus der Hedgestrategie.

Der Nominalwert der Grundgeschäfte beträgt zum Stichtag:

Für das KW-Portfolio liegt ein Risikomanagementsystem vor. Eine entsprechende Dokumentation/Umsetzung liegt u.a. in Form des Risikomanagementhandbuchs, von Arbeitsanweisungen, von Reportings und der Einrichtung eines RMC vor.

Die Risiken bei der Vermarktung der Erzeugung aus Kohle-, Öl- und Gaskraftwerken resultieren aus der Veränderung des Clean-Dark- bzw. Clean-Spark-Spreads. Es werden deshalb Sicherungsgeschäfte für die Primärenergieträger (Kohle, Öl, und Gas) sowie für Emissionszertifikate getätigt. Sofern Primärenergieträger in Fremdwährung gehandelt werden, sind diese einem Wechselkursänderungsrisiko ausgesetzt. Diesem wird durch den Abschluss von Fremdwährungsgeschäften Rechnung getragen. Zudem können aus der Beschaffung von Primärenergieträgern und/oder Emissionszertifikaten Zinsrisiken bestehen, welchen durch entsprechende Geschäfte (z.B. Zinsswaps) begegnet wird. Darüber hinaus können z.B. aus der Beschaffung von Kohle Marktpreisänderungsrisiken bezogen auf die Fracht bestehen. Dieses Risiko wird durch entsprechende Geschäfte gesichert.

Die Risiken aus der Vermarktung von Erzeugungskapazitäten aus Kernkraftwerken und aus Bezugsverträgen resultieren aus Marktpreisänderungen des Strompreises.

Das abgesicherte Risiko beträgt zum Stichtag:

Das abgesicherte Risiko entspricht dem bilanziellen Risiko zum Bilanzstichtag (negativer Marktwert).

Die Wirksamkeit der Bewertungseinheit wird in zwei Stufen nachgewiesen.

In einer ersten Stufe werden die Nominalwerte aller im Rahmen des Konzernhedges (Planabsicherung) bereits getätigten Geschäfte saldiert und somit die fixierte Marge ermittelt. Anschließend werden die im Rahmen des Konzernhedges noch offenen Positionen zu Terminpreisen geschlossen (Ermittlung der künftigen Marge). Der Summe aus fixierter und künftiger Marge wird dann der jährlich an KWG zu zahlende Fixkostenbetrag für die Überlassung der Kraftwerkskapazität sowie weitere Fixentgelte für Strombezugsverträge und variable Kosten für Brennstoffe gegenüber gestellt.

Sollte sich aus diesem Verfahren ein negativer Differenzbetrag ergeben, wird in einer zweiten Stufe die parallel zum Konzernhedge laufende Optimierung des Kraftwerksparks am Markt, also die Nutzung der Kraftwerksoption, berücksichtigt. Wenn sich aus der ersten Stufe aber bereits ein positiver Differenzbetrag ergibt, kann auf die Berücksichtigung der Optimierung verzichtet werden, da sich aus der Optimierungstätigkeit immer ein zusätzlicher Deckungsbeitrag ergibt.

Ergibt sich aus der resultierenden Größe für ein einzelnes Lieferjahr ein negativer Differenzbetrag, so ist dieser in Form einer Drohverlustrückstellung bilanziell zu berücksichtigen. Positive Differenzbeträge bleiben unberücksichtigt.

Für das Portfolio PFM erfolgt die Designation einer Bewertungseinheit in Form eines Makro-Hedges, da ganze Gruppen von Finanzinstrumenten gemeinsam gegen Preisänderungs- und/oder Spreadrisiken abgesichert werden. Die Designation erfolgt für einzelne Lieferjahre.

In diesem Portfolio werden Positionen (Bezüge, Lieferungen) oder Assets (reale Kraftwerke und virtuelle Kraftwerksscheiben), die ETG von Dritten und von verbundenen Unternehmen zur Bewirtschaftung und/oder Optimierung überlassen wurden, bewirtschaftet. Diese (physischen) Positionen stellen die Grundgeschäfte dar.

Die Grundgeschäfte betreffen den Zeitraum 2013 bis 2016.

Die Risiken, die sich aus der Übernahme der Positionen und Assets von Dritten zur Bewirtschaftung ergeben, werden durch Termingeschäfte abgesichert und stellen somit die Sicherungsinstrumente dar. Es wurden folgende Instrumente gehandelt, die Sicherungsinstrumente darstellen: Strom-Forwards und -Futures, Kohle-Swaps und -Futures, Futures und Forwards für Emissionsrechte, Öl-Forwards und -Futures sowie Devisentermingeschäfte.

Aus der Übernahme der Positionen und Assets von Dritten zur Bewirtschaftung ergeben sich Marktpreisänderungs- und/oder Spreadrisiken.

Die kompensatorische Wirkung der Absicherung gegen Marktpreis- und/oder Spreadrisiken durch Termingeschäfte ergibt sich aus dem Portfolioführungskonzept und der Risikomanagementstrategie des Portfolios.

Der Nominalwert der Grundgeschäfte beträgt zum Stichtag:

Für das PFM -Portfolio liegt ein Risikomanagementsystem vor. Eine entsprechende Dokumentation/Umsetzung liegt u.a. in Form des Risikomanagementhandbuchs, von Arbeitsanweisungen, von Risikoreports und der Einrichtung eines Risiko Management Committees (RMC) vor.

Das abgesicherte Risiko beträgt zum Stichtag:

Zum Jahresende 2012 wurde die Beurteilung der Wirksamkeit der Sicherungsbeziehung qualitativ nachgewiesen.

Eine negative Ineffektivität wird in Form einer Rückstellung für drohende Verluste berücksichtigt. Positive Unwirksamkeiten bleiben unberücksichtigt.

Für die Portfolien Gas Asset und Gas Asset Hedge bezogen auf den Gasspeicher Etzel erfolgt die Designation einer Bewertungseinheit in Form eines Portfolio-Hedges, da sämtliche Geschäfte gleichartigen Risiken ausgesetzt sind. Die Designation erfolgt für den gesamten bewirtschafteten Zeitraum.

In diesen beiden Portfolien bewirtschaftet die ETG zurzeit den Kavernenspeicher Etzel. Der Speicherinhalt sowie alle Termingeschäfte zur Befüllung des Speichers stellen die Grundgeschäfte dar. Es werden folgende Instrumente gehandelt, die daher potentielle Grundgeschäfte darstellen: Gas-Forwards und -Futures.

Die Grundgeschäfte betreffen den Zeitraum 2013 bis 2015.

Die Verkäufe der im Speicher enthaltenen Gasvorräte sowie die zukünftige Vermarktung der Gasspeichermengen stellen die Sicherungsinstrumente dar. Es wurden folgende Instrumente gehandelt, die Sicherungsinstrument darstellen: Gas-Forwards und -Futures mit physischer Lieferung.

Aus dem Speicherinhalt und den Termingeschäften zur zukünftigen Befüllung des Speichers ergeben sich Marktpreisänderungsrisiken. Diese beziehen sich dabei auf die Commodity Gas.

Die kompensatorische Wirkung der Absicherung gegen Marktpreisrisiken durch Termingeschäfte ergibt sich aus dem Portfolioführungskonzept und der Risiko-managementstrategie des Portfolios.

Der Nominalwert der Grundgeschäfte beträgt zum Stichtag für den gesamten bewirtschafteten Zeitraum 498 Mio. EUR.

Für das Gas Asset/Gas Asset Hedge -Portfolio liegt ein Risikomanagementsystem vor. Eine entsprechende Dokumentation/Umsetzung liegt u.a. in Form des Risiko-managementhandbuchs, von Arbeitsanweisungen, von Risikoreports und der Einrichtung eines Risiko Management Committees (RMC) vor.

Das abgesicherte Risiko beträgt zum Stichtag 36 Mio. EUR. Es entspricht dem bilanziellen Risiko zum Bilanzstichtag (negativer Marktwert).

Ein quantitativer Nachweis zur Beurteilung der Wirksamkeit der Sicherungsbeziehung wird durch die Gegenüberstellung der Nominalwerte aller Geschäfte des Portfolios, zzgl. der Speicherinhalte und der anteiligen Speichermiete erbracht.

Eine negative Ineffektivität wird in Form einer Rückstellung für drohende Verluste berücksichtigt. Positive Unwirksamkeiten bleiben unberücksichtigt.

Zum Bilanzstichtag wurden Drohverlustrückstellungen in Höhe von EUR 25.180.500,98 (im Vorjahr EUR 0,00) gebildet.

Für die Portfolien Gas Asset und Gas Asset Hedge bezogen auf die Novatek-Strategie erfolgt die Designation einer Bewertungseinheit in Form eines Makro-Hedges, da ganze Gruppen von Finanzinstrumenten gemeinsam gegen Preisänderungs- und Mengenrisiken abgesichert werden. Die Designation erfolgt für den gesamten bewirtschafteten Zeitraum.

In diesen beiden Portfolien optimiert die ETG den flexiblen und teilweise BAFA-indexierten Novatek-Bezugsvertrag am Markt. Die (Flexiblen) Longpositionen aus dem Gasvertrag sowie die modellierten Positionen (Bestandteile) aus dem BAFA-Index stellen die Grundgeschäfte dar.

Die Grundgeschäfte betreffen den Zeitraum 2013 bis 2015.

Sämtliche Marktgeschäfte im Zusammenhang mit der Absicherung von Positionen aus dem flexiblen und teilweise BAFA-indexierten Novatek-Gasbezugsvertrag stellen die Sicherungsinstrumente dar. Es wurden aktuell folgende Instrumente gehandelt, die Sicherungsinstrument darstellen: Gas-Forwards und -Futures, Öl-Swaps und

-Futures, Kohle-Swaps und -Futures sowie Devisentermingeschäfte.

Aus den flexiblen sowie BAFA-indexierten Positionen ergeben sich Marktpreisänderungs- und Wechselkursrisiken. Die Marktpreisänderungsrisiken beziehen sich dabei auf die Commodities Gas, Öl und Kohle. Die Wechselkursrisiken ergeben sich aus den FX-Anteilen der BAFA-Komponente.

Die kompensatorische Wirkung der Absicherung gegen Marktpreisrisiken durch Termingeschäfte ergibt sich aus dem Portfolioführungskonzept und der Risikomanagementstrategie des Portfolios.

Der Nominalwert der Grundgeschäfte beträgt zum Stichtag für den gesamten bewirtschafteten Zeitraum 1.654 Mio. EUR.

Für das Gas Asset/Gas Asset Hedge -Portfolio liegt ein Risikomanagementsystem vor. Eine entsprechende Dokumentation/Umsetzung liegt u.a. in Form des Risikomanagementhandbuchs, von Arbeitsanweisungen, von Risikoreports und der Einrichtung eines Risiko Management Committees (RMC) vor.

Das abgesicherte Risiko beträgt zum Stichtag 69 Mio. EUR. Es entspricht dem bilanziellen Risiko zum Bilanzstichtag (negativer Marktwert).

Ein quantitativer Nachweis zur Beurteilung der Wirksamkeit der Sicherungsbeziehung wird durch die Gegenüberstellung der Bewertung der Marktgeschäfte zur Bewertung des Novatek-Vertrages erbracht.

Eine negative Ineffektivität wird in Form einer Rückstellung für drohende Verluste berücksichtigt. Positive Unwirksamkeiten bleiben unberücksichtigt.

Für die Portfolien Gas VT und Gas Strukt erfolgt die Designation einer Bewertungseinheit in Form eines Makro-Hedges. Makro-Hedges werden im Gas VT/Gas Strukt-Portfolio, wenn jahresübergreifende Gasspeicherverträge vorhanden sind, gesamthaft, sonst für einzelne Lieferjahre designiert.

Die Grundgeschäfte stellen Absatzgeschäfte dar, welche aus der Vertriebsposition resultieren sowie alle Termingeschäfte zur Befüllung der Gasspeicher und der Speicherinhalt. Weiterhin zählen zu den Grundgeschäften Gasmengen aus Bezugsverträgen. Auch Positionen aus indexierten Gasliefer- oder Gasbezugsverträgen können Grundgeschäft sein. Es wurden folgende Instrumente gehandelt, die daher potentielle Grundgeschäfte darstellen: Gas-Futures und

-Forwards, Öl-Swaps und -Futures sowie Devisentermingeschäfte.

Die Grundgeschäfte betreffen den Zeitraum 2013 bis 2016.

Sämtliche Bezugstermingeschäfte für die Vertriebsposition, Verkaufsgeschäfte der im Speicher enthaltenen Gasvorräte und die zukünftige Vermarktung der Gasspeichermengen, Absatzgeschäfte zur Vermarktung der Gasmengen aus den Gasbezugsverträgen sowie Sicherungsgeschäfte im Zusammenhang mit der Absicherung von indexierten Gasverträgen stellen die Sicherungsgeschäfte dar. Als Sicherungsgeschäfte werden aktuell Gas-Swaps, -Futures und -Forwards, Öl-Swaps, -Futures und -Forwards sowie Devisentermingeschäfte eingesetzt.

Die kompensatorische Wirkung der Absicherung des Preis- und Mengenrisikos der Vertriebsposition ergibt sich aus dem Portfoliokonzept sowie dem Risikomanagement des Gas VT/Gas Strukt Portfolios: Vertriebsseitig handelt es sich um gleichartige Geschäfte, bei denen wegen der back-to-back Beschaffung und dem Einsatz von Speicher Mengengleichheit und Laufzeitkongruenz besteht.

Der Nominalwert dieser Grundgeschäfte beträgt zum Stichtag:

Für das Gas VT/Gas Strukt-Portfolio liegt ein Risikomanagementsystem vor. Eine entsprechende Dokumentation/Umsetzung liegt u.a. in Form des Risiko-managementhandbuchs, von Arbeitsanweisungen, von Risikoreports und der Einrichtung eines Risiko Management Committees (RMC) vor.

Das abgesicherte Risiko beträgt zum Stichtag:

Es entspricht dem bilanziellen Risiko zum Bilanzstichtag (negativer Marktwert).

Ein quantitativer Nachweis zur Beurteilung der Wirksamkeit der Sicherungsbeziehung wird durch die Gegenüberstellung der Nominalwerte aller Geschäfte des Portfolios, zzgl. der Speicherinhalte und der Speichermiete erbracht.

Die Bewertung zum Nominalvolumen aller Geschäfte zzgl. Speicherinhalte, Speichermiete und Abgrenzungen für Absicherungen indexierter Verträge stellt den ineffektiven Teil der Sicherungsbeziehungen dar. Eine negative Ineffektivität wird in Form einer Rückstellung für drohende Verluste berücksichtigt. Positive Unwirksamkeiten bleiben unberücksichtigt.

Zum Bilanzstichtag wurden Drohverlustrückstellungen in Höhe von EUR 2.770.008,14 (im Vorjahr EUR 3.124.160,00) gebildet.

Derivative Finanzinstrumente, die nicht in Bewertungseinheiten nach § 254 HGB einbezogen sind

Im CDM-Portfolio werden Positionen bewirtschaftet, die sich aus verschiedenen Aktivitäten im Primärmarkt für Emissionszertifikate ergeben.

Alle in diesem Portfolio enthaltenen Geschäfte sind schwebend und daher nicht bilanzierungsfähig.

Das Nominalvolumen dieser Geschäfte beträgt zum Stichtag EUR 22.615.796,00, davon entfallen EUR 14.302.218,00 auf Kauf- und EUR 8.313.578,00 auf Verkaufsgeschäfte. Der negative Marktwert beträgt EUR 8.957.517,61 der positive EUR 7.887.750,27.

Zum Bilanzstichtag wurden Drohverlustrückstellungen in Höhe von EUR 8.957.517,60 gebildet.

Honorar des Abschlussprüfers

Auf eine Angabe nach § 285 Nr. 17 HGB wird verzichtet, da der Jahresabschluss der ETG in den Konzernabschluss der EnBW AG einbezogen wird.

Angaben zu den Organen

Geschäftsführung

Christoph Andreas Müller, Karlsruhe, Diplom-Volkswirt / MBA

Ulf Heitmüller, Hamburg, Diplom-Ingenieur (ab 01. Februar 2012)

Auf die Angabe nach § 285 Satz 1 Nr. 9 Buchstabe a HGB wird nach § 286 Abs. 4 HGB verzichtet.

Frühere Mitglieder der Geschäftsführung erhielten im Geschäftsjahr 2012 keine Vergütung.

Die Pensionsverpflichtungen gegenüber früheren Mitgliedern der Geschäftsleitung werden bei der EnBW AG passiviert. Auf eine Betragsangabe wurde nach § 286 Abs. 4 HGB verzichtet.

Im Geschäftsjahr 2012 wurden keine Vorschüsse und Kredite an die Organmitglieder gewährt.

Es wurden keine Haftungsverhältnisse zugunsten von Organmitgliedern eingegangen.

VII. Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung (EnWG)

Gemäß § 6b Abs. 2 EnWG sind Geschäfte größeren Umfangs mit verbundenen sowie assoziierten Unternehmen, wenn sie aus dem Rahmen der gewöhnlichen Energieversorgungstätigkeit herausfallen und für die Beurteilung der Vermögens- und Ertragslage von wesentlicher Bedeutung sind, gesondert auszuweisen. Im Geschäftsjahr 2012 waren dies:

Die EnBW Systeme Infrastruktur Support GmbH übernimmt für die ETG die Funktionen Rechnungswesen und Steuern, Einkauf und Logistik, Informationsverarbeitung, Personalwesen, Recht und Versicherungen und Gebäudemanagement. Die Leistungen werden anhand eines Leistungsverzeichnisses mittels konzerneinheitlicher Verrechnungspreise abgerechnet.

Die ETG hat ihre Geschäftsräume zu marktüblichen Konditionen von der EnBW Grundstücks- und Gebäudemanagement GmbH & Co. KG, Karlsruhe gemietet.

Kapitalflussrechnung

Lagebericht der EnBW Trading GmbH für das Geschäftsjahr 2012

Strategie der EnBW Trading GmbH

Im Folgenden werden die zentralen Aufgaben der EnBW Trading GmbH (kurz: ETG) in den Verantwortungsbereichen Wertschöpfungskette und Eigenhandel kurz vorgestellt:

Wertschöpfungskette

Die ETG nimmt die Aufgabe des zentralen Risikomanagements im Hinblick auf Mengen und Preise entlang der Wertschöpfungskette des EnBW-Konzerns wahr, wobei durch die Integration des Kraftwerkseinsatzes auch die wesentlichen Brennstoffrisiken bei ETG allokiert sind und einem zentralen Risikomanagement zugeführt werden. Darüber hinaus ist ETG zuständig für die Beschaffung und Versorgung der EnBW-Vertriebe (EVG, Yello, Watt, ZEAG) mit Strom und Gas. Die Erzeugungs- und die Vertriebstätigkeit werden dabei in separaten Portfolien geführt und gesteuert. Für die Aktivitäten Erzeugung und Vermarktung ist ein Kraftwerks-Portfolio (KW) eingerichtet, die Vertriebsgeschäfte sowie deren Sourcing werden im Vertriebs-Portfolio (VT) abgebildet. Im Gasbereich kommt hierbei das Geschäftsmodell des kommerziellen Optimierers zum Einsatz.

Eigenhandel

Im Eigenhandel werden die Volatilitäten der Marktpreise und die sich hieraus ergebenden Opportunitäten im Rahmen der vorgegebenen Limite ausgenutzt, um aktiv am Marktgeschehen teilzunehmen und einen zusätzlichen Ergebnisbeitrag zu erwirtschaften. Dabei werden spekulative Positionen eingegangen und Arbitragemöglichkeiten genutzt. Die zu diesem Zweck abgeschlossenen Handelsgeschäfte werden im Nostro-Portfolio ausgewiesen.

Geschäfts- und Rahmenbedingungen

Struktur

Geschäftsführung

Die Vertretung der ETG erfolgte bis zum 31. Januar 2012 alleinig durch Christoph Müller. Zur Sicherstellung der MaRisk wurde für diesen Zeitraum die Berichtslinie des Leiters Risikomanagement an den zuständigen Bereichsvorstand ausgeweitet.

Mit Wirkung zum 1. Februar 2012 wurde Ulf Heitmüller als weiterer Geschäftsführer bestellt. Die Gesellschaft wird fortan durch die beiden Geschäftsführer gemeinschaftlich vertreten, wobei Herr Heitmüller die Funktion des Sprechers der Geschäftsführung wahrnimmt. Die Geschäftsführung erfolgt getrennt für die Bereiche Handel und Risikomanagement.

Geschäftsbereiche

Die ETG gliedert sich zum Ende des Geschäftsjahres in den Bereich Energy Trading & Supply mit den Teilbereichen Asset Portfolio Management, Cooperation Sales & Grids, Gas Supply & Trading, Origination und Trading sowie den Bereich Risk & Finance, in dem die Teilbereiche Risk Management, Energy Market, Finance und IT Management zusammengefasst sind.

Diese Funktions- und Aufgabenteilung spiegelt sich auch in der Struktur des Organigramms wider und orientiert sich an den Grundsätzen der "Mindestanforderungen an das Risikomanagement" (MaRisk) (Prinzip der Funktionstrennung).

Produkte, Markt, Wettbewerb

Produkte

Die ETG konzentriert sich auf die Kernaktivitäten in den Commodities Strom, Gas, Brennstoffe (Kohle, Öl, Kraftwerksgas), CO2-Zertifikate sowie Systemdienstleistungen.

Absatzmärkte und Wettbewerbssituation

ETG ist zuständig für die Beschaffung und Versorgung der EnBW-Vertriebe (EVG, Yello, Watt, ODR, ZEAG) mit Strom und Gas.

Der Handel von Spot- und Terminmarktgeschäften erfolgt börslich (bspw. über die EEX oder über Powernext) sowie außerbörslich (Over-the-Counter, OTC).

Die wichtigsten Handelspartner sind EDF Trading Limited, E.ON Energy Trading SE, JP Morgan Securities LTD, GDF Suez Trading, Merrill Lynch, RWE Supply & Trading GmbH, Deutsche Bank AG, Morgan Stanley Capital Group Inc., Vattenfall Energy Trading GmbH, Centrica Energy Limited und Vitol S.A..

Wettbewerbsposition und Marktanteile

Die ETG gehört zu den größten Energiehändlern im deutschen Markt. Das zeigt sich u. a. am Anteil der am Terminmarkt der EEX durch ETG gehandelten Stromvolumina. Dieser betrug im Jahr 2012 ca. 6,8 % des börslichen Gesamtvolumens bei derzeit ca. 164 Terminmarktteilnehmern an der EEX. Es kann davon ausgegangen werden, dass der ETG-Anteil am außerbörslichen Handel ähnlich hoch ist.

Die größten Wettbewerber im börslichen und außerbörslichen Handel sind im deutschen Markt die Handelsabteilungen der Energieversorgungsunternehmen E.ON, RWE, Vattenfall, AXPO sowie im europäischen Kontext JP Morgan, Merrill Lynch Bank of America und Barclays Bank PLC.

Weitere größere Marktteilnehmer sind Stadtwerke.

Entwicklungen im Geschäftsfeld Gas

Auch im Laufe des Jahres 2012 haben sich die Handelsvolumina insbesondere an den (virtuellen) Handelspunkten (Trading Hubs) in Deutschland weiter erhöht. In diesem Umfeld konnte die ETG ihre Handelsaktivitäten mit physischen Gasmengen in Deutschland und dem benachbarten Ausland nochmals signifikant ausbauen. Im Geschäftsjahr 2012 wurden im Gashandel der ETG An- und Verkaufsverträge im Gesamtumfang von ca. 750 TWh (inkl. noch nicht in Erfüllung gegangener Termingeschäfte) abgeschlossen. Die deutliche Erhöhung der Gashandelsvolumina bei ETG beruht dabei neben Positionsnahmen im Eigenhandelsportfolio inzwischen schwerpunktmäßig aus Absicherungs- und Optimierungsgeschäften, die ETG in der Rolle als zentraler Risiko- und Portfoliomanager der Gas-Konzernposition tätigt.

Die Ausprägung des von EnBW für die Wertschöpfungskette Gas angestrebten Geschäftsmodells des kommerziellen Optimierers konnte im Jahr 2012 durch ETG deutlich vorangetrieben werden. An der Schnittstelle zum Gasvertrieb konnten bestehende Belieferungen von Gasvertriebsgesellschaften der EnBW durch die ETG ausgebaut werden (insbesondere über EVG, Watt, ED/Naturenergie und SWD) und die Belieferung des bundesweiten Vertriebs von Yello-Gas gestartet werden.

Eine wesentliche organisatorische Veränderung ergab sich durch die Verschmelzung der EnBW Gas Midstream GmbH (GMG) auf die ETG rückwirkend zum 01.01.2012, verbunden mit einer Erweiterung des Geschäfts der ETG um mittel- und langfristige Aktivitäten und Verträge im Gasgeschäft. Parallel hierzu wurde die vormals von der GMG gehaltene Beteiligung (100 %) an der EnBW Etzel Speicher GmbH (EES) zum 01.04.2012 an die EnBW Kraftwerke AG (KWG) veräußert, welche nach dem neudefinierten Rollenverständnis im Konzern nunmehr die Funktion des Anlagenbetreibers auch im Bereich der Gasspeicherung wahrnimmt.

Im Bereich der mittel- und langfristigen Gasbeschaffung aus konzerneigenen Assets und Verträgen konnten durch die Aufnahme des kommerziellen Betriebs des Etzel Speichers und den Abschluss des Bezugsvertrags mit dem russischen Gasproduzenten Novatek zwei wesentliche Meilensteine beim Aufbau des avisierten Zielportfolios erreicht werden.

Wirtschaftliche Rahmenbedingungen

Gesamtwirtschaftliche Situation

Die Weltkonjunktur verlor 2012 an Schwung. Nachdem das Wachstum im Jahr 2011 3,8 % betrug, expandierte die Weltwirtschaft 2012 nur noch mit einer Rate von 3,3 % - so der Sachverständigenrat und der Internationale Währungsfonds (IWF) in ihren aktuellsten Schätzungen. Die Abwärtsrisiken nehmen deutlich zu. Dies ist vor allem auf die Staatsschuldenkrise, Bankenkrise und makroökonomische Krise im Euro-Raum zurückzuführen, die im Jahresverlauf weiter eskalierte und für Unsicherheiten sorgte. Die schwache Nachfrage der Industrieländer - deren Wirtschaftswachstum 2012 auf 1,3 % geschätzt wird (IWF) - dämpft über den Außenhandel auch die Konjunktur in den Schwellenländern. Der IWF geht davon aus, dass diese Ländergruppe verhaltener als in den letzten Jahren expandiert und schätzt das Wirtschaftswachstum hier im Jahr 2012 auf durchschnittlich 5,3 %.

Die Wirtschaft im Euroraum hat deutlich an Antriebskraft verloren. Nach Angaben der Europäischen Union ist das BIP 2012 um 0,4 % gesunken, nachdem 2011 ein Wachstum von 1,4 % zu verzeichnen war. Nach ersten Eurostat-Schätzungen lag die jährliche Inflationsrate im Euroraum im November 2012 bei 2,2 %, gegenüber 3,0 % im Vorjahr.

Die Wirtschaftsentwicklung in Deutschland kühlte sich aufgrund der Krise im Euroraum merklich ab. Gemäß dem Deutschen Institut für Wirtschaftsforschung (DIW) sank die Wirtschaftsleistung im vierten Quartal 2012 gegenüber dem Vorquartal geringfügig um 0,2 %. Für das Gesamtjahr 2012 geht das DIW von einem deutlich verlangsamten Expansionstempo der deutschen Wirtschaft aus. Nach 3,0 % im Jahr 2011 legte die Wirtschaftsleistung 2012 nur um 0,8 % zu. Die gedämpfte Nachfrage aus dem Euroraum belastet vor allem die Industrie, während der Dienstleistungsbereich weiter von einer insgesamt soliden Binnenkonjunktur profitiert. Die jährliche Inflationsrate lag 2012 nach Schätzungen des DIW bei 2,0 %.

Energieverbrauch

Der Energieverbrauch in Deutschland lag 2012 laut AG Energiebilanzen (AGEB) nur geringfügig um 0,8 % über dem Wert des Vorjahres. Verbrauchssteigernd wirkten eine zeitweise kühle Witterung sowie der Schalttag im Jahr 2012. Die Zunahme der Energieeffizienz dämpfte zudem den Verbrauch. Nach vorläufigen Angaben des Bundesverbandes der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) sank der inländische Stromverbrauch von 560,0 Mrd. kWh 2011 um 1,4 % auf 552,3 Mrd. kWh im Jahr 2012. Gemäß ersten Schätzungen der AGEB stieg der Erdgasverbrauch 2012 um etwa 1 %. Grund war die kühlere Witterung; der Einsatz zur Stromerzeugung in Kraftwerken verringerte sich hingegen deutlich. Der Mineralölverbrauch lag 2012 um 0,5 % unter dem Vorjahreswert. Der Verbrauch von Steinkohle erhöhte sich um 3,1 %, Braunkohle legte um 5,1 % zu, vor allem durch die Inbetriebnahme von drei neuen Kraftwerksblöcken. Während der Beitrag der Kernenergie zur Energiebilanz um 8,3 % sank, verzeichneten die erneuerbaren Energien einen Zuwachs um 7,8 % und steigerten damit ihren Anteil am Gesamtverbrauch von 10,9 % auf 11,7 %. Dabei setzte die Fotovoltaik ihren dynamischen Ausbau mit einem Plus von fast 50 % fort, die Wasserkraft (ohne Pumpspeicher) nahm um 16 % zu, bei der Windkraft ergab sich ein Rückgang um 8 %.

Die Stromerzeugung in Deutschland lag 2012 nach Angaben des BDEW mit 617,0 Mrd. kWh um 1,3% über dem Niveau des Jahres 2011 (608,8 Mrd. kWh). Wesentliche Energieträger waren Braunkohle mit einem Anteil von 25,6 % an der Stromerzeugung (Vorjahr 24,6 %), erneuerbare Energien mit 21,9 % (Vorjahr 20,3 %) sowie Steinkohle mit 19,1 % (Vorjahr 19,5 %). Der Anteil der Kernenergie sank von 17,7 % auf 16,0 %. In den ersten zehn Monaten 2012 überstiegen die deutschen Stromexporte die -importe um 16,8 Mrd. kWh. Die größten Nettostromlieferanten sind Frankreich, Dänemark und Tschechien; Exportüberschüsse bestehen vor allem mit den Niederlanden, der Schweiz und Österreich.

Branchensituation

Strommarkt

Am Spotmarkt der EEX lag der durchschnittliche Preis für sofortige Stromlieferungen 2012 mit 42,60 €/MWh rund 9 €/MWh oder 17 % unter dem entsprechenden Vorjahreswert. Neben der gegenüber Vorjahr verstärkten Einspeisung von Solarenergie in die Netze drückten niedrigere Brennstoffpreise das Preisniveau. Im dritten Quartal wirkten verringerte Kraftwerkskapazitäten in Frankreich preisstützend.

Die Preiskurve am Terminmarkt der EEX verlief 2012 fallend. Hintergrund waren die gegenüber dem Vorjahr niedrigeren Brennstoffpreise sowie der Rückgang der CO2-Zertifikate-Preise. Zudem hatte der Ausbau der erneuerbaren Energien einen preisdämpfenden Effekt. Der durchschnittliche Preis für das Terminprodukt Base 2013 verringerte sich gegenüber dem Vorjahresniveau (56,38 €/MWh) um 13 % auf 49,30 €/MWh.

Der Periodenverlauf des Strompreises am Terminmarkt im Berichtsjahr ist in folgender Graphik abgebildet:

Base: Preis für die ganzjährig gleich bleibende Abnahme/Lieferung

Peak: Preis für Abnahme/Lieferung Montag bis Freitag 8:00 bis 20:00 Uhr

Kohlemarkt

2012 lag der Durchschnittspreis an den Terminmärkten für Kohlelieferungen in den ARA-Raum (Amsterdam, Rotterdam, Antwerpen) im Jahr 2013 mit 103,18 US-$/t 16,6 % unter dem durchschnittlichen Preisniveau 2011 (123,64 US-$/t). Das Preisniveau sank seit Jahresbeginn bis Mitte Juli 2012 etwa auf Grenzkostenniveau. Hintergrund des deutlichen Preisrückgangs war die Überversorgung der europäischen Märkte aufgrund des milden europäischen Winters und des Anstiegs der Exportmenge von US-Kohle, die im heimischen US-Markt durch günstiges Schiefergas verdrängt wurde. Darüber hinaus dämpften ein Anstieg der Einspeisung von erneuerbaren Energien ins deutsche Stromnetz sowie die Unsicherheiten über den Fortgang der Schuldenkrise einiger EU-Länder das Preisniveau im ARA-Raum. Ende Juli 2012 stabilisierten sich die Kohlepreise. Preisstützend wirkte die Produktionsdrosselung der Kohleproduzenten als Reaktion auf das geringe Preisniveau sowie die anhaltend gute Nachfrage - über Vorjahresniveau - aus China. Daneben sorgte ein Streik kolumbianischer Bahnarbeiter für einen temporären Anstieg der Kohlenotierungen. Untermauert wurde die Stabilisierung durch eine steigende Kohlenachfrage in Europa aufgrund des deutlichen Kostenvorteils von Kohle gegenüber Gas. Zum Jahresende 2012 notierte der Frontjahreskontrakt bei 94,05 US-$/t, ein Rückgang um 23,9 % gegenüber dem Durchschnitt des Vorjahres.

CO2-Markt

Für CO2-Emissionen aus Kraftwerken müssen im Rahmen des europäischen Emissionshandels Emissionszertifikate in entsprechender Höhe nachgewiesen werden. Das Preisniveau für Emissionszertifikate (EU Allowance, EUA) mit Lieferung im Dezember 2012 (EUA-12) erhöhte sich zu Jahresbeginn 2012 geringfügig, da die Vorschläge des Umweltausschusses des EU-Parlaments große Unterstützung in EU-Kreisen fanden. Der Umweltausschuss sieht vor, eine strategische Reserve der Emissionszertifikate in der dritten Handelsperiode einzurichten. Hinzu kam die erneute Diskussion über die Anhebung des Minderungsziels für den CO2-Ausstoß für 2020 um 10 Prozentpunkte. Ein deutlicher Preisanstieg fand Anfang Februar 2012 infolge der einsetzenden Kälteperiode in Europa statt. Die damit verbundene verstärkte Energieerzeugung führte zu einer Zunahme des Emissionsausstoßes. Im Zuge des nachfolgenden Temperaturanstiegs reduzierte sich bis Anfang April auch das Preisniveau auf bis zu 6 €/t CO2. Im Anschluss war die Preiskurve der Zertifikate durch eine volatile Seitwärtsbewegung bis zum Jahresende 2012 gekennzeichnet. Durchschnittlich betrug das Preisniveau für EUA-12-Zertifikate 2012 7,51 €/t CO2, rund 45 % unter dem durchschnittlichen Preis des Geschäftsjahres 2011. Üblicherweise verläuft die Preiskurve für Certified-Emission-Reduction-(CER-)Zertifikate parallel zur Preisentwicklung der EUA-12-Zertifikate. In Anbetracht der eingeschränkten Einsetzbarkeit im EU-Emissionshandelssystem liegt das Preisniveau der CER-Zertifikate aber grundsätzlich niedriger. Nachdem die Preise bis Anfang März geringfügig anzogen, folgte eine volatile Seitwärtsbewegung bis Anfang Juli 2012. Im Anschluss daran sanken die Preise aufgrund eines Überangebots von CER-Zertifikaten, die nur noch bis Ende 2012 nutzbar waren. Entsprechend weitete sich der bis dahin rückläufige Spread zwischen den Preiskurven von EUA-12- und CER-12-Zertifikaten aus. Der Durchschnittspreis der CER-12-Zertifikate betrug 2012 2,96 €/t CO2, ein Minus von 70 % gegenüber 2011.

Gasmarkt

Langfristige Gasimportverträge sind die Grundlage für die Gasversorgung in Deutschland. Deren Preise folgen im Wesentlichen zeitversetzt um rund sechs Monate den Notierungen von Öl. Infolge der ansteigenden Ölpreisentwicklung 2011 und der Fortsetzung dieses Trends im Frühjahr 2012 erhöhte sich auch der monatliche Grenzübergangspreisindex für Erdgas des Bundesamts für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle (BAFA). Im November 2012 notierte er bei 29,28 €/MWh. Großhandelsmärkte wie die niederländische Title Transfer Facility (TTF) und der Handelspunkt des Marktgebiets Net-Connect Germany (NCG) stellen eine weitere wichtige Bezugsquelle für Erdgas dar. Die Spotmarktpreise 2012 an der TTF notierten mit 25,01 €/MWh im Durchschnitt rund 9,9 % höher als 2011. Der milde Winter führte zu Jahresbeginn 2012 zu einem moderaten Preisniveau. Ende Januar erhöhte sich das Spotpreisniveau mit dem Einsetzen der Kältewelle bei gleichzeitiger Einschränkung der Gaslieferungen aus Russland bis Mitte Februar deutlich. Anschließend stellte sich eine volatile Seitwärtsbewegung auf erhöhtem Niveau ein. Preisstützend wirkte der gestiegene Ölpreis infolge der politischen Unsicherheiten im Nahen Osten und aufgrund von Produktionsausfällen. Zudem stabilisierte die Sorge um eine ausreichende LNG-Versorgung Europas - aufgrund des japanischen Mehrbedarfs zur Stromerzeugung - das erhöhte Preisniveau. Die Wartungsarbeiten an verschiedenen Gasinfrastrukturobjekten in Europa führten Ende August zu einem neuerlichen Preisanstieg. Darauffolgend bewegten sich die Notierungen bis Jahresende 2012 volatil seitwärts. Ende 2012 notierte der Spotmarktpreis bei 25,98 €/MWh. Die Notierungen für Lieferungen im Jahr 2013 folgten der Preisentwicklung am Spotmarkt. Ende Dezember 2012 lagen die Terminmarktpreise bei 26,33 €/MWh.

Ölmarkt

Der durchschnittliche Ölpreis für ein Barrel (159 l) der Sorte Brent für kurzfristige Lieferungen (Frontmonat) lag 2012 bei 111,68 US-$, eine Veränderung um rund 1 % gegenüber dem entsprechenden Vorjahreswert von 110,91 US-$. Zum Jahresauftakt bewegten sich die Ölpreise bis Anfang Februar seitwärts. Im Zuge der politischen Zuspitzung des Atomkonflikts mit dem Iran und des damit verbundenen Ölembargos seitens der EU sowie der zusätzlichen US-Sanktionen zogen die Preise bis Anfang April an. Zudem reduzierten - beeinflusst durch die EU und die USA - weitere Nationen ihre Ölimporte aus dem Iran. Positive Konjunkturindikatoren für die USA, der Schuldenschnitt Griechenlands und die dortige Verabschiedung des Sparpaketes erhöhten das Preisniveau Anfang März zusätzlich; der Frontmonatspreis notierte zu diesem Zeitpunkt bei 126,20 US-$/bbl. Anschließend entwickelten sich die Preise bis Ende Juni 2012 rückläufig. Wesentlicher Einflussfaktor dieses Rückgangs war, neben der Ankündigung des amerikanischen Präsidenten über eine mögliche Freigabe strategischer Ölreserven der USA, die Eintrübung der volkswirtschaftlichen Daten für China, die USA und verschiedene EU-Länder. Ausgehend von dem Jahrestiefstpreis von rund 89 US-$/bbl am 21. Juni 2012 erholten sich die Brentpreise wieder. Mitte August erreichten sie ein Niveau von knapp 117 US-$/bbl. Preistreibend wirkten hier vor allem der Streik norwegischer Ölarbeiter, die Produktionsausfälle infolge von Wartungsarbeiten in der Nordsee sowie konjunkturstimulierende Maßnahmen der chinesischen Regierung. Nachfolgend setzte eine volatile Seitwärtsbewegung ein. Zum Jahresultimo 2012 schlossen die Ölpreise bei 111,11 US-$/bbl (Frontmonat) beziehungsweise bei 107,53 US-$/bbl (Frontjahr)

Unternehmenssituation der EnBW Trading GmbH

Umsatz und Absatz

Die ETG erwirtschaftete im Geschäftsjahr 2012 einen Umsatz von 22.226 Mio. €; das sind 8,5 % bzw. 1.745 Mio. € mehr als im Vorjahr. Der Anstieg setzt sich aus entgegengesetzten Entwicklungen bei Strom (- 8,7 % bzw. -1.561 Mio. €) und Gas (131,2 % bzw. 3.306 Mio. €) zusammen.

Der Umsatzrückgang beim Strom resultiert insbesondere aus:

- gesunkenen Abnahmemengen der EnBW-Vertriebe sowie

- gesunkenen Absatzmengen im KW-Portfolio.

Die deutliche Umsatzerhöhung im Gasbereich geht einher mit einer entsprechenden Zunahme der Absatzmengen im Geschäftsjahr. Diese Entwicklung des Gasgeschäftes ist insbesondere begründet durch:

- die Übernahme der Gasabsatzgeschäfte von EVG durch ETG zu Beginn des Gaswirtschaftsjahres 2012/2013;

- die Vermarktung der Mengen eines Anfang Juli 2012 abgeschlossenen großen Gasbezugsvertrages zu Beginn des Gaswirtschaftsjahres 2012/13 im Asset-Portfolio;

- den Anstieg der im Gas Nostro-Portfolio gehandelten Mengen.

Getrennt nach Portfolien stellt sich die Umsatzentwicklung nach HGB wie folgt dar:

* Vorjahresvergleich eingeschränkt, da ab 01.10.2012 Gasabsatz (aber auch Gasbezüge) der EVG übernommen wurde bzw. ab 01.10.2012 mit der Vermarktung eines großen Gasbezugsvertrages begonnen wurde.

Die nicht außenwirksamen Umbuchungen vom KW-Portfolio ins VT-Portfolio (et vice versa) werden in der obigen Darstellung nicht erfasst.

Ergebnis und Geschäftsverlauf

Das Ergebnis (EBITDA) im Geschäftsjahr 2012 liegt deutlich unter dem Ergebnis des Vorjahres.

(Ergebnisgrößen sind um die Bestandteile des neutralen Ergebnisses bereinigt; weitere Erläuterungen diesbezüglich s. u.)

Das EBITDA - das Ergebnis vor Ertragsteuern, Zinsen und Abschreibungen - verringerte sich im Vergleich zum Geschäftsjahr 2011 um 604,1 Mio. € auf 392,8 Mio. €. Die Veränderung hat mehrere Gründe:

- Auswirkung der Abschaltung zweier Kernenergieblöcke infolge des Atommoratoriums 2011. Dieser Effekt wurde bei ETG erst 2012 wirksam, da in 2011 die entfallenen Deckungsbeiträge vereinbarungsgemäß an KWG verrechnet werden konnten.

- Auswirkungen gesunkener Strommarktpreise auf die Vermarktung spreadunabhängiger Erzeugung.

- Auswirkungen gesunkener Clean-Dark-Spreads auf die Vermarktung spreadabhängiger Erzeugung.

Das EBIT - das Ergebnis vor Ertragsteuern und Zinsen (inkl. Beteiligungsergebnis) - verringerte sich gegenüber dem Vorjahresergebnis um 603,9 Mio. € auf 391,7 Mio. €. Das EBT - das Ergebnis vor Ertragsteuern - sank im Vergleich zum Geschäftsjahr 2011 um 626,3 Mio. € auf 375,0 Mio. €.

Seit dem Geschäftsjahr 2009 werden für die Körperschafts- und Gewerbesteuer keine Steuerumlagen mehr auf Einzelgesellschaftsebene erhoben. Trotz des bestehenden Ergebnisabführungsvertrages verbleibt in 2012 ein Jahresfehlbetrag in Höhe von 0,2 Mio. € bei ETG. Dieser ergibt sich aus einer Ausschüttungssperre für Entwicklungskosten selbst geschaffener immaterieller Vermögensgegenstände des Anlagevermögens nach § 268 Abs. 8 HGB.

Steuerungssystem

Die Handelsaktivitäten von ETG lassen sich (jeweils für Strom und Gas) in die drei Bereiche Schnittstelle Vertrieb, Schnittstelle Erzeugung/Assetbewirtschaftung und Eigenhandel unterteilen. Für alle drei Bereiche ist die maßgebliche Kennzahl die Rohmarge. Die Steuerung der einzelnen Bereiche erfolgt unabhängig in getrennten Portfolien.

1) Im VT-Portfolio werden die Vertriebsabsätze und das dazugehörige Sourcing abgebildet. Die Verrechnungspreise zum Vertrieb werden unter Berücksichtigung aller im Zusammenhang mit dem Sourcing entstehenden Aufwendungen inkl. der möglichen Risiken bestimmt. Das Portfolio wird nicht gewinnorientiert, sondern aufwandsdeckend geführt, das Ergebnis erreicht also im Idealfall die Nulllinie. Daher ist die Rentabilität keine geeignete Kennzahl.

2) Im KW-Portfolio/Gas-Assetportfolio werden die Aktivitäten rund um die Bewirtschaftung der Kraftwerkserzeugung bzw. von Assets abgebildet. Die Vermarktung der Kraftwerkserzeugung trägt wesentlich zum Ergebnis der ETG sowie zum Ergebnis des EnBW-Konzerns bei. Um das Planergebnis zu erreichen und abzusichern, wird in Abstimmung mit dem Vorstand der EnBW AG ein sog. Hedgekonzept festgelegt.

Das Ergebnis des Portfolios ist abhängig von exogenen Größen, wie beispielsweise von Großhandelsmarktpreisen, internen Verrechnungspreisen sowie von dem Portfoliosteuerungskonzept.

3) Das Nostro-Portfolio wird im Rahmen von vorgegebenen Risikolimits opportunitätsgetrieben mit dem Ziel der Erwirtschaftung positiver Handelsmargen geführt. Die erzielten Margen lassen sich aufgrund des Handelscharakters mit anderen Gesellschafts- bzw. Konzernaktivitäten nicht sinnhaft vergleichen. Generell ist für die Handelsaktivitäten des Nostro-Portfolios wichtig, dass die entlang der EnBW-Wertschöpfungskette ablaufenden Prozesse - auch im Hinblick auf die zu managenden Konzernrisiken - ein aktives Handeln ermöglichen.

Neutrales Ergebnis

Das neutrale Ergebnis der ETG enthält im Wesentlichen Geschäftsvorfälle, wie beispielsweise die Auflösung von Drohverlustrückstellungen oder die Ab- resp. Zuschreibung auf Wertpapiere des Umlaufvermögens bzw. Beteiligungen, welche keinen operativen Charakter besitzen.

Das neutrale Ergebnis der ETG resultiert im Wesentlichen aus der Auflösung von Drohverlustrückstellungen.

In nachfolgender Übersicht ist das neutrale Ergebnis dargestellt:

Investitionen

Die Investitionen sind insgesamt unwesentlich. Die Zugänge des Finanzanlagevermögens betreffen eine Ausleihung an die EnBW Etzel Speicher GmbH in Höhe von 11,0 Mio. €. Diese wurden im Rahmen der Verschmelzung der Gas Midstream GmbH mit Wirkung zum 01.01.2012 von dieser in das Anlagevermögen der ETG übernommen.

Vermögens- und Kapitalstruktur

Die Bilanzsumme der ETG ist im Vergleich zum 31. Dezember 2011 um 731,3 Mio. € oder 28,2 % auf 3.328,2 Mio. € gestiegen.

Zum Anstieg der Aktivseite tragen insbesondere die unter den Vorräten ausgewiesenen Bestände an Emissionszertifikaten (auch für zukünftige Jahre) sowie die unter den Forderungen aus Lieferungen und Leistungen ausgewiesenen Forderungen aus Gaslieferverträgen bei. Darüber hinaus sind die im aktiven Rechnungsabgrenzungsposten enthaltenen Ergebnisbestandteile aus der Kaskadierung von Futures (Strom, Gas) im Vorjahresvergleich angestiegen.

Der Entwicklung der aufgeführten Positionen entsprechen auf der Passiva, dem Anstieg der Rückstellungen für ausstehende Rechnungen aus Gaslieferungen, der Entwicklung der Variation Margin für Stromtermingeschäfte, in welcher die erhaltenen Sicherheitsleistungen für getätigte Börsengeschäfte ausgewiesen sind, und dem Anstieg der im Rechnungsabgrenzungsposten ausgewiesenen Kaskadierungsergebnisse aus den an Börsen abgeschlossenen Termingeschäften für das Jahr 2013. Das Kaskadierungsergebnis erfasst die zum Ende des Geschäftsjahres aufgelaufenen Marktwerte der Geschäfte mit Lieferzeitraum Folgejahr. Über die Erfassung im Abgrenzungsposten erfolgt die entsprechende ergebnistechnische Zuordnung.

Aktiva

Die immateriellen Vermögensgegenstände verringerten sich im Vergleich zum Vorjahr um 0,9 Mio. € auf 1,8 Mio. €. Dies lässt sich größtenteils auf das gegenüber den laufenden Abschreibungen geringere Investitionsvolumen des Geschäftsjahres 2012 zurückführen. Das Sachanlagevermögen sank auf 0,5 Mio. € (Vorjahr: 0,6 Mio. €); es umfasst 0,01 % der Bilanzsumme und ist somit nicht wesentlich für die Bilanz der ETG. Das als Finanzanlagen gehaltene Vermögen besteht aus einer Beteiligung an der European Energy Exchange (EEX) und einer Ausleihung an die EnBW Etzel Speicher GmbH. Das letztmalig per 31.12.2011 erstellte Wertgutachten für die Bewertung der EEX -Beteiligung ergab einen Wert von 5,79 € pro Aktie.[1] Zu- oder Abschreibungen im Geschäftsjahr 2012 erfolgten nicht, zum 31.12.2012 waren keine Indizien erkennbar, die eine Abschreibung notwendig gemacht hätten. Im Bestand befinden sich 824.018 Anteile an der EEX, der aktuelle Bilanzwert dieser Beteiligung beläuft sich auf 3,0 Mio. € (Vorjahr 3,0 Mio. €).

Die Ausleihung (Darlehen) an die EnBW Etzel Speicher GmbH in Höhe von 11,0 Mio. € wurde von der GMG übernommen, welche mit Wirkung zum 01.01.2012 auf die ETG verschmolzen wurde. Bei der EnBW Etzel Speicher GmbH handelt es sich um eine Gesellschaft, deren Anteile vollständig im Besitz der KWG sind.

Das Umlaufvermögen erhöhte sich im Vergleich zum 31. Dezember 2011 um 507,8 Mio. € oder rund 20,4 % auf 2.991,3 Mio. € (Vorjahr: 2.483,5 Mio. €). Der Anstieg des Umlaufvermögens ergibt sich im Wesentlichen aus der Entwicklung der unter den Vorräten erfassten Bestände an Emmissionszertifikaten sowie aus den unter den Forderungen aus Lieferungen und Leistungen ausgewiesenen Forderungen aus Gaslieferungen. Ursachen hierfür sind insbesondere die verstärkte Beschaffung von Emissionszertifikaten mit dem Ziel des Einsatzes in den Folgejahren sowie die deutliche Ausweitung des Gasgeschäftes gegenüber 2011.

Der Rechnungsabgrenzungsposten enthält im Wesentlichen Ergebnisbestandteile 2013 aus Börsenfutures in Höhe von 225,2 Mio. € (Vj. 106,4 Mio. €).

Passiva

Das Eigenkapital der Gesellschaft erhöhte sich um 35,1 Mio. € auf 38,5 Mio. € (Vorjahr: 3,4 Mio. €). Die Ursache der Erhöhung liegt in der zum 01.01.2012 durchgeführten Verschmelzung der Gas Midstream GmbH auf die ETG begründet, deren Vermögensgegenstände und Schulden zum Buchwert übernommen wurden. Neben diesem Effekt führte die Abschreibung auf in Vorjahren aktivierte selbst geschaffene immaterielle Vermögensgegenstände des Anlagevermögens, für welche eine Gewinnausschüttungssperre gemäß § 268 Abs. 8 HGB besteht, zu einer leicht gegenläufigen Bewegung (-0,2 Mio. €).

Gegenüber dem Vorjahr stiegen die passivierten Rückstellungen von 1.673,6 Mio. € auf 1.810,2 Mio. € an. Diese bestehen im Wesentlichen aus Abgrenzungen für noch ausstehende Zahlungen aus Energielieferungen des Einzelmonates Dezember (1.760,1 Mio. €; Vorjahr: 1.649,4 Mio. €), deren Rechnungseingang und Ausgleich analog zu den Forderungen erst nach Erstellen des Fast-Close-Abschlusses im Januar 2013 erfolgt.

Die Verbindlichkeiten der Gesellschaft in Höhe von 979,9 Mio. € (Vorjahr: 797,0 Mio. €) beinhalten im Wesentlichen Verbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen (502,5 Mio. €die in Höhe von 493,9 Mio. € gegenüber der EnBW AG bestehen sowie sonstige Verbindlichkeiten (407,7 Mio. €). Unter den sonstigen Verbindlichkeiten werden mit 147,1 Mio. € (Vorjahr: 146,7 Mio. €) im Wesentlichen von Handelspartnern erhaltene Barsicherheiten im Rahmen des Marginings zur Limitierung der Kreditrisiken ausgewiesen.

Der passive Rechnungsabgrenzungsposten betrug zum Jahresende 2012 499,5 Mio. € (Vorjahr: 122,8 Mio. €) und ist im Wesentlichen bedingt durch die Abgrenzung der bereits realisierten Einzahlungen aus der Kaskadierung von Futures, denen Ergebnisse in der Energiebilanz erst im Laufe des Jahres 2013 entgegenstehen werden. Der im Vorjahr für den analogen Sachverhalt gebildete Rechnungsabgrenzungsposten für das Jahr 2012 wurde im abgelaufenen Geschäftsjahr vollständig aufgelöst.

(Das Wertgutachten für die Beteiligung an der EEX wird nur alle zwei Jahre erstellt).

Cashflow-Rechnung

Der Operating Cashflow verringerte sich im Geschäftsjahr 2012 gegenüber der Vorperiode um 117,2 Mio. € auf 282,6 Mio. €. Die Veränderung resultiert im Wesentlichen aus der Zunahme der Aktiva (Vorjahr: ebenfalls Zunahme der Aktiva), insbes. der Vorräte und der Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und dem deutlich gesunkenen Jahresergebnis. Dies konnte durch die Zunahme der Passiva (Vorjahr: deutliche Zunahme) inkl. der gestiegenen Rückstellungen (Vorjahr: nur geringe Änderung) nicht kompensiert werden.

Der Cashflow aus der Finanzierungstätigkeit beinhaltet im Wesentlichen die Abführung des Jahresergebnisses an die Gesellschafter. Diese verringerte sich um 69,4 % auf -315,3 Mio. €.

Nachtragsbericht

Es gab keine Ereignisse, die einen signifikanten Einfluss auf das Ergebnis des Jahres 2012 gehabt haben und einen Nachtrag notwendig gemacht hätten.

Mitarbeiter

Entwicklung der Mitarbeiterzahlen nach Mitarbeiterkapazitäten (MAK)

Zum 31. Dezember 2012 beschäftigte die ETG 234 MAK, das sind 11 MAK resp. 4,5 % weniger als im Vorjahr. Die Vorjahreszahl enthält nicht die MAK der GMG.

Der Personalaufwand ist im Berichtsjahr um 0,8 Mio. € auf 28,2 Mio. € gesunken (Vorjahr: 29,0 Mio. €).

Risikobericht

Marktrisiken

Energiemarkt

Grundlage des Risikomanagements und Risikocontrollings sind die von der Bundesanstalt für Finanzdienstleistungsaufsicht (BaFin) für deutsche Kreditinstitute verbindlich vorgeschriebenen Mindestanforderungen an das Risikomanagement (MaRisk). Die ETG hat sich zur Einhaltung von "best practice"-Verfahren basierend auf den MaRisk verpflichtet. Die Methoden werden kontinuierlich den Marktentwicklungen entsprechend weiterentwickelt und von unabhängigen Gutachtern geprüft. Wesentlicher Bestandteil ist die tägliche Erfassung der Marktpreisänderungs- und Kreditrisiken, die Einhaltung der Limite und das an aktuellen Marktpreisen gemessene Ergebnis.

Marktpreisrisiken

Nahezu alle Assets und Geschäfte der EnBW-Konzerngesellschaften in den Bereichen Erzeugung, Handel und Vertrieb sind Marktpreisänderungsrisiken ausgesetzt. Die Bewertung und Steuerung des aus diesen Marktpreisänderungen entstehenden Gewinn- bzw. Verlustpotentials zählen zu den Hauptaufgaben des Risikomanagements der ETG.

Auf Basis eines mehrstufigen Hedgekonzepts, das neben der Risikoreduktion auch die Wahrung von Chancen beinhaltet, wird durch frühzeitiges Eingehen von Termingeschäften auf den Energiemärkten das zukünftige Konzernergebnis abgesichert. Hierbei wird insbesondere die zukünftige Kraftwerkserzeugung gegen fallende Strompreise und steigende Brennstoff- und Emissionszertifikatspreise gehedged. Darüber hinaus erfolgt die Absicherung von Währungsrisiken aus Brennstoffbezügen für die Kraftwerkserzeugung.

Zusätzlich zur Absicherung des Ergebnisses aus der Kraftwerkserzeugung steuert die ETG das Sourcing der Vertriebsshortposition. Dabei erfolgt im Rahmen der Risikosteuerung für den Vertriebsbereich die Bereitstellung erwarteter Absatzmengen aus dem Großhandelsmarkt oder ggf. opportunitätsgetrieben aus der Eigenerzeugung.

Zentrales Organ der Risikosteuerung ist das so genannte Risikomanagement Committee, in das verschiedene Konzerngesellschaften entlang der Wertschöpfungskette sowie die Konzernholding eingebunden sind.

Um zusätzliche Erträge zu erwirtschaften, nutzt ETG sein Know-How an den Energiemärkten über die Risikosteuerung für die Konzernaktivitäten Erzeugung und Vertrieb hinaus auch für eine kontinuierliche Optimierung der Kraftwerkserzeugung und den Eigenhandel. Im Eigenhandel werden durch die Händler gezielt offene Positionen in verschiedenen Märkten eingegangen.

Zur Bewertung der Risiken und zur Überwachung der Einhaltung der Limite werden durch das Risikocontrolling der ETG im Rahmen definierter Prozesse regelmäßig die relevanten Kennzahlen ermittelt und berichtet.

Hinsichtlich des Einsatzes von Finanzinstrumenten zur Reduzierung von Marktpreisrisiken sowie zur Bildung von Bewertungseinheiten verweisen wir auf die Ausführungen im Anhang unter "Derivative Finanzinstrumente".

Kreditrisiken

Kreditrisiken entstehen insbesondere aus unbesicherten Forderungen gegenüber Handelspartnern im "Over-The-Counter"-Markt.

OTC-Handelsgeschäfte schließt ETG auf Basis von Rahmenverträgen ab, wie sie 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.

Die Kreditrisiken werden regelmäßig ermittelt und die Einhaltung der Kreditrahmen überwacht. Hierzu wurden verschiedene Kenngrößen ermittelt, die auf den einzelnen Handelspartner, aber auch auf das Gesamtportfolio abstellen.

Im direkten Verhältnis mit dem Handelspartner wird u. a. das Current Exposure und Credit Exposure zur Risikomessung verwendet. Das Current Exposure stellt den beim Ausfall des Handelspartners am Bewertungsstichtag auftretenden Verlust dar. Determinanten des Current Exposure sind offene Forderungen aus Lieferungen und Verbindlichkeiten aus Bezügen einerseits und der aktuelle Marktwert der bestehenden Geschäfte andererseits. Das Credit Exposure berücksichtigt zusätzlich das potentielle Risiko durch Marktpreisveränderungen. Mit den Handelspartnern werden Rahmenverträge mit Netting-Vereinbarungen abgeschlossen, die eine Verrechnung von Forderungen, Verbindlichkeiten und Marktwerten ermöglichen.

Tabelle 1 zeigt die zum Stichtag 21.12.2012 bestehenden Marktwerte geordnet nach Laufzeit. Es wurden alle am 21.12.2012 bestehenden Verträge, die in die Bilanzierung eingehen, berücksichtigt und mit aktuellen Marktpreisen bewertet.

Tabelle 1: MtM-Risiken nach Ratingklassen in €, Stand 21.12.2012

Die Limitierung der Kreditrisiken erfolgt auf Basis der Bonität der Handelspartner. Die Ausfallwahrscheinlichkeiten ergeben sich aus dem Rating der Handelspartner. Verwendet werden einerseits die Ratings der Agenturen Moody's und Standard & Poor's (S&P). Für Handelspartner, die kein externes Rating haben, erfolgt die Bonitätsermittlung mittels internem Ratingverfahren. In Tabelle 1 sind die externen und internen Ratingklassen mit der sich entsprechenden Ausfallwahrscheinlichkeit zusammengefasst.

Auch im vergangenen Jahr wurde das bilaterale Margining weiter ausgebaut, wodurch zusätzliche Current Exposures gedeckelt werden.

Weiterentwicklung der Risikoüberwachung in 2012

Die ETG entwickelt kontinuierlich die Methoden und Prozesse zur Risikoüberwachung entsprechend den Marktgegebenheiten und der Entwicklung der eigenen Geschäftsfelder weiter.

Neben der kontinuierlichen Pflege des Risikomanagementhandbuchs, des Organisationshandbuchs und des VaR-Handbuchs wurde das Performance- und Risiko-Reporting weiterentwickelt. Im abgelaufenen Jahr wurden u. a. Risikomanagementprozesse für die Bewirtschaftung des Speichers Etzel und den neu abgeschlossenen langfristigen Gasliefervertrag aufgebaut, um den Ausbau des Geschäftsfeldes Gas zu unterstützen.

Das Kreditrisikomanagement wurde im abgelaufenen Geschäftsjahr weiter ausgebaut. Die Bestimmung des Credit Value at Risk (CVaR) wurde auf das Gesamtportfolio der ETG ausgedehnt. Der CVaR gibt den maximalen Schaden aus Kreditrisiken an, der innerhalb eines Jahres mit einer vorgegebenen Wahrscheinlichkeit nicht überschritten wird. Darüber hinaus wurden die Rahmenvertragsstandards und das bilaterale Margining zur effektiven Begrenzung von Kreditrisiken weiterentwickelt. Um die sich aus der Ausweitung des bilateralen Marginings ergebenden zusätzlichen Liquiditätsanforderungen managen zu können, wurden Stressszenarien angewandt und weiterentwickelt, die, in Abhängigkeit der Marktpreisentwicklungen, potenzielle Liquiditätsbelastungen aufzeigen. Diese Szenarien fließen in das zentrale Liquiditätsreporting ein.

ETG führt auf Basis ihres internen Ratingverfahrens für andere Konzerngesellschaften die Bonitätsprüfung und -überwachung durch. Hierdurch gelang die Schöpfung von Synergien einerseits, andererseits konnten Kompetenzen konzentriert aufgebaut und der Auftritt gegenüber externen Dienstleistern im Kreditrisikomanagement gebündelt werden.

Zur Gewährleistung der Qualität der Handels- und Risikomanagementprozesse sind Prozesse zur Einführung neuer Handelsprodukte und -geschäfte etabliert.

Im Sinne einer weiteren Stabilisierung des Prozesses der Geschäftsbestätigungen mit den Handelspartnern wurde der Kreis der Handelspartner, mit denen das electronic Confirmation Matching System eingesetzt wird, konsequent ausgeweitet. Es wurden ca. 70 % der Strom-, 65 % der Gasgeschäfte und 95 % der Brokerbestätigungen über dieses System abgeglichen.

Operationelle Risiken

Im Bereich operationelle Risiken wurde die Erfassung und das Management der Risiken fortgesetzt und die in den Vorjahren aufgebaute Datenbank für die Erfassung von Schadensfällen weiter mit Daten befüllt. Auf Basis dieser Datenbank kann ein Operational Value at Risk (OpVaR) berechnet werden, um den möglichen finanziellen Schaden aus operationellen Risiken bewerten zu können.

Umsatzsteuer-Betrug im Energiehandel: Durch den grenzüberschreitenden Handel mit Energie besteht auch für seriöse Marktteilnehmer das Risiko der Einbindung in ein sogenanntes Umsatzsteuerkarussell. Im Geschäftsjahr 2012 wurden gegenüber der EnBW geänderte Umsatzsteuerbescheide für die Veranlagungszeiträume 2009 und 2010 durch die Finanzbehörden in Höhe von rund 50 Mio. € erlassen. Die Änderungen betreffen Vorsteuern auf erworbene CO2-Emissionszertifikate, die nach Auffassung der Steuerfahndung nicht abzugsfähig sind, weil die EnBW habe erkennen können, dass der Verkäufer in ein Umsatzsteuerkarussell eingebunden war. Der entsprechende Aufwand wurde unter den sonstigen Steuern erfasst und die Schuld bezahlt, wenngleich die EnBW die Vorwürfe bestreitet und dementsprechend Einspruch eingelegt hat. Eine Forderung gegen die Steuerbehörde wurde nicht erfasst, da deren Realisierung zwar von der EnBW erwartet, aber zum Bilanzstichtag als nicht hinreichend wahrscheinlich beurteilt werden kann.

Chancen- und Prognosebericht

Künftige Branchenentwicklung

Künftige Entwicklung des Strommarkts

Der durchschnittliche Spotmarktpreis notierte im Jahr 2012 bei 42,60 €/MWh. Die Terminpreise für Base-Produkte lagen Ende 2012 bei 45,07 €/MWh (2013) und 45,31 €/MWh (2014). Angebotsseitig sind vor allem die Brennstoff- und CO2-Zertifikatepreise sowie die künftige Verfügbarkeit von Kraftwerkskapazitäten und der Ausbau der erneuerbaren Energien von wesentlicher Bedeutung für die künftige Preisentwicklung. Die Abnahme- und Vergütungspflicht gemäß dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) führt zu einer wachsenden Einspeisung erneuerbarer Energien. Dies erhöht weiterhin die Volatilität an den Großhandelsmärkten. Künftig könnte dies häufiger zu sehr niedrigen und ggf. auch negativen Preisen in einzelnen Stunden führen. Extreme Witterungsverhältnisse, Kraftwerksausfälle oder -engpässe im Ausland könnten kurzfristige Preisausschläge am Spotmarkt auslösen. Die wirtschaftliche Entwicklung, vor allem die Nachfrage der Industrie, wirkt nachfrageseitig auf den Strompreis. Zudem führt die EEG-Umlage zu einer strukturellen Kostenerhöhung auf der Endkundenseite.

Künftige Entwicklung des Kohlemarkts

Ende 2012 wiesen die Marktpreise für Terminlieferungen von Steinkohle in den ARA-Raum (Amsterdam, Rotterdam, Antwerpen) ein ansteigendes Preisniveau auf (2013: 94,05 US-$/t, 2014: 102,36 US-$/t). Sie lagen auf einem höheren Niveau als die Spotnotierungen mit 87,35 US-$/t. Die Marktteilnehmer gehen mittelfristig von steigenden Preisen aus. Eine preistreibende Wirkung - obwohl die derzeitigen Konjunkturausblicke Unsicherheiten aufweisen - geht vor allem von der Erwartung einer hohen Steigerungsrate der künftigen Kohleimporte Indiens und Chinas aus. Zudem wird für Japan und Deutschland aufgrund der reduzierten Stromerzeugung aus Kernkraft eine erhöhte Importnachfrage erwartet. Eine kurzfristige Angebotsverknappung, ausgelöst durch Unwetter oder eine Beeinträchtigung der Infrastruktur, würde das Preisniveau von Kohle ebenfalls heben. Der Abbau des derzeitigen Kohleüberangebots, beispielsweise durch eine Produktionsdrosselung, wirkt sich steigernd auf die Preisentwicklung aus. Auf der Nachfrageseite ist die Entwicklung der globalen Konjunktur relevant für die künftige Preisbildung. Dämpfend auf die Notierungen wirkt der Fortschritt beim Ausbau der erneuerbaren Energien.

Künftige Entwicklung des CO2-Markts

Bedeutend für die Entwicklung der Preise für CO2-Zertifikate sind im Wesentlichen zwei Faktoren: das künftige Emissionsvolumen, das maßgeblich von der Entscheidung über eine Erhöhung des Minderungsziels für den CO2-Ausstoß der Europäischen Union für 2020 abhängt und der Verlauf der Diskussion über eine mögliche Verschiebung von Auktionsmengen für Emissionszertifikate innerhalb der dritten Handelsperiode. Außerdem ist die künftige Wirtschaftsentwicklung in der EU und das daraus resultierende Emissionsaufkommen ein wichtiger Einflussfaktor auf der Nachfrageseite.

Erwartete Entwicklung des Gasmarkts

Die Terminpreise auf dem Gasmarkt für 2013 bewegten sich 2012 überwiegend über dem Spotpreis. Der Preis auf dem niederländischen Großhandelsmarkt TTF betrug Ende 2012 für Gaslieferungen im Jahr 2013 27,13 €/MWh und für das Jahr 2014 27,47 €/MWh. Die Erwartung der Marktteilnehmer einer höheren Nachfrage Japans nach verflüssigtem Erdgas (Liquefied Natural Gas, LNG) infolge eines möglichen Atomausstiegs Japans und einer verzögerten Wiederinbetriebnahme der Atomkraftwerke erhöht das Gaspreisniveau. Eine preisdämpfende Wirkung geht jedoch vom Ausbau der erneuerbaren Energien aus. Vor allem der starke Photovoltaikausbau reduziert die mögliche Einsatzzeit von Gaskraftwerken. Die Fertigstellung und Inbetriebnahme des zweiten Strangs der Nordseepipeline North Stream könnte zusätzliche Gasimporte nach Deutschland zur Folge haben, was langfristig die Liefersicherheit erhöht, die Gaspreise jedoch reduziert.

Künftige Entwicklung des Ölmarkts

Für kurzfristige Öllieferungen (Frontmonat) belief sich der durchschnittliche Preis 2012 auf 111,68 US-$/bbl. Die Terminmarktpreise für das Jahresprodukt Brent 2013 lagen im Jahresdurchschnitt 2012 bei 106,78 US-$/bbl. Die Marktteilnehmer gingen Ende 2012 also von einem sinkenden Preisniveau aus. Wesentlich für die künftige Preisentwicklung von Öl sind die Erwartungen hinsichtlich der internationalen Wirtschaftsentwicklung. Preisdämpfend wirken die immer noch angespannte Verschuldungssituation einiger Industriestaaten und das weiterhin verhaltene Wirtschaftswachstum der USA. Außerdem wird eine Verlangsamung des Expansionstempos der Schwellenländer befürchtet. Der Ölpreis wird zudem vom künftigen Wert des US-Dollars und der Attraktivität von Rohöl als Anlageklasse bestimmt. Öl steht als strategischer Rohstoff auch immer wieder unter dem Einfluss politischer Ereignisse. Angebotsseitig wirken sich vor allem der Fortgang des Atomkonflikts mit dem Iran, der Konflikt in Syrien und die mögliche Ausweitung des Disputs auf weitere Staaten der Region sowie das daraus resultierende Risiko von Lieferstörungen auf die Ölpreisbildung aus.

Künftige Absatz- und Umsatzentwicklung

Gemäß Unternehmensplanung wird für die Geschäftsjahre 2013 und 2014 über alle Aktivitäten mit steigenden Umsatzerwartungen gerechnet. Diese sind zum einen durch die gegenüber 2012 steigenden Abgabemengen im Geschäftsbereich Strom zu begründen. Zum anderen werden durch die Intensivierung der Aktivitäten im Geschäftsfeld Gas (Langfristverträge Gas, Speicherbewirtschaftung) steigende Abgabemengen im Gas erwartet.

Die Umsatzentwicklung der ETG ist stark vom gehandelten Mengenvolumen abhängig. Das Mengenvolumen kann insbesondere im margenorientierten Eigenhandel infolge hoher Preisvolatilitäten stark schwanken. Ebenso können starke Marktpreisvolatilitäten zu erhöhten Volumina in den Optimierungsgeschäften und entsprechend erhöhten Umsätzen führen.

Planerisch liegen die Stromvertriebsaktivitäten von EVG, Yello, Watt, Naturenergie Plus, ODR und ZEAG in 2013 und 2014 gemäß der Konzernplanung mit einem Volumen von 41,7 TWh bzw. 42,1 TWh unter dem Absatzniveau des Jahres 2012 (43,3 TWh).

Vertriebsseitig besteht in Bezug auf konjunkturelle Rahmenbedingungen weiterhin das Risiko von Mengenrückgaben der Vertriebe und damit einhergehende Veränderungen der geplanten Absatz- und Umsatzerwartungen.

Im Bereich der Systemdienstleistungen ist die weitere Entwicklung aufgrund von Maßnahmen im Rahmen der Energiewende schwer einzuschätzen. Durch den Ausbau der Erneuerbaren Energien entsteht eine höhere Nachfrage nach kurzfristig verfügbarer Leistung, die angesichts der zunehmenden Liquidität der Intraday-Märkte aber nicht zu höherem Regelleistungsbedarf führen muss. Demgegenüber wird eine Erhöhung der installierten Leistung in Deutschland erwartet, welche zu einer Verbesserung auf der Angebotsseite führen kann. Hiervon ist jedoch erst ein Teil als Neubauten genehmigt. Allerdings ist der Abbau von thermischen Kraftwerken bis 2022 geplant.

Planerisch wird von einer rückläufigen Preisentwicklung im Bereich der Sekundärregelleistung ausgegangen. ETG geht jedoch davon aus, den planerischen Preisrückgang kompensieren zu können.

Erwartete Ergebnisentwicklung

Für 2013 wird ein operatives Ergebnis vor Abschreibungen auf Sachanlagen und Amortisation von immateriellen Vermögenswerten (EBITDA) in Höhe von ca. 50% des Niveaus von 2012 erwartet. Als wesentliche Entwicklung ist hierbei die reduzierte Rohmarge in der Erzeugung anzuführen. Diese resultiert aus den gesunkenen Terminmarktpreisen für Strom, reduzierten Spreads in der spreadabhängigen Erzeugung sowie dem Entfall der kostenlosen CO2-Zuteilung. In 2014 wird dies zusätzlich durch eine höhere Kostenverrechnung seitens KWG verstärkt, so dass für 2014 mit einem weiteren Ergebnisrückgang gerechnet wird.

Erwartete Sachinvestitionen

In Relation zum Gesamtaufwand sind die Sachinvestitionen eines Handelsunternehmens typischerweise gering.

Entwicklung der Kohle-Aktivitäten

Aufgrund eines deutlich höheren Kohlebedarfs für die eigenen Kraftwerke sind im Geschäftsjahr 2012 die physischen Kohlehandelsaktivitäten von einem starken Zuwachs der gehandelten Mengen gekennzeichnet. Dem gestiegenen Kohlebedarf der EnBW stand ein sehr gutes Angebot auf dem europäischen Kohlemarkt gegenüber. Darüber hinaus führten günstige logistische Rahmenbedingungen infolge der über das gesamte Jahr guten Wassersituation auf Rhein und Neckar zu geringeren Kosten pro transportierter Tonne Kraftwerkskohle. Die Aktivitäten zur Beschaffung der Kohle in Übersee wurden weiter ausgebaut. Dabei wurden Aspekte einer nachhaltigen Kohleversorgung im Sinne der Einhaltung von Sozial- und Umweltstandards in den Förderländern stärker in den Beschaffungsprozess integriert. Das Programm zum Kauf von Sonderkohlen wurde 2012 mit weiter signifikanten Preisabschlägen fortgeführt. Durch Verkäufe am Markt und an Endverbraucher konnten händlerische Opportunitäten realisiert und die Flexibilität des eigenen Kohleportfolios gesteigert werden.

Der immer stärkere Ausbau der erneuerbaren Energien machte sich in einer weiter steigenden Wetterabhängigkeit des kurzfristigen Kohleverbrauchs bemerkbar. Die Erhöhung der Flexibilität bei Kohlebeschaffung und Kohlelogistik bleibt deshalb eine Aufgabe für die nächsten Jahre.

Vollständige Umsetzung und Ausbau des Geschäftsmodells des kommerziellen Optimierers im Geschäftsfeld Gas

Im Rahmen des vollständigen Risikotransfers wurde in 2012 neben dem Großhandelsmarktzugang und dem Bilanzkreismanagement auch das Risiko- und Portfoliomanagement für das Gas-Vertriebsportfolio der EVG bei ETG zentralisiert. Damit wurde die Umsetzung des Geschäftsmodells des kommerziellen Optimierers für die Schnittstelle EVG-ETG abgeschlossen und auf dieser Basis kann die Belieferung neuer Gasvertriebsaktivitäten sowie die durchgängige Belieferung von Tochterunternehmen der EnBW ausgeweitet werden.

Im Jahr 2012 erfolgte die Verschmelzung der GMG auf die ETG, um zukünftige Gasaktivitäten bei ETG zu konzentrieren. Nach dem erfolgreichen Abschluss des ersten langfristigen Bezugsvertrags mit dem russischen Gasproduzenten Novatek ist der Abschluss weiterer Verträge mit Gaslieferanten geplant, um das avisierte Zielportfolio aus Assets und Verträgen zu erreichen.

Portfoliomanagement für Dritte

Im Geschäftsjahr 2012 wurden in Zusammenarbeit mit der EnBW Vertrieb GmbH erste Strom-Portfoliomanagementverträge abgeschlossen. Die Produktpalette umfasst neben der Beschaffung von Standardhandelsprodukten und Fahrplänen auch Dienstleistungen im Bereich des Prognose- und Bilanzkreismanagements.

Auf Basis der Erkenntnisse aus den Pilotkundenabschlüssen wird im Jahr 2013 weiter an der Prozess- und Systemautomatisierung und der Massenfähigkeit gearbeitet und weitere Produktbausteine entwickelt.

Geplante Änderungen im Personal- und Sozialbereich

Für 2013 beträgt der im Zuge der Reorganisation von 294,66 MAK um 34,06 MAK reduzierte Planstand noch 260,60 MAK. Aufgrund des aktuell niedrigeren IST-Stands sowie des weiterhin im EnBW-Konzern geltenden externen Einstellungsstopps wird der genehmigte Planstand wahrscheinlich unterschritten.

Bestätigungsvermerk des Abschlussprüfers

Wir haben den Jahresabschluss --bestehend aus Bilanz, Gewinn- und Verlustrechnung sowie Anhang-- unter Einbeziehung der Buchführung und den Lagebericht der EnBW Trading GmbH, Karlsruhe, für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis 31. Dezember 2012 geprüft. Nach § 6b Abs. 5 EnWG umfasste die Prüfung auch die Einhaltung der Pflichten zur Rechnungslegung nach § 6b Abs. 3 EnWG, wonach für die Tätigkeiten nach § 6b Abs. 3 EnWG getrennte Konten zu führen sind. Die Buchführung und die Aufstellung von Jahresabschluss und Lagebericht nach den deutschen handelsrechtlichen Vorschriften sowie die Einhaltung der Pflichten nach § 6b Abs. 3 EnWG liegen in der Verantwortung der Geschäftsführung der Gesellschaft. Unsere Aufgabe ist es, auf der Grundlage der von uns durchgeführten Prüfung eine Beurteilung über den Jahresabschluss unter Einbeziehung der Buchführung und über den Lagebericht sowie über die Einhaltung der Pflichten zur Rechnungslegung nach § 6b Abs. 3 EnWG abzugeben.

Wir haben unsere Jahresabschlussprüfung 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 Jahresabschluss unter Beachtung der Grundsätze ordnungsmäßiger Buchführung und durch den Lagebericht vermittelten Bildes der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage wesentlich auswirken, mit hinreichender Sicherheit erkannt werden und dass mit hinreichender Sicherheit beurteilt werden kann, ob die Pflichten zur Rechnungslegung nach § 6b Abs. 3 EnWG in allen wesentlichen Belangen erfüllt sind. Bei der Festlegung der Prüfungshandlungen werden die Kenntnisse über die Geschäftstätigkeit und über das wirtschaftliche und rechtliche Umfeld der Gesellschaft sowie die Erwartungen über mögliche Fehler berücksichtigt. Im Rahmen der Prüfung werden die Wirksamkeit des rechnungslegungsbezogenen internen Kontrollsystems sowie Nachweise für die Angaben in Buchführung, Jahresabschluss und Lagebericht sowie für die Einhaltung der Pflichten zur Rechnungslegung nach § 6b Abs. 3 EnWG überwiegend auf der Basis von Stichproben beurteilt. Die Prüfung umfasst die Beurteilung der angewandten Bilanzierungsgrundsätze und der wesentlichen Einschätzungen der Geschäftsführung sowie die Würdigung der Gesamtdarstellung des Jahresabschlusses und des Lageberichts sowie die Beurteilung, ob die Wertansätze und die Zuordnung der Konten nach § 6b Abs. 3 EnWG sachgerecht und nachvollziehbar erfolgt sind und der Grundsatz der Stetigkeit beachtet wurde. Wir sind der Auffassung, dass unsere Prüfung eine hinreichend sichere Grundlage für unsere Beurteilung bildet.

Unsere Prüfung des Jahresabschlusses unter Einbeziehung der Buchführung und des Lageberichts hat zu keinen Einwendungen geführt.

Nach unserer Beurteilung auf Grund der bei der Prüfung gewonnenen Erkenntnisse entspricht der Jahresabschluss den gesetzlichen Vorschriften und vermittelt unter Beachtung der Grundsätze ordnungsmäßiger Buchführung ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage der EnBW Trading GmbH. Der Lagebericht steht in Einklang mit dem Jahresabschluss, vermittelt insgesamt ein zutreffendes Bild von der Lage der Gesellschaft und stellt die Chancen und Risiken der zukünftigen Entwicklung zutreffend dar.

Die Prüfung der Einhaltung der Pflichten zur Rechnungslegung nach § 6b Abs. 3 EnWG, wonach für die Tätigkeiten nach § 6b Abs. 3 EnWG getrennte Konten zu führen sind, hat zu keinen Einwendungen geführt.

Die Feststellung bzw. Billigung des Jahresabschlusses erfolgte am: 01.07.2013.