Vattenfall Europe AktiengesellschaftLiquidiert

Vattenfall Europe AG

Berlin

Jahres- und Konzernabschluss zum Geschäftsjahr vom 01.01.2010 bis zum 31.12.2010

Lagebericht

der Vattenfall Europe AG und des Konzerns

Überblick über den Konzern

Die schwedische Vattenfall-Gruppe ist Europas fünftgrößtes Energieunternehmen und befindet sich in schwedischem Staatsbesitz. In Deutschland ist das Geschäft auch weiterhin rechtlich unter der Vattenfall Europe AG gebündelt. Die Geschäftsfelder hier umfassen im Wesentlichen die Förderung von heimischer Braunkohle, die Strom- und Wärmeerzeugung aus konventionellen und erneuerbaren Energieträgern sowie die Energieverteilung und den Vertrieb. Vattenfalls Energiemix setzt sich zusammen aus Kohle, Wasser, Kernkraft, Windkraft, Biomasse und Gas. Darüber hinaus erforscht und testet Vattenfall in Deutschland die CCS-Technologie (CCS: Carbon Capture and Storage; Abscheidung und Speicherung von Kohlendioxid) und setzt Maßstäbe in innovativen Wachstumsbereichen wie der E-Mobilität, der Wasserstofftechnologie, den intelligenten Netzen (smart grids), Virtuellen Kraftwerken und der dezentralen Energieerzeugung. Das Unternehmen ist nicht nur in den Heimatmärkten Berlin und Hamburg erfolgreich: Immer mehr Strom-, Wärme- und Gaskunden in ganz Deutschland schätzen die sichere, zuverlässige und umweltschonende Versorgung sowie den erstklassigen Service von Vattenfall Europe. Das Unternehmen versteht sich zudem als regionaler Partner und bringt sich in den Bereichen Schule, Sport, Kunst und Kultur aktiv ins gesellschaftliche Leben ein.

Im September 2010 verkündete Vattenfall als Reaktion auf ein verändertes Geschäftsumfeld und als Übergang zu einem nachhaltigen Energiesystem der Zukunft seine neue strategische Ausrichtung. Die Vision des Unternehmens ist es, einen starken und breit gefächerten europäischen Energiemix mit nachhaltigen, verbesserten Erträgen und bedeutende Wachstumsoptionen zu schaffen mit dem gleichzeitigen Ziel, zu den führenden Unternehmen bei der Entwicklung einer umweltfreundlichen und nachhaltigen Energieerzeugung zu gehören. Dabei will sich Vattenfall zukünftig auf die drei Kernmärkte Schweden, Deutschland und die Niederlande konzentrieren. Zugleich sollen die CO ₂ -Bilanz verbessert und Wachstum in der Stromerzeugung mit geringen CO ₂ -Emissionen und Gas erzielt werden. Parallel zu der strategischen Neuausrichtung trat zum 1. Januar 2011 eine neue Organisationsstruktur in Kraft. Fortan wird der Konzern nicht mehr regional, sondern funktional und länderübergreifend gesteuert. Im Zusammenhang mit der neuen strategischen Ausrichtung und der geschäftsspezifischen Organisationsstruktur ist auch die Entwicklung der neuen Kernwerte Sicherheit, Leistung und Zusammenarbeit zu sehen, die das Handeln und Verhalten des Unternehmens und seiner Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter leiten und eine gemeinsame Basis der Unternehmenskultur bilden sollen.

Die Vattenfall Europe AG hat ihren Übertragungsnetzbetreiber 50Hertz Transmission GmbH rückwirkend zum 1. Januar 2010 an den belgischen Netzbetreiber Elia System Operator (Elia) und den Infrastrukturfonds Industry Funds Managements (IFM), eine der weltweit größten Vermögensverwaltungsgesellschaften im Infrastrukturbereich, verkauft. Das Kartellamt äußerte hierzu keine Bedenken. IFM hält 40 %, Elia die restlichen 60 % der Anteile und die operative Kontrolle an der 50Hertz Transmission GmbH. Die Gesellschaft wurde zum 31. Mai 2010 aus dem Konzern Vattenfall Europe entkonsolidiert.

Business Group Central Europe

Business Unit Mining & Generation

Kerngeschäft der Business Unit Mining & Generation ist die Förderung von Braunkohle in fünf Tagebauen sowie die Strom- und Wärmeerzeugung in modernen Kraftwerksanlagen der Grund- und Spitzenlast. Darüber hinaus wird ein Teil der geförderten Braunkohle in unternehmenseigenen Veredelungsanlagen zu hochwertigen Brennstoffen für den kommunalen Strom- und Wärmemarkt, die Zement- und Kalkindustrie sowie für den Hausbrandbereich weiterverarbeitet.

Die Arbeiten zur Weiterführung der Kohleförderung aus dem Tagebau Reichwalde wurden Mitte Dezember 2010 abgeschlossen. Die Aktivitäten im Berichtsjahr konzentrierten sich insbesondere auf die Fertigstellung der Arbeiten an der Kohlebandanlage vom Tagebau Reichwalde zum Kohlelagerplatz am Kraftwerk Boxberg.

Im November 2010 informierte die Landesplanung über Änderungen im Rahmen des Braunkohlenplanverfahrens für den Räumlichen Teilabschnitt II im Tagebau Welzow-Süd. Demnach wird durch eine Verlegung der bisher geplanten Tagebaugrenze am westlichen Ortsrand von Welzow die Zahl der potenziell betroffenen Umsiedler von bislang 1.255 auf 810 gesenkt. Das 2007 eröffnete Planverfahren verläuft wie vorgesehen, die Genehmigung soll bis spätestens 2015 vorliegen. Das Verfahren zum Braunkohlenplan Nochten für das Vorranggebiet Nochten verläuft ebenfalls planmäßig. Ziel ist es, die Genehmigung bis Ende 2012 zu erhalten. Zur Versorgung des Kraftwerksstandorts Jänsch-walde nach 2025 ist die Nutzung des Kohlefeldes Jänschwalde-Nord vorgesehen. Das Braunkohlen-planverfahren dazu wurde 2009 eröffnet, der Scopingtermin soll im Frühjahr 2011 stattfinden. Die Genehmigung ist bis spätestens 2015 erforderlich.

Am Braunkohlekraftwerk Boxberg wird der neue Block R mit einer elektrischen Leistung von 675 MW errichtet. Die Montage der Hauptkomponenten konnte im Berichtsjahr abgeschlossen werden. Die Inbetriebsetzungsaktivitäten mussten jedoch Mitte Oktober unterbrochen werden, da im Rahmen der Inbetriebsetzungsphase Undichtheiten im Dampferzeuger festgestellt wurden. Die Ursachenermittlung und die Beseitigung der Schäden werden den Beginn des Dauerbetriebs verzögern.

Das Steinkohlekraftwerk Hamburg-Moorburg wird als moderne Doppelblockanlage mit einer elektrischen Leistung von 2 x 840 MW sowie einer maximal möglichen Wärmeauskopplung von 640 MW errichtet. Die Bauhauptaktivitäten konzentrierten sich im Geschäftsjahr 2010 auf die Montage der beiden Dampferzeuger, auf die Baumaßnahmen der Kühlkreislaufobjekte und die Anlagenbereiche der Ver- und Entsorgung. Im Zuge der Fertigung und Montage des Dampferzeugers A sind in Verbindung mit dem eingesetzten Kesselstahl Anfang 2010 verstärkt Schweißnahtfehler aufgetreten, die zu Montageverzögerungen geführt haben und den ursprünglich für Januar 2011 geplanten Druckprobentermin verschieben. Die Fischaufstiegsanlage am Elbwehr Geesthacht wurde im September 2010 mit Vertretern von Politik und Öffentlichkeit feierlich als Europas größte Anlage ihrer Art in Betrieb genommen. Im Oktober 2010 hat Vattenfall Europe die für den Kraftwerksbetrieb notwendige wasserrechtliche Erlaubnis "Durchlaufbetrieb" mit sofortigem Vollzug erhalten. Um die sich daraus ergebenden Einschränkungen des Kraftwerksbetriebs zu kompensieren, ist der Bau eines Hybridkühlturms geplant, für dessen Errichtung und Betrieb das Unternehmen im Dezember 2010 die immissions-schutzrechtliche Genehmigung bekam.

Vattenfall setzt bei der Entwicklung des sogenannten Oxyfuel-Verfahrens Maßstäbe. Seit 2008 wird in einer 30-MW-Pilotanlage am Standort Schwarze Pumpe (Brandenburg) das Oxyfuel-Verfahren erfolgreich getestet. Für das geplante CCS-Demonstrationskraftwerk in Jänschwalde wurde das technische Konzept geändert. Vorgesehen sind nun der Neubau eines gesonderten Oxyfuel-Kraftwerks mit 250 MW Leistung und die Nachrüstung einer 50-MW-Post-Combustion-Anlage am bestehenden Block F. Die Ausschreibungen für die nach Bundesimmissionsschutzgesetz relevanten Komponenten sowie vorbereitende Maßnahmen auf dem vorgesehenen Baufeld haben begonnen. Der Beschluss des Bundeskabinetts über ein CCS-Gesetz als wesentliche Rahmenbedingung für die weitere Entwicklung der CCS-Technologie in Deutschland hat sich wegen des Widerstands vor allem des Landes Schleswig-Holstein gegen die CO ₂ -Speicherung bis in das Jahr 2011 verzögert. Damit kann das Gesetz vor dem Jahresende 2011 nicht in Kraft treten. Die CCS-Richtlinie der EU muss allerdings bis zum 25. Juni 2011 in nationales Recht umgesetzt werden, sodass die EU danach ein Vertragsverletzungsverfahren gegen Deutschland einleiten kann. Die weitere Verzögerung des Gesetzgebungsprozesses hätte unter anderem auch zur Folge, dass Vattenfalls Demonstrationsprojekt bei der Vergabe der Fördermittel aus dem EU-Programm NER300 nicht berücksichtigt werden könnte, da das dafür erforderliche Unterstützungsschreiben der Bundesregierung an die EU keine gesetzliche Legitimation vorwiese.

Business Unit Heat

Die Business Unit Heat in Deutschland bündelt die Kompetenzen von Vattenfall Europe in der umweltschonenden Wärmeerzeugung und -verteilung. Die Vattenfall Europe Wärme AG ist mit ihren Erzeugungsanlagen (7.600 MW thermisch, 3.100 MW elektrisch) und Wärmeverteilungsnetzen (mehr als 2.300 km) einer der größten europäischen Wärmeanbieter und versorgt mehr als 1,4 Mio. Wohneinheiten in Berlin und Hamburg. Rund 90 % der Wärme werden im hocheffizienten und umweltschonenden Kraft-Wärme-Kopplungsprozess (KWK) mit einem Brennstoffausnutzungsgrad von 90 % erzeugt. Im Jahr 2010 wurden in Berlin und Hamburg über 28.000 Wohneinheiten zusätzlich an die Fernwärmeversorgung angeschlossen und das Fernwärmenetz um 25 km ausgebaut. Seit Juli 2010 können Kunden in Hamburg und Berlin regenerativ erzeugte Fernwärme von Vattenfall Europe beziehen, die aus aufbereiteter, naturbelassener Biomasse in KWK-Heizkraftwerken erzeugt wird.

In der Vattenfall Europe New Energy GmbH sind die Aktivitäten rund um das Thema energetische Nutzung regenerativer und alternativer Energieträger zusammengefasst. Schwerpunkte sind dabei die Wärme- und Stromerzeugung aus Biomasse sowie aus der thermischen Verwertung stofflich nicht nutzbarer Abfälle. Das Unternehmen betreibt unter anderem Biomasse- und Abfallverwertungsanlagen in Brandenburg, Hamburg, Mecklenburg-Vorpommern und Sachsen und plant den weiteren Ausbau der regenerativen Energieerzeugung, beispielsweise mit dem Bau einer hochmodernen und effizienten Biogasanlage in Brandenburg.

Neben der Erzeugung und Verteilung von Wärme und Strom bietet die Business Unit Heat auch marktgerechte Energieprodukte und Energiedienstleistungen rund um die Kälteversorgung und Nahwärme aus dezentralen Erzeugungsanlagen an. Sie offeriert maßgeschneiderten Service für Wärmekunden in Berlin und Hamburg und erbringt überdies aus ihren Kraftwerken Netz- und Systemdienstleistungen für die Stromnetzbetreiber.

Ein Jahr nach Unterzeichnung der Klimaschutzvereinbarung mit dem Land Berlin, die eine Einsparung der CO ₂ -Emissionen in Berlin um mehr als 50 % gegenüber 1990 bis zum Jahr 2020 festschreibt, kann Vattenfall Europe eine positive Bilanz ziehen. Wesentliche Bestandteile der Klimaschutzvereinbarung sind ein Energiekonzept zur Modernisierung des bestehenden Vattenfall-Kraftwerkparks und die Ausweitung der Biomassenutzung, der weitere Ausbau der Fernwärmeversorgung sowie der dezentralen Energieversorgung in Berlin. Im Januar 2010 hat Vattenfall Europe auch der Stadt Hamburg eine Energiepartnerschaft angeboten. Sie enthält die Zusage, über die Ausweitung der Fernwärmeversorgung, den Ausbau des Biomasseeinsatzes in existierenden und neuen Anlagen sowie über die Ausweitung der dezentralen Versorgung den CO ₂ -Ausstoß bis zum Jahr 2030 um 50 % gegenüber 1990 zu reduzieren.

Zu allen genannten Punkten laufen derzeit Maßnahmen und Projekte sowohl in Berlin als auch in Hamburg. Die Projektentwicklungs- und Genehmigungsplanungen zur Errichtung dreier moderner und effizienter Gas- und Dampfturbinen-(GuD-)Kraftwerke, dreier Biomasseheizkraftwerke in Berlin und eines Biomasseheizkraftwerks in Hamburg sowie die Projekte zur Biomassemitverbrennung in den bestehenden Anlagen sind 2010 weiter vorangeschritten. Die Genehmigungen zur Errichtung und zum Betrieb für zwei der Biomasseheizkraftwerke lagen 2010 vor, für das GuD-Heizkraftwerk am Standort Berlin-Lichterfelde wurde sie im Januar 2011 erteilt.

Das Engagement im Bereich der dezentralen Energieversorgung wird fortlaufend verstärkt und an Lösungen zur intelligenten Einbindung dezentraler Anlagen gearbeitet. Im Oktober 2010 wurde in Berlin das weltweit erste Virtuelle Kraftwerk seiner Art in Kooperation mit SES Energiesysteme, SenerTec Center Berlin-Brandenburg und Stiebel Eltron in Betrieb genommen. Das Virtuelle Kraftwerk ist ein Zusammenschluss von kleinen dezentralen Stromerzeugungseinheiten wie etwa Blockheizkraftwerken und Wärmepumpen. Das vernetzte, flexibel regelbare und zentral gesteuerte Anlagensystem dient dem Ausgleich von Schwankungen und der besseren Integration erneuerbarer Energien aus Windkraft und Photovoltaikanlagen. Die Steuerung des Virtuellen Kraftwerks erfolgt zentral über die Fernwärme-Leitwarte in Berlin. Der Anlagenverbund umfasste bis zum Ende des Geschäftsjahres 6.000 Wohneinheiten und soll bis Ende 2011 auf rund 100.000 angeschlossene Wohneinheiten ausgebaut werden.

Business Unit Distribution

Die Verteilnetzbetreiber von Vattenfall Europe in Berlin und Hamburg gewährleisteten auch im Berichtsjahr eine hohe Versorgungssicherheit. Die Verteilungsnetze werden gemäß den Regeln des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) und seiner Verordnungen vorgehalten und betrieben. Investitionen der Business Unit Distribution sind im Rahmen der geltenden Anreizregulierung optimiert und realisiert worden. Die zur Senkung der Unterbrechungsdauer bei Störungen ergriffenen Maßnahmen zeigen Erfolge.

Das Jahr 2010 war geprägt von der Liberalisierung im Bereich des Messwesens, dem weiteren Umgang mit der Anreiz- und Qualitätsregulierung und von Innovationsprojekten. Durch die Liberalisierung des Messwesens und die Festlegung der Bundesnetzagentur (BNetzA) zu den sogenannten Wechselprozessen im Messwesen wurden der Messstellenbetrieb und die Messdienstleistungen dem Wettbewerb ausgesetzt. Um den anspruchsvollen Vorgaben der BNetzA gerecht zu werden, wurde ein spezielles SAP-Modul in die Systemarchitektur integriert. Dadurch werden die Wechselprozesse im Messwesen weitestgehend automatisiert. Die Festlegung einheitlicher Prozesse und Formate durch die BNetzA wird zu steigenden Wechselraten führen. Aufgrund der geballten Kundennachfrage besonders in Metropolen wie Hamburg und Berlin positionieren sich bestehende und neue Wettbewerber im Markt für Messdienstleistungen. Derzeit sind in den beiden Städten jeweils elf Messstellenbetreiber (1.400 Messstellen) und ein Messdienstleister (120.000 Messstellen) aktiv. Die Weichen für eine erfolgreiche zukünftige Marktbearbeitung werden jetzt gestellt, denn der Wettbewerb in den Bereichen Metering und Smart Metering wird sich weiter intensivieren.

Mit der Abgabe der sogenannten freiwilligen Selbstverpflichtung Verlustenergie und der sich daraus ergebenden Verfahrensregulierung durch die BNetzA konnte das Problem der Kostenanerkennung für Verlustenergiekosten im Rahmen der Anreizregulierung ab 2011 gelöst werden, da sich die anerkennungsfähigen Kosten für Verlustenergie zukünftig an den Marktpreisen orientieren werden. Auch die im Berichtsjahr von Vattenfall Europe Distribution gestellten Anträge auf einen Erweiterungsfaktor aufgrund der nachweislichen Veränderung der Versorgungsaufgabe wurden von der BNetzA vollumfänglich genehmigt. Die BNetzA hat angekündigt, zum 1. Januar 2012 die Qualitätsregulierung einzuführen. Das Modell sieht Bonus- bzw. Malus-Zahlungen in Abhängigkeit von der individuellen Versorgungsqualität zum jeweiligen BNetzA-Referenzwert vor.

Vattenfall Europe bleibt ein Vorreiter beim Thema Elektromobilität. Neben einer diskriminierungsfreien Ladeinfrastruktur und einer unkompliziert zu bedienenden Technik steht das sogenannte gesteuerte Laden von Autobatterien im Fokus. Dadurch sollen Netzüberlastungen vermieden werden und erneuerbare Energien vorrangig zum Einsatz kommen können. Darüber hinaus untersucht das Unternehmen die Auswirkungen auf das Verteilungsnetz durch die Integration volatiler, zentraler und dezentraler erneuerbarer Energiequellen. Hierzu werden die nötigen Speichermöglichkeiten analysiert.

Eines der größten Pilotprojekte zur Umsetzung der Smart-Meter-Technologie wurde im Berliner Märkischen Viertel durch die Business Unit Distribution durchgeführt. Insgesamt 8.800 Haushalte wurden dabei mit neuen smarten Zählern der ersten Generation ausgestattet. Zusätzlich erhalten 360 Kunden auf eigenen Wunsch eine inhouse-Technik, die es ermöglicht, den Stromverbrauch über TV oder iPhone, iPod-touch und iPad darzustellen. Weitere 1.000 Kunden erhalten mit Zusatzgeräten die Möglichkeit, über das Internet ihren Stromverbrauch zu kontrollieren und an einem Stromspar-Wettbewerb teilzunehmen. Ziel des Wettbewerbs ist es, das Verbrauchsverhalten zu erforschen und zu prüfen, inwieweit durch Anreize Energieeinsparungen realisiert werden können bzw. Lastverlagerungen, etwa von Tages- in die Nachtstunden, möglich sind.

Business Unit Sales

Die Business Unit Sales vertreibt Strom, Gas und energienahe Dienstleistungen an Privat-, Gewerbe- und Geschäftskunden sowie industrielle Größtkunden und Weiterverteiler. Sie belieferte im Berichtsjahr rund 2,8 Millionen Kunden und setzte insgesamt 48 TWh Strom ab.

Die Wettbewerbsintensität im deutschen Strommarkt ist anhaltend hoch. Der Trend zur Rekommunalisierung erreichte, nachdem 2009 bereits der städtische Versorger Hamburg Energie gegründet wurde, 2010 mit der Gründung der Plattform Berlin Energie auch den größeren der beiden Heimatmärkte. Die Business Unit Sales konnte dennoch die Kundenbasis nachhaltig stabilisieren und einen erheblichen Anstieg der Kundenzufriedenheit erreichen. Zum 1. Januar 2010 hat Vattenfall Europe die Privat- und Gewerbekundenpreise erstmals seit zweieinhalb Jahren in den Heimatmärkten wieder angepasst. Auf diese Weise wurde Kostenentwicklungen, die insbesondere aus dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) resultieren, Rechnung getragen. Trotz dieser Preismaßnahme konnte der Marktanteil in den Stammmärkten nahezu konstant gehalten werden. Die Kundenzahlen in den bundesweiten Aktivitäten stiegen ebenfalls weiter an: 2010 konnte Vattenfall Europe weitere 200.000 Neukunden von den guten Strom- und Gas-Angeboten überzeugen, wobei Gas erstmals zum Geschäft gehörte. In Summe belieferte das Unternehmen zum Jahresende 2010 knapp 400.000 Strom- und Gaskunden im Bundesgebiet. Die gesetzlich vorgeschriebene Marktrollentrennung in den IT-Systemen zwischen Sales und dem Verteilnetzbetreiber wurde fristgerecht zum Oktober 2010 umgesetzt.

Bei den Geschäftskunden, im sogenannten B2B-Kundensegment, wurden attraktive Vertragsabschlüsse mit Absatz- und Erlöswirkung auf die Folgejahre erzielt. In den Kernmärkten konnten die bestehenden Geschäftsbeziehungen zu Industriekunden in Hamburg dank innovativer Produkte gehalten werden. Das Land Berlin bezieht von 2010 bis 2012 Grünstrom von Vattenfall Europe. Das Segment Bündelkunden konsolidierte im Berichtsjahr seine Vertragsbeziehungen. Auch in allen übrigen Geschäftskundensegmenten verlief das Absatzgeschäft positiv, begünstigt durch niedrige Großhandelsmarktpreise. Die Nachfrage nach grünem Strom sowie nach Energiedienstleistungen zur Energieeffizienz blieb dagegen hinter den Erwartungen zurück.

Das Jahr 2010 stand für das B2B-Segment darüber hinaus im Zeichen des Markteintritts im Gasgeschäft. Die gesetzten Ziele konnten mit erfolgreichen Vertragsabschlüssen für komplexere Lieferprodukte erreicht werden.

Im Kundensegment der energieintensiven Industrie sowie der Regionalversorger und Stadtwerke kam es aufgrund der Finanzkrise zu einer erhöhten Nachfrage nach flexibleren Belieferungsverträgen. Im Rahmen der Produktentwicklung werden diese Anforderungen künftig berücksichtigt. Auch 2010 konnten hier der Kundenstamm weiter ausgebaut und bedeutende Vertragsverlängerungen erzielt werden. Das Kundenportfolio für Reservestrom wurde im Geschäftsjahr auf konstant hohem Niveau gehalten.

Service Unit

Zur Service Unit gehören die Vattenfall Europe Business Services GmbH, die Vattenfall Europe Kundenservice GmbH und weitere Beteiligungen. Die Gesellschaften erbringen administrative Dienstleistungen für den Konzern Vattenfall Europe in den Bereichen Einkauf, Immobilien, Logistik, Kundenservice, Gesundheits- und Sicherheitsmanagement, Juristische Dienste, Kaufmännische Geschäftsprozesse, Personalmanagement, Rechnungswesen und Finanzen sowie Versicherungen.

Die Optimierung und Harmonisierung von Prozessen in allen Bereichen der Service Unit stand auch im Jahr 2010 im Fokus. Ziel ist es, Kostensenkungen und somit Benchmarks zu erreichen. Um hochwertige Serviceleistungen zu marktgerechten Preisen für die Vattenfall-Gruppe zu erbringen, werden nicht nur die Arbeitsabläufe effizienter gestaltet, sondern auch Shared-Service-Center-gerechte Organisationskonzepte entwickelt und sogenannte "Enabling Technologies" (etwa Auftragsmanagement, Workflow, Prozessmonitoring) stärker genutzt. Dazu werden alle zentralen Geschäftsprozesse der Service Unit anhand einheitlicher Methoden und Instrumente und unter Begleitung eines Programm-Managements analysiert und optimiert. Im Bereich Kundenservice wurde ein einheitliches Abrechnungssystem eingeführt und so der Grundstein für harmonisierte und hoch automatisierte Prozesse gelegt. Ein Schwerpunkt lag auch auf der weiteren qualitativen Professionalisierung des Kundenmanagements.

Business Group Pan Europe

Business Unit Wind

Windenergie ist ein wesentliches Element in Vattenfalls Strategie, die CO ₂ -Bilanz des Unternehmens schon in den nächsten Jahren nachhaltig zu verbessern und langfristig die Erzeugung bis 2050 klimaneutral zu gestalten. Im Jahr 2010 hat die Vattenfall-Gruppe ihr Portfolio auf 620 MW installierte On-shore-Windenergieleistung und 680 MW installierte Offshore-Leistung erweitert. Auch in Deutschland wurden die Offshore-Wind-Aktivitäten vorangetrieben. Zur klimafreundlichen Energieversorgung sollen nach Plänen der deutschen Bundesregierung hierzulande 10.000 MW offshore bis 2020 installiert sein. Mit der Errichtung des Offshore-Testfeldes alpha ventus, das zwölf Turbinen der 5-MW-Klasse umfasst, hat Vattenfall Europe hierbei gemeinsam mit Partnern eine Vorreiterrolle übernommen. Alpha ventus ist der erste deutsche Offshore-Windpark, der 45 km vor der Insel Borkum unter anspruchsvollsten Bedingungen in großer Wassertiefe errichtet wurde. Gefördert wurde der Bau durch das Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit. Am 27. April 2010 wurde alpha ventus feierlich durch den Bundesumweltminister eingeweiht.

Im Herbst 2010 haben die Gremien der Vattenfall-Gruppe die finale Investitionsentscheidung für das nächste deutsche Offshore-Projekt gefällt: Rund 70 km westlich der Nordseeinsel Sylt soll der Off-shore-Windpark DanTysk errichtet werden. Das Projekt wird in Kooperation mit den Stadtwerken München realisiert, die an dem dafür gegründeten Joint Venture 49 % der Anteile halten. Mit einer Kapazität von 288 MW soll der Windpark ab 2013/14 Strom für die Versorgung von bis zu 500.000 Haushalten liefern. Die Vattenfall Europe Windkraft GmbH wird für den Bau und den Betrieb des Windparks verantwortlich zeichnen. Das Unternehmen wurde 2009 zur Entwicklung von Windkraftprojekten in Deutschland und Polen als Teil der europäisch aufgestellten Business Unit Wind in Hamburg angesiedelt. Es betreibt Onshore-Windkraftanlagen rund um Hamburg, in Vattenfall Europes Energieregion Lausitz sowie an der polnischen Odermündung. Neben der kontinuierlichen Onshore-Projektentwicklung in diesen Regionen war das Geschäftsjahr 2010 vor allem von der fortgeschrittenen, intensiven Phase der Bauvorbereitung für DanTysk geprägt.

Business Unit Nuclear

Vattenfall betreibt sieben Kernkraftreaktoren in Schweden und zwei in Deutschland: in Brunsbüttel und in Krümmel. Die Geschäftsführung der deutschen Kernkraftwerke liegt bei der Vattenfall Europe Nuclear Energy GmbH mit Sitz in Hamburg. Das Ziel von Vattenfalls Kernkraftaktivitäten ist es, im Hinblick auf Sicherheit und Verfügbarkeit zu den weltweit führenden Unternehmen zu gehören. Daher laufen in den derzeit noch außer Betrieb befindlichen Kernkraftwerken Krümmel und Brunsbüttel umfangreiche Prüfungsmaßnahmen und Instandsetzungen, um für die Zukunft gerüstet zu sein. Krümmel hat unter anderem zwei neue Maschinentransformatoren erhalten. In Brunsbüttel werden Modernisierungsprojekte zur nachhaltigen Sicherung der Betriebsgenehmigung durchgeführt. Auch 2010 wurden die Anwohner und Medien in verschiedenen Veranstaltungen zum Stand der Arbeiten informiert. Im Dezember 2010 haben E.ON und Vattenfall Europe vereinbart, gemeinsam alle Möglichkeiten zur weiteren betrieblichen Optimierung für die Kernkraftwerke Krümmel und Brunsbüttel zu prüfen. Dies geschah insbesondere vor dem Hintergrund der geänderten gesetzlichen Rahmenbedingungen. E.ON Kernkraft und Vattenfall Europe Nuclear Energy halten am Kernkraftwerk Krümmel jeweils 50 % der Anteile. Das Kernkraftwerk Brunsbüttel gehört mehrheitlich Vattenfall Europe Nuclear Energy, E.ON Kernkraft ist zu einem Drittel beteiligt. Die Überprüfungen haben auch zum Ziel festzustellen, ob E.ON die Betriebsführung beider Anlagen übernimmt.

Business Unit Engineering

Die Geschäftseinheit bietet ihre Leistungen innerhalb und außerhalb des Vattenfall-Konzerns an. In Deutschland fasst die Vattenfall Europe PowerConsult GmbH das Know-how von Vattenfall in den Bereichen Engineering und Betriebsmanagement für die Strom- und Wärmeerzeugung sowie für Übertragungsnetze in einem Kompetenz- und Dienstleistungscenter zusammen. Die Leistungen werden Kunden weltweit angeboten und umfassen den gesamten Lebenszyklus von Energieanlagen von der Planung und Errichtung bis hin zu Stilllegung und Rückbau.

Rahmenbedingungen

Politisches Umfeld

Durch die Landtagswahl in Nordrhein-Westfalen im Mai 2010 büßte die Regierungskoalition aus CDU/CSU und FDP ihre bis dahin auch im Bundesrat bestehende Mehrheit und damit politischen Gestaltungsspielraum ein. Neben dieser neuen politischen Kräfteaufteilung zwischen Bund und Ländern zeigte sich im Jahr 2010 eine zunehmende gesellschaftspolitische Ablehnung von Industrie- und Infrastrukturprojekten. Anders als in der Vergangenheit richtete sich der Protest dabei nicht nur gegen Castor-Transporte, die Errichtung konventioneller Kraftwerke oder gegen den Leitungsausbau, sondern griff zunehmend auch auf Projekte der erneuerbaren Energien sowie andere Infrastrukturprojekte (z. B. "Stuttgart 21") über. Der gesellschaftspolitische Umgang mit dieser für den Industriestandort schwierigen Entwicklung ist eine Herausforderung, der sich Politik und Industrie stellen müssen.

Schwerpunkte der Energiepolitik in Europa

Die ersten Monate nach dem Amtsantritt des neuen EU-Energiekommissars Günther Oettinger im Februar 2010 waren geprägt von Analysen und Konsultationen zur bisherigen Politik. Im November 2010 veröffentlichte die Europäische Kommission zwei richtungweisende Mitteilungen - die "Energiestrategie 2020" und das "Energieinfrastrukturpaket". Der Energiegipfel der Staats- und Regierungschefs am 4. Februar 2011 gab seine politische Unterstützung für diese Mitteilungen.

Die "Energiestrategie 2011 - 2020" ist "eine Strategie für eine wettbewerbsfähige, nachhaltige und sichere Energie" mit fünf Schwerpunkten: 1. Energieeffizienz, 2. integrierter Energiemarkt, 3. Verbraucherautonomie stärken und höchstes Niveau an Sicherheit erreichen, 4. Technologie und Innovation sowie 5. Stärkung der externen Dimension des EU-Energiemarkts. Die Energiestrategie adressiert zum ersten Mal das Thema der Harmonisierung von Fördersystemen für erneuerbare Energien auf europäischer Ebene. Positiv aus Sicht von Vattenfall ist außerdem die Aufnahme der Kraft-Wärme-Kopplung in die Energiestrategie. Die Ausgestaltung der Schwerpunktthemen ist noch offen und wird in den nächsten 12 bis 18 Monaten durch legislative Vorschläge geschehen. Der Energieeffizienzaktionsplan, der zur Erreichung des 20 %igen Minderungsziels beim Energieverbrauch bis 2020 beitragen soll und unter anderem Maßnahmen auf der Erzeugungsseite beinhalten wird, ist für Anfang März 2011 angekündigt.

Das "Energieinfrastrukturpaket" ist eine erste Konkretisierung des zweiten Schwerpunkts der Energiestrategie und wurde in Form einer Mitteilung von der Europäischen Kommission vorgelegt. Es behandelt die "Energieinfrastrukturprioritäten bis 2020 und danach - ein Konzept für ein integriertes europäisches Energienetz". Die Genehmigungsverfahren von derzeit durchschnittlich zwölf Jahren für Infrastrukturprojekte sollen für Infrastrukturen von europäischem Interesse nach dem Modell des deutschen Beschleunigungsgesetzes "Aufbau Ost" forciert werden. Zur Finanzierung der Infrastruktur soll das "user-pay"-Prinzip, also durch die Kunden zu zahlende Netznutzungsentgelte, der Normalfall sein und bleiben. Allerdings soll es für wirtschaftlich unrentable Infrastrukturprojekte auch eine europäische Finanzierung geben. Hierzu will die Kommission für die nächsten fünf Jahre je 800 Mio. € zur Verfügung stellen. Eine Transportinfrastruktur für CO ₂ ist ebenfalls in dem Paket erwähnt. Die Kommission geht von der kommerziellen Verfügbarkeit der CCS-Technologie ab 2020 aus. Sie arbeitet an einer Katalogisierung der CO ₂ -Infrastruktur (unter anderem Darstellung der Hauptemissionspunkte) und an einem CO ₂ -Speicheratlas. Legislative Vorschläge zur Beschleunigung der Genehmigungsverfahren wird die Kommission im ersten Halbjahr 2011 vorlegen.

Auch die Ausschreibung zur Finanzierung von CCS-Demonstrationsprojekten im Rahmen der Neuanlagenreserve aus dem Emissionshandel (NER300) wurde im November 2010 veröffentlicht. Bis zu 300 Mio. Zertifikate aus dem Emissionszertifikatehandel stehen für die Finanzierung von CCS-Demonstrationsprojekten und für innovative Technologien im Bereich der erneuerbaren Energien zur Verfügung. Innerhalb von drei Monaten müssen sich die sogenannten Projektsponsoren bei den Mitgliedstaaten bewerben. Vattenfall Europe wird sich mit der CCS-Demonstrationsanlage in Jänschwalde um eine Förderung bewerben. Der Entscheidung durch die Europäische Kommission in der zweiten Jahreshälfte 2012 geht eine Evaluierung durch die Mitgliedstaaten und die Europäische Investitionsbank voraus. Voraussetzung für die Vergabe der Mittel ist, dass alle notwendigen Genehmigungen spätestens 24 Monate (für eine Speicherung in salinen Aquiferen innerhalb von 36 Monaten) nach der Vergabe vorhanden sein werden. Die Demonstrationsanlage muss vier Jahre nach der Vergabeentscheidung betriebsbereit sein.

Neue gesetzliche Rahmenbedingungen in Deutschland

Im Herbst 2010 beschloss die Bundesregierung ihr angekündigtes "Energiekonzept für eine umweltschonende, zuverlässige und bezahlbare Energieversorgung". Mit dem Energiekonzept formulierte sie ihre auf den Klimaschutz fokussierten Leitlinien einer zukünftigen Energiepolitik. Um das ehrgeizige CO ₂ -Reduktionsziel von bis zu 95 % gegenüber 1990 bis 2050 zu erreichen, sollen die erneuerbaren Energien die tragende Säule des zukünftigen Energiemix bilden. Der Kernenergie wird eine Brückenfunktion in die CO ₂ -freie Stromerzeugung zugewiesen und die Restlaufzeiten aller Kernkraftwerke werden verlängert. Fossile Kraftwerke sollen primär für die Bereitstellung der notwendigen Regelenergie zum Ausgleich der wachsenden fluktuierenden Einspeisung aus erneuerbaren Energien genutzt werden. Die maßgeblich von Vattenfall vorangetriebene Technologie der Abscheidung und Speicherung von CO ₂ (CCS) wird ausdrücklich als Option für die Erreichung der Klimaschutzziele gewürdigt und die zügige Schaffung der dafür notwendigen Rahmenbedingungen in Aussicht gestellt. Der für den Umbau des Energiesystems notwendige massive Netzausbau auf allen Netzebenen wird erkannt und eine Beschleunigung der notwendigen Planungs- und Genehmigungsverfahren angekündigt. Als weiteres wesentliches Standbein hat die Bundesregierung das Thema Energieeffizienz - insbesondere im Gebäudebereich - identifiziert und einen Sanierungsfahrplan für Gebäude im Bestand angekündigt mit dem Ziel, den Primärenergiebedarf flächendeckend stufenweise bis 2050 auf 80 % zu reduzieren. Zur Umsetzung des Energiekonzepts hat die Bundesregierung ein 10-Punkte-Sofortprogramm verabschiedet, das insbesondere den notwendigen Netzausbau beschleunigen soll.

Am 8. Dezember 2010 hat Bundespräsident Christian Wulff vier Gesetze des Energie- und Klimapakets der Bundesregierung unterzeichnet, womit diese einen ersten Teil ihres Energiekonzepts umsetzt. Dabei handelt es sich um das 11. und das 12. Gesetz zur Änderung des Atomgesetzes, das Gesetz zur Errichtung eines Sondervermögens "Energie- und Klimafonds" sowie das Kernbrennstoffsteuergesetz. Die Neuregelungen sind Ende 2010 bzw. zum 1. Januar 2011 in Kraft getreten. Mit der Novelle des Atomgesetzes wird die Laufzeit aller 17 deutschen Kernkraftwerke - in Abhängigkeit von ihrer Inbetriebnahme - zwischen acht und 14 Jahren verlängert. Parallel wurde eine 2011 beginnende und bis 2016 befristete Kernbrennstoffsteuer zur Haushaltskonsolidierung eingeführt. Zusätzlich wurden neue Sicherheitsanforderungen für die bestehenden Kernkraftwerke beschlossen und ein von den Kernkraftwerksbetreibern zu speisender, ebenfalls bis 2016 befristeter Energie- und Klimafonds zur Förderung der erneuerbaren Energien und der Energieeffizienz geschaffen. Ein entsprechender Förderfondsvertrag wurde am 10. Januar 2011 von der Bundesregierung und den Betreibern der deutschen Kernkraftwerke unterzeichnet. Umstritten ist, ob der Bundesrat der Laufzeitverlängerung hätte zustimmen müssen. Einige Bundesländer hielten dies für erforderlich und haben deshalb Ende Februar 2011 Klage vor dem Bundesverfassungsgericht eingereicht. Die Umweltorganisation Greenpeace reichte bereits Anfang Februar 2011 Verfassungsbeschwerde gegen die 11. und 12. Novelle des Atomgesetzes ein.

Nachdem sich die jährliche Photovoltaik-Zubaurate schon 2009 mit 3.800 MW gegenüber dem Vorjahr verdoppelt hatte, wurde dieser Wert bereits im Sommer 2010 noch einmal übertroffen. Daraufhin senkte die Bundesregierung den Einspeisefördersatz für Photovoltaikanlagen im Juli 2010 um 13 % sowie im Oktober 2010 um weitere 3 % und verbot Freiflächenanlagen auf landwirtschaftlichen Nutzflächen. Trotz dieser Maßnahmen geht das Bundesumweltministerium von einem Zubau von insgesamt mehr als 6.000 MW im Jahr 2010 aus. Bedingt durch den Ausbauboom der Photovoltaik wird sich die von allen Stromkunden zu zahlende EEG-Umlage von bislang 2,047 ct/kWh auf 3,53 ct/kWh für 2011 erhöhen. Bei einer Begrenzung des Ausbaus der Photovoltaik auf zukünftig 3.000 MW p. a. wird erwartet, dass sich die weitere photovoltaikbedingte Erhöhung der EEG-Umlage auf ca. 4,5 ct/kWh im Jahr 2015 begrenzen lässt. Die gestiegene EEG-Umlage könnte auch Rückwirkungen auf die anstehende EEG-Novelle 2011 haben. So hat die Bundesregierung in ihrem Energiekonzept bereits deutlich gemacht, die Bedingungen für die Offshore-Windkraft zwar verbessern, aber auch die Vielzahl der Boni der Biomasse zurückführen zu wollen. Das Ausbauziel der erneuerbaren Energien wurde von derzeit mehr als 30 % auf 35 % für 2020 angehoben.

Die europäische Richtlinie über die integrierte Vermeidung und Verminderung der Umweltverschmutzung (IVU-Richtlinie) legt auf europäischer Ebene die Anforderungen an den Betrieb von Anlagen fest und gibt somit den Rahmen für das deutsche Anlagenrecht vor. Diese Richtlinie wurde in der Richtlinie über Industrieemissionen (IED) neu gefasst, wobei im Wesentlichen die Emissionsgrenzwerte für bestehende und neu zu errichtende Großfeuerungsanlagen verschärft, die Anwendung von "besten verfügbaren Techniken" (BVT-Merkblätter) verbindlich gemacht, neue Vorschriften zum Boden- und Gewässerschutz sowie zusätzliche behördliche Inspektionen eingeführt wurden. Zur Einhaltung der neuen Schwefeldioxid-Grenzwerte müssen in Braunkohlekraftwerken teilweise Nachrüstungen der Rauch-gasentschwefelungsanlagen vorgenommen werden. Bei Wärme- und Spitzenlastkraftwerken führen verschärfte Stickoxid-Grenzwerte zu vergleichsweise geringen Nachrüstungen der Rauchgasreinigung, da Ausnahmeregelungen genutzt werden können. Die IED wird nun bis Ende 2014 in deutsches Recht umgesetzt und ist spätestens ab 2016 einzuhalten. Hierbei ist eine weitere Verschärfung von Emissionsgrenzwerten nicht auszuschließen.

Mit dem Gesetz über Energiedienstleistungen und andere Energieeffizienzmaßnahmen (EDL-Gesetz) wurden Ende September 2010 auch die letzten Vorgaben der EU-Richtlinie über Endenergieeffizienz und Energiedienstleistungen in Deutschland umgesetzt. Neben den von der Bundesregierung festzulegenden Energieeinsparzielen soll das Gesetz den Markt für Energiedienstleistungen fördern. Dazu sollen Energieversorgungsunternehmen ihre Kunden über die Wirksamkeit von Energieeffizienzmaßnahmen sowie über deren Anbieter informieren.

Im Herbst 2010 hat das Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie zur Umsetzung des bereits im Sommer 2009 in Brüssel verabschiedeten 3. Binnenmarktpakets ein erstes Eckpunktepapier vorgelegt. Der Schwerpunkt des zu novellierenden Energiewirtschaftsgesetzes wird auf der Umsetzung der strengeren Entflechtungsvorschriften für die Übertragungs- und Fernleitungsnetzbetreiber liegen. Daneben sollen durch die Einrichtung einer Verbraucherschlichtungsstelle sowie die Förderung intelligenter Messsysteme und eine weitere Steigerung der Transparenz der Abrechnungen die Verbraucherrechte gestärkt und die Bürokratieanforderungen an die Energieversorgungsunternehmen gesenkt werden. Die Bundesregierung ist verpflichtet, das 3. Binnenmarktpaket bis spätestens März 2011 umzusetzen.

Wirtschaftliches Umfeld

Nach einem verhaltenen Start in das Jahr 2010 stieg die industrielle Produktion ab März spürbar an. Vor allem die Inlandsinvestitionen und der nach wie vor starke Außenhandel bildeten die Grundlage des Aufschwungs. Die anziehende weltweite Konjunktur belebte die Exportwirtschaft weiter. Ab dem dritten Quartal 2010 kam es zu einer Verlangsamung des Wachstumstempos, da der Exportboom und die staatlichen Konjunkturprogramme allmählich ausliefen. Auch auf den europäischen Energiemärkten war 2010 eine leichte Erholung nach der Wirtschaftskrise zu spüren. Die zunehmende industrielle Stromnachfrage unterstützte im Jahresverlauf die Preisentwicklung auf den Spotmärkten. Aufgrund des starken Zubaus von Anlagen zur Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien, wie Wind- und Solaranlagen, wuchs die Erzeugungskapazität und die Margen der Kraftwerksbetreiber sanken. Da die Übertragungsnetzbetreiber in Deutschland den gesamten nach EEG geförderten Strom seit Anfang 2010 an die Börse stellen müssen, stieg das gehandelte Volumen an der Spotbörse stark an.

Bei der Integration des europäischen Strommarkts wurden auch im Berichtsjahr nennenswerte Fortschritte erreicht. Hervorzuheben ist der erfolgreiche Start des sogenannten Market Coupling in der Region Central Western Europe im November 2010. Damit wurden die börslichen Spotmärkte von Deutschland, Frankreich und den Benelux-Staaten gekoppelt und gleichzeitig mit den bereits gekoppelten Märkten der Region Nordeuropa verbunden. Basierend auf den aktuellen europäischen Richtlinien, Verordnungen und Netzcodes wird der Marktintegrationsprozess in den kommenden Jahren fortgesetzt werden. Die systematische Verbesserung der grenzüberschreitenden Handelsmöglichkeiten im langfristigen (Forward) und kurzfristigen (Intraday) Zeitbereich ist bereits absehbar. In der Region Central Eastern Europe muss die lastflussbasierte Vergabe von grenzüberschreitenden Übertragungsrechten 2011 ihre Praxistauglichkeit unter Beweis stellen. Das Ergebnis wird richtungsweisend für die weitere Entwicklung in Europa sein.

Preisentwicklungen

Auf den Terminmärkten handelten die Preise 2010 weitaus weniger volatil als in den beiden Vorjahren. Bis April waren die Auswirkungen der Finanz- und Wirtschaftskrise spürbar und die Preise nahmen kontinuierlich ab. Nach einem kurzen Preisaufschwung im Mai gingen jedoch sowohl die Strompreise als auch das Handelsvolumen in der zweiten Jahreshälfte wieder zurück. Die Leipziger Strombörse EEX wies dennoch steigende Teilnehmerzahlen aus. Insgesamt nahm der Anteil der Börse am Gesamtumsatz im Terminmarkt im Verhältnis zum außerbörslichen Handel zu.

Die Rohstoffpreise lagen auf einem höheren Niveau als 2009, unterstützt von einem schwächeren Euro. Öl handelte volatil zwischen 70 und 90 USD/Barrel. Die CO ₂ -Preise stiegen im April 2010 kurzfristig um 30 % gegenüber Jahresbeginn und bewegten sich danach in einer Bandbreite zwischen 13 und 16 €/t CO ₂ . Das Handelsvolumen im Emissionsmarkt erreichte Rekordstände bis Mitte des Jahres 2010, sank aber in der zweiten Jahreshälfte kontinuierlich. Die Stromproduktion in Gaskraftwerken war Anfang des Jahres günstiger als in Kohlekraftwerken. Ab April stiegen die Gaspreise jedoch und das gewohnte Verhältnis von teureren Gaskraftwerken und günstigeren Kohlekraftwerken stellte sich wieder ein. Aufgrund niedriger Nachfrage blieben die europäischen Kohlespeicher gut gefüllt. Dennoch erreichten die Kohlepreise zum Jahresende 2010 ein Hoch, unterstützt durch ein begrenztes Angebot aus Kolumbien und Russland.

Wettbewerbsumfeld

Der Strommarkt für Endkunden war auch 2010 von einem starken Wettbewerb geprägt. Insbesondere in den größten Städten Deutschlands, Berlin und Hamburg, in denen Vattenfall Europe der Grundversorger ist, stieg die Zahl der Wettbewerber um Haushaltskunden weiter. Verschiedene Internetportale für Strompreisvergleiche weisen hier inzwischen mehr als 250 Tarifangebote von über 80 Stromvertrieben aus. Dass das Strompreisniveau im Haushaltskundensegment auch im Laufe des Jahres 2010 trotzdem weiter anstieg, ist wesentlich auf das gesetzlich festgelegte EEG-Umlageverfahren zurückzuführen. Dieses legt fest, dass Strom aus erneuerbaren Quellen mit Vorrang in die örtlichen Netze aufgenommen werden muss. Die Erzeuger erhalten dafür eine gesetzlich festgelegte Vergütung, die höher ist als der Marktpreis, der sich an der Börse bildet, bezogen auf den durchschnittlichen Preis für ein Jahr. Die Mehrkosten werden auf alle Endverbraucher umgelegt und betrugen 2010 nach starkem Anstieg 2,047 ct/kWh. Diese Tendenz wird sich in den nächsten Jahren fortsetzen. So erhöht sich die EEG-Umlage im Jahr 2011 um weitere 1,483 ct/kWh. Deshalb hat auch Vattenfall Europe die Preise mit Wirkung zum 1. Januar 2011 entsprechend angepasst. Dennoch bleibt das Unternehmen einer der günstigen Anbieter in Berlin, Hamburg und deutschlandweit.

Unternehmenszusammenschlüsse in der Energiewirtschaft

Nach durch die Finanzkrise wesentlich schwächeren Jahren haben die M&A-Aktivitäten 2010 generell wieder deutlich zugenommen. Dies betraf sowohl europäische wie auch rein deutsche Transaktionen. Ein stärkeres M&A-Geschäft war ebenso in der Energiebranche spürbar, wenn auch das Niveau hier bereits seit 2007 vergleichsweise stark war.

E.ON und Vattenfall Europe haben im Frühjahr 2010 den Verkauf ihrer Übertragungsnetze abgeschlossen. Im Falle der 50Hertz Transmission GmbH ist dabei neben der belgischen Elia mit IFM auch ein Finanzinvestor auf der Käuferseite anzutreffen. RWE verkaufte infolge einer Kartellauflage Thyssengas an die australische Investmentbank Macquarie. Beides sind Beispiele dafür, dass Finanzinvestoren aufgrund des verbesserten Fremdfinanzierungsumfelds wieder deutlich aktiver geworden sind. Als weiterer prominenter Netzverkauf ist der Verkauf des Stromnetzgeschäfts in London, Süd- und Südostengland durch EdF zu nennen. Hier war mit der Cheung Kong Group ein chinesischer Konzern in einer großen Übernahme erfolgreich.

Die großen europäischen Unternehmen der Energiebranche standen in dem Bemühen, die Verschuldung zurückzuführen und CO ₂ -Emissionen zu reduzieren, wiederum stärker auf Verkäuferseite. E.ON hat ein 15 Mrd. € schweres Divestmentprogramm angekündigt und sich bereits von seiner Gazprom-Beteiligung getrennt. Auch Vattenfall hat angekündigt, Verkäufe in Nicht-Kernmärkten zu prüfen. Schließlich hat sich EdF von der Beteiligung an der EnBW getrennt.

Während etwa in Polen die Privatisierungsverfahren für Energa und Enea andauern, steht die öffentliche Hand in Deutschland öfter auf Käuferseite. Am prominentesten ist hier sicherlich der Erwerb der EnBW-Beteiligung von EdF durch das Land Baden-Württemberg. Im Übrigen zeigten etwa auch der Erwerb der Beteiligung an der Evonik Steag durch ein Konsortium aus rheinisch-westfälischen Stadtwerken, der Erwerb der GESO durch die Technischen Werke Dresden sowie der Verkauf von 24,9 % an der Städtischen Werke AG, Kassel, von Vattenfall Europe an die Thüga einen ungebrochenen Trend zur (Re-)Kommunalisierung.

Lage des Konzerns

Ertragslage des Konzerns

Ergebnisentwicklung im Überblick

Der Jahresüberschuss von 259 Mio. € lag um 650 Mio. € unter dem Vorjahresergebnis. Wesentlicher Grund für den Rückgang sind negative Ergebnisse des Übertragungsnetzes durch den Verkauf der 50Hertz Transmission GmbH und deren Tochtergesellschaft im Mai 2010. Der Jahresüberschuss des Vorjahres war durch das Ergebnis des aufgegebenen Geschäftsbereichs Trading und ein negatives Ergebnis aus dem Verkauf der WEMAG AG beeinflusst. Bereinigt um die Effekte aus der Veränderung des Konsolidierungskreises ist der Jahresüberschuss um 109 Mio. € geringer als im Vorjahr. Nahezu parallel entwickelte sich das bereinigte Betriebsergebnis des Konzerns Vattenfall Europe. Verglichen mit 2009 zeigt sich ein Rückgang um 108 Mio. €. Maßgeblich beeinflusst wurde das Ergebnis durch das Strom- und Wärmegeschäft, insbesondere durch das gesunkene Strompreisniveau.

Den größten Anteil am Betriebsergebnis von Vattenfall Europe hat die Business Unit Mining & Generation mit 1,2 Mrd. €. Gegenüber dem Geschäftsjahr 2009 bedeutet das einen Rückgang um 324 Mio. €, der hauptsächlich auf die im Jahresdurchschnitt gesunkenen Strompreise zurückzuführen ist. Geringere Kosten für Emissionsrechte sowie gestiegene Ergebnisse aus dem Veredelungsgeschäft wirkten lediglich leicht kompensierend.

Die Kernkraftwerke von Vattenfall Europe sind Teil der Business Unit Nuclear, Business Group Pan Europe. Das Betriebsergebnis von 41 Mio. € hat sich gegenüber dem Geschäftsjahr 2009 trotz der andauernden Stillstände der Anlagen Brunsbüttel und Krümmel um 263 Mio. € erhöht. Ursachen für den Ergebnisanstieg sind Erlöse aus der Übertragung von Reststrommengen aus dem Kernkraftwerk Stade sowie geringere Aufwendungen für Betriebs- und Instandhaltungsmaßnahmen.

Ausschlaggebend für das rückläufige Betriebsergebnis der Business Unit Heat um 20 Mio. € auf 246 Mio. € sind im Vorjahresvergleich höhere Zuführungen zu Rückstellungen. Der negative Strompreiseffekt wird durch witterungsbedingt gestiegene Wärmeerlöse sowie höhere Stromverkäufe leicht überkompensiert.

Die Business Units Sales und Distribution haben ihren Beitrag zum Betriebsergebnis von Vattenfall Europe gegenüber dem Vorjahr leicht um 10 Mio. € erhöht. Das Ergebnis aus dem Netzgeschäft blieb im Vergleich zu 2009 nahezu stabil. Im Stromvertrieb deckten Erlössteigerungen aus höheren Preisen für Privat- und Gewerbekunden den Anstieg der Beschaffungskosten. Einsparpotenziale konnten in den Vertriebs- und Verwaltungskosten erreicht werden, insbesondere in den Bereichen IT und Marketing.

Entwicklung des Strom- und Wärmegeschäfts

Die Stromlieferungen im Geschäftsjahr 2010 betrugen 134,0 TWh, 8 % weniger als 2009 (146,0 TWh). Der überwiegende Teil des Rückgangs ist auf den Verkauf des Übertragungsnetzbetreibers 50Hertz Transmission GmbH, der zum 31. Mai 2010 aus dem Konzern entkonsolidiert wurde, zurückzuführen. Dessen aus der Abwicklung des EEG resultierende Stromlieferungen sanken von 30,1 TWh im Vorjahr auf 13,7 TWh (-54 %); auch die auf dem EEG beruhenden Strombezüge gingen um mehr als die Hälfte zurück. Der Stromabsatz am Großhandelsmarkt verringerte sich um 3 % auf 68,7 TWh (2009: 71,1 TWh), vor allem aufgrund des Verkaufs der 50Hertz Transmission GmbH sowie der WEMAG AG im Dezember 2009. Die Lieferungen an Vertriebskunden nahmen dagegen um 9 % auf 48,3 TWh (2009: 44,3 TWh) zu. Der Anstieg resultiert insbesondere aus einer verstärkten Nachfrage bei den Weiterverteilern. Auch die Kundengewinne im Bereich der Privat- und Gewerbekunden außerhalb der Stammmärkte führten zu einem Absatzzuwachs. Deutlich rückläufig waren dagegen die abgesetzten Mengen an Geschäftskunden als Auswirkung der Wirtschaftskrise. 3,3 TWh Strom wurden an sonstige Kunden geliefert (2009: 0,5 TWh).

Diese Entwicklungen spiegeln sich auch in den Stromerlösen wider. Nach 14,5 Mrd. € im Vorjahr gingen die Umsatzerlöse von Vattenfall Europe im Geschäftsjahr 2010 um 10 % auf 13,0 Mrd. € zurück. Davon betrafen 11,4 Mrd. €, also 88 %, das Stromgeschäft (2009: 12,9 Mrd. €). Dieses umfasst neben eigenen Stromlieferungen und Netznutzung auch Stromlieferungen nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) und dem Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz (KWK-G). Die Stromerlöse ohne EEG und KWK-G stiegen um 650 Mio. € auf 10,8 Mrd. €. Diese Zunahme ist allerdings in erster Linie auf die seit 1. Januar 2010 geltende, zum EEG erlassene Verordnung zur Weiterentwicklung des bundesweiten Ausgleichsmechanismus zurückzuführen. Demnach ist der vom Übertragungsnetzbetreiber aufzunehmende EEG-Strom von diesem über die Börse zu vermarkten. Die Erlöse daraus, die bis Ende Mai 2010 angefallen sind, sind nun in den Erlösen aus Stromlieferungen abgebildet. Dagegen umfassen die Erlöse nach EEG nur noch die Umlage, die der Übertragungsnetzbetreiber als Ausgleich erhielt. Insgesamt verringerten sich im Konzern die EEG-Erlöse von 2,6 Mrd. € im Vorjahr auf 605 Mio. € 2010. Zugleich sanken die Strombezugsaufwendungen nach EEG, wiederum insbesondere wegen des Verkaufs der 50Hertz Transmission GmbH. Die Erlöse im Vertriebsbereich konnten leicht gesteigert werden. Bei den Weiterverteilern wurden die gesunkenen Großhandelspreise durch die höhere Absatzmenge kompensiert. Zum Erlösanstieg im Bereich der Privatkunden trug, neben dem mengenbedingten Zuwachs außerhalb der Heimatmärkte, die Preisanpassung Anfang 2010 bei, mit der höhere Kosten an die Kunden weitergereicht wurden. Auch bei den Großkunden wurden gestiegene Kosten weitergegeben, die Umsatzverluste als Folge der Wirtschaftskrise konnten jedoch nicht ausgeglichen werden.

Die Erlöse nach KWK-G lagen infolge des Verkaufs von 50Hertz Transmission sowie aufgrund der auslaufenden Förderung von KWK-Anlagen mit 31 Mio. € um 95 Mio. € unter denen von 2009.

Das Stromaufkommen von Vattenfall Europe betrug 140,1 TWh und blieb damit um 8 % unter dem Vorjahreswert (153,0 TWh). Auf die eigene Erzeugung entfielen davon 71,2 TWh (51 %); 2009 waren es 67,7 TWh (44 %). Grundlage für diesen Anstieg war insbesondere die um 4 % höhere konventionelle Erzeugung. Die ostdeutschen Braunkohlekraftwerke produzierten mit 51,5 TWh 2 % mehr Strom als 2009 (50,3 TWh). Aus Steinkohle stammten 3,0 TWh nach 2,1 TWh im Vorjahr. Wegen des andauernden Stillstands der Kernkraftwerke blieb die Erzeugung aus Kernkraft mit 2,3 TWh auch 2010 niedrig (2009: 2,4 TWh). Die Strombezüge lagen mit 68,9 TWh um 19 % unter dem Vorjahreswert (85,3 TWh); ohne die Bezüge der 50Hertz Transmission GmbH nahmen sie dagegen von 50,7 TWh auf 54,7 TWh zu (+8 %).

Die Wärmeerlöse waren mit 910 Mio. € um 4 % höher als im Vorjahr (874 Mio. €), vor allem aufgrund der deutlich niedrigeren Temperaturen im Berichtsjahr. Die kältere Witterung trieb den Wärmeabsatz um 14 % von 15,4 TWh (2009) auf 17,6 TWh hoch. Die Wärmelieferungen stammten mit 15,2 TWh von der Business Unit Heat und mit 2,4 TWh von der Business Unit Mining & Generation.

Weitere Änderungen der Aufwendungen und Erträge

Die Herstellungskosten verringerten sich deutlich um 1,4 Mrd. € auf 10,9 Mrd. € im Geschäftsjahr 2010. Dies entspricht einem Rückgang von 11 %. Wie bei der Entwicklung der Umsatzerlöse trug dazu maßgeblich der Verkauf von 50Hertz Transmission bei. Insbesondere die Aufwendungen aus EEG lagen um 2,8 Mrd. € unter ihrem Vorjahreswert. Deutlich gestiegen sind hingegen die Strombezugs- und Netzkosten um 1,6 Mrd. €. Auch der Rückgang der Abschreibungen um 42 Mio. € ist im Wesentlichen auf den Verkauf des Übertragungsnetzbetreibers zurückzuführen. Der Rücknahme von Wertminderungen vor allem auf Pumpspeicherwerke und das Verteilnetz in Berlin im Geschäftsjahr 2010 stehen Rücknahmen im Vorjahr in vergleichbarer Größenordnung gegenüber. Die Aufwendungen für Brennstoffe und Emissionsrechte von 1,3 Mrd. € liegen um 25 Mio. € unter dem Vorjahreswert.

Die gegenüber den Umsatzerlösen überproportional gestiegenen Herstellungskosten führten zu einer Verringerung des Bruttoergebnisses um 46 Mio. € auf 2,1 Mrd. €. Die Vertriebs- und Verwaltungskosten haben sich leicht um 6 Mio. € bzw. 13 Mio. € vermindert. Die betrieblichen Aufwendungen überstiegen die betrieblichen Erträge deutlich um 541 Mio. € nach 17 Mio. € im Vorjahr. Wesentliche Ursache sind die Verluste im Zusammenhang mit der Entkonsolidierung von 50Hertz Transmission, denen 2009 deutlich geringere Buchverluste aus der Veräußerung der WEMAG AG gegenüberstehen. Die ebenfalls in diesem Posten enthaltenen Aufwendungen für Forschung und Entwicklung sind im Vorjahresvergleich nahezu unverändert und betragen insgesamt 42 Mio. €.

Die Dividendenausschüttungen im Geschäftsjahr 2010 und die damit verbundenen gesunkenen Geldanlagen haben zusammen mit einem geringeren Zinsniveau zu rückläufigen Zinserträgen geführt. Bei nur leicht gesunkenen Zinsaufwendungen ergibt sich insgesamt ein Rückgang des Finanzergebnisses um 66 Mio. €.

Im Vorjahresvergleich konnten deutlich weniger gewerbesteuerliche Verlustvorträge genutzt werden. Vor allem infolgedessen liegt der tatsächliche Steueraufwand um 120 Mio. € über dem entsprechenden Vorjahresaufwand. Die Aufwendungen für latente Steuern aus der Inanspruchnahme der für die Verlustvorträge in Vorjahren gebildeten aktiven latenten Steuern haben sich entsprechend deutlich vermindert. Vor dem Hintergrund der insgesamt rückläufigen Ergebnissituation verringerten sich die Aufwendungen für Ertragsteuern zusammen um 58 Mio. € auf 296 Mio. €.

Das Ergebnis des aufgegebenen Geschäftsbereichs des Vorjahres betraf die Veräußerung der Vattenfall Energy Trading GmbH an Vattenfall AB.

Insbesondere aufgrund des Verkaufs der 50Hertz Transmission sowie des rückläufigen Strom- und Wärmegeschäfts ist der Jahresüberschuss deutlich um 650 Mio. € auf 259 Mio. € gesunken. Auf Minderheitsgesellschafter entfallen davon rund 2 %.

Finanzlage des Konzerns

Der Finanzmittelfonds des Konzerns ging im Geschäftsjahr 2010 um 1,1 Mrd. € auf 2,5 Mrd. € zurück. Die Finanzierung der Investitionen war aus dem laufenden Geschäft möglich.

Der Mittelzufluss aus der laufenden Geschäftstätigkeit verringerte sich im Vergleich zum Vorjahreszeitraum um 873 Mio. € (41 %) auf 1,3 Mrd. €. Betrachtet man nur die fortgeführten Bereiche, ging er um 916 Mio. € zurück. Hauptgrund sind die um 1,0 Mrd. € gesunkenen Mittelzuflüsse aus dem operativen Geschäft. Dazu trug neben dem niedrigeren Betriebsergebnis insbesondere der deutliche Abbau von Verbindlichkeiten bei. So wurden unter anderem Verbindlichkeiten der Vattenfall Europe Generation AG gegenüber der Vattenfall Energy Trading GmbH aus CO ₂ -Emissionsrechten in Höhe von 932 Mio. € zurückgezahlt. Um 96 Mio. € geringer waren die Auszahlungen für Ertragsteuern aufgrund von wesentlich höheren Steuererstattungen im Berichtszeitraum.

Für Investitionen floss 2010 mit 292 Mio. € deutlich weniger ab als im Vorjahr. Dieser Rückgang steht vor allem im Zusammenhang mit dem Verkauf von Beteiligungen. Aus der Veräußerung und dem Erwerb von Tochterunternehmen und Beteiligungen flossen im Berichtsjahr saldiert 685 Mio. € zu, 2009 flossen dagegen 84 Mio. € ab. Der Mittelzufluss 2010 stammt überwiegend aus der Veräußerung der 50Hertz Transmission GmbH, des Anteils an der Städtische Werke AG, Kassel, sowie aus dem bereits Ende 2009 erfolgten Verkauf der WEMAG AG. Daneben wurden im Rahmen der kurzfristigen Finanzmitteldisposition 2010 Einzahlungen von 383 Mio. € ausgewiesen, denen 2009 Auszahlungen aus kurzfristigen Geldanlagen von 51 Mio. € gegenüberstanden. Der Mittelabfluss für Investitionen in Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte sank um 146 Mio. € auf 1,4 Mrd. €. Davon entfielen 97 % auf Sachanlagen. Aus Sachanlagenabgängen flossen 60 Mio. € zu, 16 Mio. € mehr als im Vorjahr.

Im Jahr 2010 wurden Sachanlagen, immaterielle und biologische Vermögenswerte sowie als Finanzinvestition gehaltene Immobilien in Höhe von 1,4 Mrd. € (2009: 1,8 Mrd. €) aktiviert. Davon stammten 37 Mio. € (Vorjahr: 108 Mio. €) aus der Bildung von Rückstellungen. Der größte Teil der Zugänge betraf mit 937 Mio. € Projekte der Business Unit Mining & Generation. Die Investitionsschwerpunkte des Jahres 2010 waren wiederum der Bau des Steinkohlekraftwerks in Hamburg-Moorburg mit 373 Mio. € und der Kraftwerksneubau in Boxberg mit 83 Mio. €. Auf Tagebauausrüstungen entfielen 211 Mio. €.

Von den Investitionen der Business Unit Heat in Höhe von 149 Mio. € entfielen 47 Mio. € auf die Fernwärmenetze in Berlin und Hamburg, davon 5 Mio. € auf den Neubau des Fernwärmenetzes in Berlin-Spandau. In Fernwärmeerzeugungsanlagen in beiden Städten wurden 49 Mio. € investiert, 2 Mio. € davon in das Gas- und Dampfturbinenkraftwerk in Hamburg-Tiefstack. Der Bereich New Energy, der zur Business Unit Heat gehört, wies im Berichtsjahr Investitionen von 12 Mio. € in das Ersatzbrennstoff-Heizkraftwerk Rostock aus, das seit April 2010 im Dauerbetrieb läuft. Die Business Unit Distribution investierte 148 Mio. €, auch 2010 vor allem in Stromverteilungsanlagen. Die Investitionen der Service Unit betrugen insgesamt 33 Mio. € und betrafen überwiegend eine Softwarelösung zur Kundenabrechnung.

Nach Mittelzuflüssen aus der Finanzierungstätigkeit der fortgeführten Geschäftsbereiche von 1,4 Mrd. € im Vorjahr werden nun Mittelabflüsse von 2,1 Mrd. € ausgewiesen. Der Unterschiedsbetrag von 3,5 Mrd. € resultiert mit 2,0 Mrd. € aus den Dividendenzahlungen an den Anteilseigner. Im Februar 2010 floss die Dividende 2008 (1.347 Mio. €), im Dezember 2010 die Dividende 2009 (605 Mio. €) ab. In den Mittelabflüssen aus Finanzierungstätigkeit des Jahres 2009 waren keine Dividendenzahlungen enthalten. Die Einzahlungen aus der Aufnahme von Finanzschulden gingen um 1,0 Mrd. € auf 475 Mio. € zurück. Für die Tilgung von Finanzverbindlichkeiten wurden 2010 insgesamt 636 Mio. € gezahlt (2009: 143 Mio. €). Diese Veränderungen ergeben sich in erster Linie aus den Umschichtungen der Geldanlagen der assoziierten Kernkraftwerksgesellschaften.

Vermögenslage des Konzerns

Die Bilanzsumme nahm im Geschäftsjahr 2010 um 3,1 Mrd. € auf 20,6 Mrd. € ab. Die Verringerung ist vor allem auf Rückgänge bei den liquiden Mitteln und den Sachanlagen zurückzuführen. Die Eigenkapitalquote lag bei 40 %, Ende 2009 waren es 41 %.

^* Die Vorjahreswerte wurden aufgrund der zwischenzeitlich nicht mehr als höchstwahrscheinlich angesehenen Veräußerung eines nach der Equity-Methode bilanzierten Unternehmens an den Ausweis des Geschäftsjahres angepasst.

Die stärksten Veränderungen betrafen den kurzfristigen Bereich. Der Rückgang der kurzfristigen Vermögenswerte um 2,0 Mrd. € ist mit 1,1 Mrd. € auf geringere liquide Mittel zurückzuführen. Der Bestand an Wertpapieren und sonstigen Anlagen sank um 382 Mio. €. Die Forderungen waren insgesamt um 369 Mio. € niedriger, vor allem wegen geringerer Forderungen aus Lieferungen und Leistungen. Der Rückgang der Vorräte beruht in erster Linie auf den hier enthaltenen CO ₂ -Emissionsrechten.

Weil die langfristigen Vermögenswerte weniger deutlich unter ihren Vorjahreswerten blieben als die kurzfristigen Vermögenswerte, stieg ihr Anteil an der Bilanzsumme von 63 % am 31. Dezember 2009 auf 68 % am Bilanzstichtag 2010. Der Rückgang im langfristigen Bereich stammt weit überwiegend von den um 1,0 Mrd. € geringeren Sachanlagen. Hier spiegelt sich insbesondere der Verkauf der 50Hertz Transmission GmbH wider.

Grund für die Verringerung des Eigenkapitals auf 8,3 Mrd. € (2009: 9,8 Mrd. €) sind die Dividendenzahlungen an den Unternehmenseigner. Erhöhend wirkte der Jahresüberschuss 2010 mit 259 Mio. € und die Zunahme der Rücklage für Wertänderungen um 98 Mio. € auf +46 Mio. €.

Der Anstieg der langfristigen Schulden um 245 Mio. € auf 7,7 Mrd. € beruht auf den um 821 Mio. € höheren Finanzschulden. Gegenläufig entwickelten sich insbesondere die langfristigen Rückstellungen mit einem Rückgang um 559 Mio. €. Dazu trugen vor allem geringere Rückstellungen für steuerliche Risiken (-268 Mio. €), für latente Steuern (-149 Mio. €), für Prozessrisiken (-116 Mio. €), für die Entsorgung im Kernenergiebereich (-46 Mio. €) sowie für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen (-17 Mio. €) bei. Höher ausgewiesen wurden dagegen unter anderem die bergbaubedingten Rückstellungen (+18 Mio. €), die Rückstellungen für Personal (+14 Mio. €) sowie für Drohverluste (+14 Mio. €). In Summe entfielen am Bilanzstichtag 5,5 Mrd. € auf langfristige Rückstellungen, also 27 % der Bilanzsumme. Die anderen langfristigen Schulden gingen um 17 Mio. € zurück.

Insgesamt sanken die lang- und kurzfristigen Finanzschulden um 552 Mio. € auf 1,5 Mrd. €, wobei der Rückgang aus dem kurzfristigen Bereich kam. Die Verbindlichkeiten gegenüber assoziierten Unternehmen waren im Saldo um 448 Mio. € geringer, da Vattenfall Europe diese im Rahmen der Änderungen in den Geldanlagestrukturen der Kernkraftwerksgesellschaften verringert hat. Die Darlehen bei Kreditinstituten wurden um 95 Mio. € auf 306 Mio. € zurückgeführt. Saldiert mit den Wertpapieren und liquiden Mitteln in Höhe von 2,9 Mrd. € weist der Konzern zum 31. Dezember 2010 eine positive Netto-Finanzposition von 1,4 Mrd. € aus (2009: 2,3 Mrd. €).

Die Verringerung der kurzfristigen Schulden um 1,8 Mrd. € beruht mit 1,4 Mrd. € auf den geringeren kurzfristigen Finanzschulden. Die anderen kurzfristigen Schulden wurden um 738 Mio. € niedriger ausgewiesen. Hauptursache dafür ist der Rückgang der Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen gegenüber 2009 um 1,0 Mrd. €, unter anderem aus den zurückgezahlten Verbindlichkeiten der Vattenfall Europe Generation AG gegenüber der Vattenfall Energy Trading GmbH aus CO ₂ -Emissionsrechten in Höhe von 932 Mio. €. Die Verbindlichkeiten aus Ertragsteuern lagen dagegen um 153 Mio. € über dem Vorjahreswert. Um 148 Mio. € höher waren die sonstigen Verbindlichkeiten, vor allem infolge der Marktentwicklung der derivativen Finanzinstrumente.

Auswirkungen des IAS 39

Aus der Bilanzierung von Finanzinstrumenten nach IAS 39 ergeben sich spezielle Bilanzposten mit Einfluss auf die Darstellung der Vermögenslage. Von besonderer Bedeutung ist dabei die Bewertung von bestimmten Derivaten mit dem Zeitwert. Derivate sind unter anderem Finanzinstrumente, die als reine Finanzprodukte beispielsweise für Zins- und Währungskurssicherungen oder bei der Kohle- und Gaspreisabsicherung ihren Einsatz finden. Auch Termingeschäfte für die Lieferung oder den Bezug von Strom und Emissionsrechten fallen aufgrund ihrer vertraglichen Ausgestaltung regelmäßig in den Anwendungsbereich von IAS 39 und werden mit dem Zeitwert bewertet.

Im Konzern Vattenfall Europe erfolgen keine Handelsgeschäfte mit Derivaten mehr. Vielmehr dienen Derivate regelmäßig Sicherungszwecken, sodass das sogenannte "Hedge Accounting" Anwendung findet. Dementsprechend werden Zeitwertänderungen der Derivate grundsätzlich ergebnisneutral in der Rücklage für Wertänderungen aus Cashflow Hedge im Eigenkapital erfasst.

Lage der Vattenfall Europe AG

Der Jahresabschluss der Vattenfall Europe AG ist nach den Vorschriften des Handelsgesetzbuchs und des Aktiengesetzes erstellt. Die Vattenfall Europe AG wendet erstmalig für das Geschäftsjahr 2010 die Regelungen des am 29. Mai 2009 in Kraft getretenen Bilanzrechtsmodernisierungsgesetzes (BilMoG) an.

Ertragslage

Die Geschäftsentwicklung der Tochterunternehmen war im Jahr 2010 insgesamt rückläufig. Der Jahresüberschuss der Vattenfall Europe AG ging um 1,0 Mrd. € auf 198 Mio. € zurück.

Das Beteiligungsergebnis sank im Vergleich zum Vorjahr um 878 Mio. € auf 545 Mio. €. Mehr als die Hälfte des Rückgangs des Beteiligungsergebnisses ist auf die erstmalige Anwendung des Bilanzrechtsmodernisierungsgesetzes (BilMoG) bei den Tochtergesellschaften zurückzuführen. Dabei haben sich vor allem die erfolgswirksam zu erfassenden Neubewertungen von Pensions- und Personalrückstellungen ausgewirkt. Die entsprechenden Zuführungen zu den Pensions- und Personalrückstellungen der Vattenfall Europe AG sind im außerordentlichen Ergebnis erfasst.

Deutlich niedriger als 2009 waren vor allem die Ergebnisse der Vattenfall Europe Generation AG und der Vattenfall Europe Wärme AG. Umsatzeinbußen infolge des gesunkenen Strompreisniveaus am Großhandelsmarkt konnten nicht durch gestiegene Stromverkäufe und den witterungsbedingt höheren Wärmeabsatz kompensiert werden.

Durch Auflösungen von Rückstellungen für nukleare Verpflichtungen infolge der veränderten gesetzlichen Rahmenbedingungen für den Betrieb deutscher Kernkraftwerke verringerte sich der Verlust der Vattenfall Europe Nuclear Energy GmbH aus der Erstattung der laufenden Kosten der Kernkraftwerke Krümmel und Brunsbüttel.

Preiseffekte bei den Netznutzungsentgelten im Rahmen der durch die Bundesnetzagentur seit 2009 vorgenommenen Anreizregulierung führten dazu, dass die Vorjahresergebnisse der Netzbetreiber Vattenfall Europe Distribution Berlin GmbH und Vattenfall Europe Distribution Hamburg GmbH 2010 übertroffen wurden. Weitere Ergebnisverbesserungen bewirkte die Auflösung von Rückstellungen für die sogenannte Mehrerlösabschöpfung vor dem Hintergrund der Teilnahme am vereinfachten Verfahren zur Ermittlung der Mehrerlöse.

Aus der Bündelung der Finanzierungsmittel der Tochterunternehmen ergibt sich für die Vattenfall Europe AG unverändert ein Aufnahmesaldo. Das Zinsergebnis mit verbundenen Unternehmen ist erstmals positiv. Zinserträge insbesondere aus gewährten mittelfristigen Darlehenstranchen an die Vattenfall Europe Generation AG und Geldanlagen bei Vattenfall AB überstiegen die im Rahmen der Konzernfinanzierung angefallenen Zinsaufwendungen. Durch höhere Zinsen für Steuern und gestiegene Zinszuführungen für Rückstellungen ergibt sich ein nur um 2 Mio. € verbessertes negatives Zinsergebnis.

Im Vergleich zu 2009 ist das übrige Ergebnis um 67 Mio. € gesunken und mit 63 Mio. € negativ. Diese Entwicklung beruht vor allem darauf, dass Buchverluste aus Anlagenabgängen das Ergebnis 2010 belasteten, während das Vorjahresergebnis durch einen hohen Buchgewinn aus der Veräußerung der Vattenfall Energy Trading GmbH entlastet war.

Der Steueraufwand belief sich für das Jahr 2010 auf 90 Mio. € nach 168 Mio. € im Vorjahr. Die laufenden tatsächlichen Ertragsteuern lagen um 122 Mio. € höher als die des Jahres 2009. Der Anstieg betrifft vor allem Gewerbesteueraufwendungen, da im Vorjahr ein Großteil der gewerbesteuerlichen Verlustvorträge genutzt wurde. In den Ertragsteuern von 92 Mio. € sind im Saldo Aufwendungen von 11 Mio. € enthalten, die vorangegangene Perioden betreffen. Den Steueraufwand mindernd wirkten sich latente Steuererträge von 196 Mio. € aus, die im Zusammenhang mit der erstmaligen Anwendung des BilMoG stehen. Der Rückgang der passiven latenten Steuern im Geschäftsjahr 2010 führte zu weiteren Erträgen von 9 Mio. €.

Die Gewinn- und Verlustrechnung 2010 der Vattenfall Europe AG schließt mit einem Jahresüberschuss von 198 Mio. €. Der Hauptversammlung am 30. März 2011 wird vorgeschlagen, den Jahresüberschuss 2010 auf neue Rechnung vorzutragen.

Finanz- und Vermögenslage

Im Geschäftsjahr 2010 ging der Finanzmittelfonds der Vattenfall Europe AG deutlich um 1,2 Mrd. € auf 2,3 Mrd. € zurück.

Aus der laufenden Geschäftstätigkeit sind der Vattenfall Europe AG im Berichtsjahr Mittel von 297 Mio. € zugeflossen, 1,7 Mrd. € weniger als 2009. Im Cashflow des Vorjahres waren sowohl die Ergebnisabführungen der Vattenfall Europe Generation AG & Co. KG sowie der Vattenfall Europe Berlin AG & Co. KG des Jahres 2008 wie auch nach Formwechsel dieser Gesellschaften in Aktiengesellschaften und Abschluss von Ergebnisabführungsverträgen deren Ergebnisabführungen des Jahres 2009 enthalten. 2010 waren die Mittelabflüsse aus Steuern um 184 Mio. € höher und die Mittelabflüsse aus Zinszahlungen um 49 Mio. € geringer.

Im Investitionsbereich stiegen die Mittelzuflüsse um 515 Mio. € auf 650 Mio. €. Der über dem Vorjahreswert liegende Mittelzufluss ergibt sich aus den um 556 Mio. € höheren Einzahlungen aus der Veräußerung von Beteiligungen und betrifft insbesondere den Verkauf des Übertragungsnetzbetreibers 50Hertz Transmission GmbH. Mittelabflüsse entfielen mit 47 Mio. € auf Auszahlungen zur Sicherung von Verpflichtungen aus Altersteilzeit und Langzeitkonten sowie mit 8 Mio. € auf den konzerninternen Erwerb eines Beteiligungsunternehmens.

Die ursprünglich für 2009 vorgesehene Dividendenausschüttung 2008 sowie die Ausschüttung der Dividende des Geschäftsjahres 2009 erfolgten im Februar und im Dezember 2010 und führten zu einem Mittelabfluss von 2,0 Mrd. € sowie dem deutlich negativen Cashflow im Finanzierungsbereich. Die weiteren Mittelabflüsse 2010 betrafen ausschließlich die Konzernfinanzierung.

Die Vermögenslage der Vattenfall Europe AG ist geprägt durch den Anteilsbesitz und die Finanzierung des Konzerns. 49 % der Bilanzsumme entfallen auf Anteile an verbundenen Unternehmen und weitere 5 % betreffen Beteiligungen.

Der Rückgang der Bilanzsumme um 1,4 Mrd. € zeigt sich auf der Aktivseite neben einem verminderten Anteilsbesitz und Rückzahlungen von Ausleihungen an verbundene Unternehmen vor allem in der Abnahme der kurzfristigen Termingeldanlage bei Vattenfall AB. Auf der Passivseite führten die vorgenommenen Dividendenzahlungen zu einem rückläufigen Eigenkapital.

Der Anteil des langfristigen Vermögens an der Bilanzsumme lag bei 59 % nach 58 % zum 31. Dezember 2009. Der Rückgang im Umlaufvermögen betrifft vor allem die kurzfristige Termingeldanlage bei Vattenfall AB mit 1,4 Mrd. €, der um 976 Mio. € höhere Forderungen gegen verbundene Unternehmen gegenüberstehen.

Mit der Abnahme des Eigenkapitals um 2,0 Mrd. € auf 3,8 Mrd. € sank die Eigenkapitalquote um elf Prozentpunkte auf 32 %. Durch die um 1,4 Mrd. € niedrigere Bilanzsumme lag der Anteil der Verbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen bei 55 % und damit im Vergleich zum Vorjahr um sieben Prozentpunkte höher.

Die wirtschaftliche Lage des Konzerns Vattenfall Europe sowie der Vattenfall Europe AG ist wie in den Vorjahren weiterhin stabil.

Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter

Ganzheitliche Personalpolitik

Mehr als 20.000 Mitarbeiterinnen und Mitarbeitern ein attraktiver Arbeitgeber zu sein, ist der Anspruch von Vattenfall Europe. Deshalb wurde auch im Jahr 2010 daran gearbeitet, ein motivierendes Umfeld zu schaffen, das beste Entwicklungschancen bietet.

Durch eine langfristige Nachwuchsplanung soll der künftige Fachkräftebedarf sichergestellt werden. In verschiedenen Programmen fördert Vattenfall Europe daher die Fortbildung und Entwicklung engagierter Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter. Ein besonderer Fokus wurde 2010 auf eine verstärkte Förderung von Frauen gelegt. So konnte ihr Anteil bei den "Young Potentials", also den Potenzialträgern für künftige Führungspositionen, von 6 % auf 31 % gesteigert werden. Er liegt damit über dem Frauenanteil an der gesamten Belegschaft bei Vattenfall Europe. Im Rahmen einer Netzwerkkonferenz wurden zudem mögliche Maßnahmen für eine weitere Verbesserung der Karrierechancen erarbeitet. Ein Beispiel ist die geplante Einführung eines Mentoringprogramms. Das Engagement im Rahmen der Förderung von Frauen wurde auch im Jahr 2010 durch das "TOTAL E-QUALITY"-Prädikat ausgezeichnet, das Vattenfall Europe damit zum dritten Mal in Folge als Gesamtkonzern erhalten hat.

Erneut einer Prüfung unterzogen wurde 2010 auch die familienfreundliche Personalpolitik, die eine große Rolle im Konzern spielt: Vattenfall Europe wurde wiederum mit dem Zertifikat "Beruf und Familie" ausgezeichnet. Dies zeigt, dass die vielseitigen Maßnahmen zur Förderung der Vereinbarkeit von Beruf und Familie erfolgreich umgesetzt werden.

Um dem demographischen Wandel zu begegnen, wurde dem langfristigen Kompetenzerhalt auch im Berichtsjahr viel Aufmerksamkeit geschenkt. Durch Personalentwicklungskonzepte in allen Geschäftsteilen ist es gelungen, den spezifischen Bedarf an Kompetenzen zu ermitteln und den bekannten Unternehmensaustritten (z. B. durch den Renteneintritt) bis zum Jahr 2018 gegenüberzustellen. Auf dieser Basis konnten für alle Geschäftsfelder Maßnahmen abgeleitet werden, die den Kompetenzerhalt gewährleisten sollen. Dazu zählen beispielsweise der systematische Wissenstransfer sowie Patenschaften älterer Mitarbeiter für jüngere.

Für die langfristige Nachwuchssicherung spielt die innerbetriebliche Ausbildung eine wichtige Rolle. Zum Jahresende 2010 beschäftigte Vattenfall Europe 1.400 Auszubildende in technischen und kaufmännischen Berufen. Rund 85 % der Auslerner wurden im Berichtsjahr in ein unbefristetes oder befristetes Arbeitsverhältnis übernommen. Im Rahmen einer Konferenz wurden im Herbst 2010 die Voraussetzungen für eine zukunftsgerichtete und bedarfsorientierte Ausbildung besprochen. Die daraus resultierende Anpassung der Ausbildungsstrategie wird 2011 einen wichtigen Teil der Personalarbeit darstellen.

Einen wichtigen Beitrag zur Nachwuchsplanung leisten zudem das nationale und das internationale Traineeprogramm. Im Jahr 2010 wurden 25 Trainees unbefristet eingestellt, die in unterschiedlichen Geschäftsfeldern tätig sind. Auch mit dem Praktikantenentwicklungsprogramm setzt Vattenfall Europe Maßstäbe. Rund 20 Studierende mit technischem Hintergrund wurden im Berichtsjahr im Rahmen des Programms unterstützt. Um junge Talente auf Vattenfall Europe aufmerksam zu machen, fand zum vierten Mal die Veranstaltung "Vattenfall Insights" statt. Mit einem abwechslungsreichen Programm wurden den rund 240 Besuchern die vielseitigen Arbeitsgebiete von Vattenfall nähergebracht. Neben Workshops und Diskussionsrunden konnten sich die Studierenden über Vattenfall Europe als Arbeitgeber informieren und erste Gespräche mit Vertretern des Personalmanagements führen.

Arbeitsschutz und Gesundheitsmanagement

Neben "Leistung" und "Zusammenarbeit" wurde der neue Kernwert "Sicherheit" eingeführt. Damit unterstreicht Vattenfall gruppenweit die Notwendigkeit einer hohen Arbeitssicherheit sowie einer ausgewogenen Gesundheitsförderung. Im Berichtsjahr wurde viel Wert auf die Unfallverhütung und die detaillierte Analyse von Unfallursachen gelegt. Im Jahr 2011 wird das Sicherheits- und Gesundheitskulturprogramm "Hearts and Minds" eingeführt, das eine weitere Stärkung des Sicherheitsbewusstseins aller Mitarbeiter und Führungskräfte gewährleisten soll. Außerdem werden die Aktivitäten zur systematischen Auswertung von Beinaheunfällen und zum Fremdfirmenmanagement fortgesetzt. Die Anstrengungen, die Vattenfall Europe seit Jahren für die Gesundheitsförderung der Mitarbeiter unternimmt, wurden in diesem Jahr erstmalig durch den "Corporate Health Award" zertifiziert. Vattenfall Europe hat das Exzellenz-Gütesiegel erhalten, da sich das Unternehmen in vorbildlicher Weise für die Gesundheit und Leistungsfähigkeit der eigenen Mitarbeiter engagiert und eine vorausschauende Personalpolitik betreibt. Das betriebliche Gesundheitsmanagement bei Vattenfall Europe zeichnet sich vor allem dadurch aus, dass die Mitarbeiter frühzeitig für ihre Gesundheit am Arbeitsplatz sensibilisiert werden und dementsprechend konkrete verhaltenspräventive Maßnahmen angeboten werden.

Innovation und Nachhaltigkeit

Vattenfall will den Übergang zu einem nachhaltigen Energiesystem der Zukunft schaffen. Im Energiemix von Vattenfall Europe gewinnen daher die erneuerbaren Energien - besonders Wind und Biomasse - zunehmend an Bedeutung. Aber auch bei der Nutzung einheimischer Braunkohle sieht das Unternehmen weiter Chancen: wenn es gelingt, die CCS-Technologie (CCS: Carbon Capture and Storage) für eine klimaschonende Kohleverstromung zum Erfolg zu führen.

Der umfassende Umbau des Energiesystems bringt eine Reihe von Herausforderungen mit sich. Für eine optimale und effiziente Nutzung erneuerbarer Energien sind nicht nur im Bereich des Auslastungs- und Netzmanagements innovative Lösungen gefragt. Auch neue Speichertechnologien, intelligente Systeme und Maßnahmen zur Energieeffizienz müssen für eine nachhaltige Energieversorgung entwickelt, getestet und eingeführt werden. Vattenfall Europe treibt diese Entwicklung im Energiesektor stetig und als starker Kompetenzpartner voran.

Klimaschonende Stromerzeugung mit CCS

Vattenfall Europe geht davon aus, dass die CCS-Technologie bei konsequenter Verfolgung 2020 die kommerzielle Serienreife erlangt und dann einen entscheidenden Beitrag zur Reduzierung der CO ₂ -Emissionen auf dem Sektor der Kohleverstromung leisten kann. In der Oxyfuel-Forschungsanlage in Schwarze Pumpe mit einer thermischen Leistung von 30 MW wird das Kohlendioxid aus dem Kraftwerksprozess zu über 90 % abgetrennt, verflüssigt und für Forschungsprojekte zur CO ₂ -Speicherung bzw. zur industriellen Anwendung zur Verfügung gestellt. Diverse Technologiepartner (Alstom Power, Linde, Noell und Hitachi Power Europe) sind direkt einbezogen und können im Pilotmaßstab Betriebserfahrungen zum gesamten Oxyfuel-Prozess sammeln. Weitere Firmen sind an Technologiepartnerschaften interessiert. Die Technik ist optimiert und erreicht die angestrebten Abscheideraten sowie die hohen Anforderungen an die Reinheit des CO ₂ . Die gesammelten Erkenntnisse fließen in die Planungen des Demonstrationskraftwerks im brandenburgischen Jänschwalde ein. Bis 2015 sollen hier zwei Technologien zur CO ₂ -Abscheidung zum Einsatz kommen. Das geänderte technische Konzept für das geplante CCS-Demonstrationskraftwerk sieht den Neubau eines gesonderten Oxyfuel-Kraftwerks mit 250 MW Leistung und die Nachrüstung einer 50-MW-Post-Combustion-Anlage am bestehenden Block F vor.

Den Schwerpunkt der Aktivitäten zur Sicherung von Speicherkapazitäten für das CO ₂ aus dem Demonstrationskraftwerk Jänschwalde stellt derzeit die Erkundung und Entwicklung von CO ₂ -Speicherstätten in Ostbrandenburg dar. Die Erkundungserlaubnis zur Aufsuchung von Sole liegt seit Oktober 2009 für die Struktur Birkholz-Beeskow und seit März 2010 für die Struktur Neutrebbin vor. Das Landesamt für Bergbau, Geologie und Rohstoffe Brandenburg (LBGR) hat am 28. Januar 2011 den Hauptbetriebsplan für das Erkundungsprogramm Birkholz-Beeskow zugelassen sowie den Sofortvollzug für die Aufsuchungserlaubnis angeordnet. Der tatsächliche Beginn der Erkundung hängt allerdings von der Genehmigung weiterer Betriebspläne - sogenannter Sonderbetriebspläne - ab. Aufgrund der zunehmend stärker werdenden regionalen Ablehnung wurde auf Initiative der brandenburgischen Landesregierung ein Regionalbeirat zur Begleitung des Erkundungsprojekts gegründet. Bei einem positiven Projektverlauf soll nach abgeschlossener Exploration 2012 eine der beiden Strukturen zu einem perspektivischen CO ₂ -Speicher für das Demonstrationskraftwerk Jänschwalde entwickelt werden.

Neben der regionalen Akzeptanz ist die Verabschiedung eines wirkungsvollen CCS-Gesetzes eine wesentliche Voraussetzung für die Umsetzung des CCS-Demonstrationsprojekts. Anfang Januar 2010 hat Vattenfall Europe Generation den Fördermittelvertrag über 180 Mio. € aus dem European Energy Programme for Recovery (EEPR) unterschrieben. Im November 2010 veröffentlichte die EU den Aufruf zur Einreichung von Bewerbungen für das Fördermittelprogramm der New Entrants Reserve (NER). Vattenfall Europe hat fristgerecht am 9. Februar 2011 den entsprechenden Antrag beim Bundeswirtschaftsministerium eingereicht. Der verzögerte CCS-Gesetzgebungsprozess in Deutschland kann jedoch unter anderem dazu führen, dass das Demonstrationskraftwerk nicht bei der Fördermittelvergabe aus dem EU-Programm NER300 berücksichtigt werden kann.

Für das Pilotprojekt Speicher Altmark ist der Injektionsbeginn angesichts der weiterhin fehlenden Gesetzesgrundlage offen. Alternativ dazu laufen Aktivitäten zur Nutzung des CO ₂ im Rahmen des Projekts CO ₂ MAN, einem Folgeprojekt von CO ₂ SINK, in Ketzin und zur industriellen Abgabe über die Firma Linde.

Das Verfahren zur Kohlevortrocknung bietet die Chance, die Wirtschaftlichkeit der CCS-Technik zu verbessern, da es rund die Hälfte des durch die CO ₂ -emissionsarme Kraftwerkstechnik entstehenden Effizienzverlusts ausgleichen kann. Im dritten Betriebsjahr der Versuchsanlage zur druckaufgeladenen Dampf-Wirbelschicht-Trocknung (DDWT) am Standort Schwarze Pumpe wurden der stabile Trocknungsbetrieb und die Maßnahmen zur Anlagenoptimierung fortgeführt.

Erneuerbare Energien

Vattenfall setzt im Bereich der erneuerbaren Energien seinen strategischen Fokus auf Wind und Biomasse.

Mit Aktivitäten in sieben europäischen Ländern gehört Vattenfall zu den führenden Betreibern und Entwicklern von Windparks, insbesondere im Offshore-Sektor. Alpha ventus ist der erste deutsche Offshore-Windpark, der 45 km vor der Insel Borkum unter anspruchsvollsten Bedingungen in großer Wassertiefe errichtet wurde. Seit Inbetriebnahme haben die zwölf Turbinen der 5-MW-Klasse über 180 GWh klimafreundlichen Strom erzeugt. Die umfangreiche ökologische Begleitforschung weist bereits erste positive Erkenntnisse auf: An den Fundamenten haben sich Riffarten angesiedelt und das im Windpark herrschende Fischereiverbot lässt die Fischpopulation wachsen. Die mit alpha ventus gewonnenen Erfahrungen in der Offshore-Technologie und ihrer Umweltverträglichkeit fließen in Vattenfalls aktuelle und künftige Offshore-Projekte vor der englischen, holländischen und deutschen Küste mit ein. Rund 70 km westlich der Nordseeinsel Sylt soll der nächste deutsche Offshore-Windpark von Vattenfall, DanTysk, errichtet werden.

Zur Wärme- und Stromerzeugung aus Biomasse sowie aus der thermischen Verwertung stofflich nicht nutzbarer Abfälle betreibt Vattenfall Europe Biomasse- und Abfallverwertungsanlagen in vier Bundesländern. Der weitere Ausbau ist etwa mit dem Bau einer hochmodernen und effizienten Biogasanlage in Brandenburg, von drei Biomasseheizkraftwerken in Berlin und eines Biomasseheizkraftwerks in Hamburg geplant. Darüber hinaus gibt es voranschreitende Projekte zur Biomassemitverbrennung in bereits bestehenden Anlagen.

Saubere Mobilität

Beim Thema Mobilität wird es in den nächsten Jahren zu entscheidenden Änderungen kommen. Nicht nur, weil sich die fossilen Rohstoffressourcen allmählich erschöpfen, sondern auch, weil Mobilität in ihrer jetzigen Form den modernen Ansprüchen des Umweltschutzes nicht mehr genügt. Vattenfall Europe verbindet den Bedarf an moderner Mobilität mit der optimierten Nutzung erneuerbarer Energien. Der Schwerpunkt liegt dabei auf zwei vielversprechenden Antriebssystemen: dem Batterie- und dem Wasserstoffantrieb. Beide haben das Potenzial, als Energiespeicher zu dienen. So kann Windenergie, die in windstarken, aber nachfragearmen Phasen gewonnen wird, in Wasserstoff gespeichert werden, der später im Pkw oder Bus zur sauberen Mobilität auf der Straße eingesetzt wird. Oder die fluktuierende Windenergie kann besonders nachts beim Laden von batteriebetriebenen Elektroautos verwendet werden, wenn die Energienachfrage ohnehin gering ist.

Um optimale Prozesse und Standards zu entwickeln, ist Vattenfall Europe mit Projektpartnern aus Industrie und Politik an einer Reihe von Projekten beteiligt, die sich allesamt verschiedenen Aspekten innerhalb des Themas Elektromobilität widmen. Im Fokus steht für das Unternehmen dabei die Entwicklung und der Test des "gesteuerten Ladens", um die Zwischenspeicherung von fluktuierender Energie, z. B. aus Wind oder Sonne, in Abhängigkeit von der Netzauslastung voranzutreiben. Elektrofahrzeuge kommen als Ergänzung zum urbanen öffentlichen Verkehr auch im Wirtschaftsverkehr zum Einsatz. Insgesamt gilt es, neben den technischen Rahmenbedingungen auch die Nutzung und Akzeptanz bei den Kunden zu erforschen. Als Energieunternehmen stellt Vattenfall Europe grüne Energie für den Verkehr in Form von Strom für den Batterieantrieb und als Wasserstoff für Brennstoffzellenfahrzeuge zur Verfügung. In Hamburg eröffnet das Unternehmen im Sommer 2011 die modernste Wasserstoffstation Europas in der HafenCity.

Energieeffizienz und Smart Systems

Vattenfall Europes Engagement für nachhaltige Energienutzung findet selbstverständlich auch im stationären Bereich statt. Energieverbrauch lässt sich reduzieren, indem man ihn gezielt steuert. Mit der richtigen technischen Ausstattung können Unternehmen und Privatverbraucher ihren Stromverbrauch beobachten und das Energieverhalten optimieren. Geschäftskunden bietet Vattenfall Europe bereits seit 2007 erfolgreich die Effizienz-Offensive an. Dabei haben die Kunden die Möglichkeit, durch eine Minimierung des Energieverbrauchs natürliche Ressourcen zu schonen und das Klima nachhaltig zu schützen. Außerdem hat eine gleichmäßige Stromabnahme in der Regel entscheidenden Einfluss auf den Strompreis. Innovativ ist hier das Messverfahren, das eine exakte Analyse der Abläufe und dadurch ein detailliertes sogenanntes Lastprofil ermöglicht. Auf seiner Basis sind Lastspitzen, also kostenintensive Maximalverbräuche, schnell aufzudecken. Für Vattenfall Europe liegt der Vorteil in der gleichmäßigen Auslastung der Strominfrastruktur. Weiter bietet das Unternehmen seit 2010 in Zusammenarbeit mit der Hamburger Umweltbehörde einen Serverraum-Check an. Dabei wird geprüft, an welchen Stellen in der IT-Infrastruktur durch den Einsatz effizienter Technik und besserer Infrastruktur der Strombedarf und damit auch die Betriebskosten gesenkt werden können.

Aber auch Privatpersonen spielen eine wichtige Rolle im zukünftigen Energiesystem. Mit der Heimvernetzung, dem sogenannten Smart Home, wird der Verbraucher ganz neue Einflussmöglichkeiten auf das Energiesystem haben. So eröffnen sich zusätzliche Optionen für den Kunden und das Gesamtsystem. Die wesentlichen Vorteile des Verbrauchers durch die Heimvernetzung sind Komfortsteigerung, Kostensenkung und neue Nutzungsmöglichkeiten. Er kann sein Verbrauchsmuster aktiv steuern und diesen Prozess sogar automatisieren. In einem Smart Home interagieren die unterschiedlichsten Haushaltsgeräte wie Kühlschrank, Fernsehgerät, Heizung usw. miteinander. Zusätzlich werden verschiedene Dienste zu Sicherheits- und Gesundheitsassistenten kombiniert. Um die Kommunikation zwischen den einzelnen Elementen reibungslos zu gestalten, müssen Standards für die Schnittstellen definiert werden. Dafür beteiligt sich Vattenfall Europe an mehreren Projektgruppen, z. B. dem "Innovationszentrum Connected Living" und an "SHAPE" (Serviceorientierte Heimautomatisierungsplattform zur Energieeffizienzsteigerung).

Risikomanagement

Durch eine ordnungsgemäße und vollständige Erfassung der Risiken sowie ein umfassendes Berichtswesen erfüllt das Risikomanagementsystem von Vattenfall Europe die gesetzlichen Anforderungen. Diese Grundbestandteile des konzernweit einheitlichen Risikomanagementansatzes gewährleisten die größtmögliche Transparenz hinsichtlich der komplexen Wirkungszusammenhänge zwischen den einzelnen Wertschöpfungsstufen und Shared-Service-Bereichen. Um in einem höchst dynamischen Markt zu agieren, ist eine umfassende Kenntnis der strategischen, marktinhärenten und regulatorischen Risiken von entscheidender Bedeutung. Das Risikomanagementsystem stellt relevante Informationen bereit, sodass Führungskräfte und Mitarbeiter wesentliche unternehmerische Entscheidungen auf einer fundierten Grundlage unter Abwägung von Risiken, aber auch unter Berücksichtigung von Chancen treffen können.

Die Risikomanagementorganisation wurde im Berichtsjahr restrukturiert hin zu einer noch stärker funktional ausgerichteten Aufbau- und Ablauforganisation, um so die Steuerung der operativen Risiken sowie Markt- und Kreditrisiken effizienter zu gestalten. Die Unabhängigkeit vom operativen Geschäft ist auch in der neuen Struktur gewährleistet.

Der Risikomanagementprozess ist aufbauend auf dem Risikomanagementstandard des Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission (COSO) definiert und wird im Rahmen der Berichtszyklen kontinuierlich durchlaufen. Seine Umsetzung wird durch ein zweistufig organisiertes System unterstützt, das aus einem dem Finanzvorstand der Vattenfall Europe AG zugeordneten zentralen Bereich (Group Risk Management) und dezentralen Risikoverantwortlichen in allen Unternehmen und Geschäftsbereichen besteht. Die Bereitstellung der Informationen zur Erfassung der Risiken und die Durchführung von Maßnahmen zur Risikominderung obliegen den Risikoverantwortlichen in den Geschäftsbereichen. Das Group Risk Management nimmt die Überwachung, Berichterstattung und Steuerungsverantwortung im Risikomanagementprozess wahr. Regelmäßige Berichte an Vorstand und Aufsichtsrat über relevante Einzelrisiken und die Gesamtrisikolage des Konzerns stellen die rechtzeitige und umfassende Information der Entscheidungsträger jederzeit sicher.

Die interdisziplinäre Zusammenarbeit insbesondere mit den Bereichen Umwelt, Recht sowie Incident and Crisis Management wurde weiterentwickelt, um durch die Konkretisierung der Schnittstellen die Informations- und Berichtsprozesse effizienter zu gestalten. Dies wird unter anderem durch die gemeinsame Nutzung der Risikomanagementsoftware für die Datenerfassung unterstützt.

In Ergänzung zur etablierten Berichterstattung dienen Risikoausschüsse und weitere Gremien in verschiedenen Konzerngesellschaften dem Erfahrungsaustausch zwischen den Konzernbereichen und der transparenten Erfassung bereichsübergreifender Risiken. Regelmäßige Prüfungen der Funktionsfähigkeit und Wirksamkeit des Risikomanagementsystems durch die interne Revision und externe Abschlussprüfer gewährleisten die Einhaltung gesetzlicher Anforderungen.

Gesamtrisikolage

Die Gesamtrisikolage von Vattenfall Europe ist wesentlich geprägt von rechtlichen Rahmenbedingungen und technischen Anforderungen sowie von der gesamtwirtschaftlichen Entwicklung. Aus dem Verkauf der 50Hertz Transmission GmbH in der ersten Jahreshälfte 2010 resultierten keine neuen Risiken, da geschäftsfeldübergreifende Risiken bereits regulär erfasst wurden. Für das Jahr 2010 wies das Risikoportfolio des Konzerns weder eine Bestandsgefährdung durch Einzelrisiken noch durch die aggregierte Risikoposition auf. Auch für das Geschäftsjahr 2011 sind keine bestandsgefährdenden Risiken erkennbar.

Risikosituation der Business Units

Business Unit Mining & Generation

Die Geschäftsbereiche Mining und Generation stehen wegen der auf Braunkohle basierenden Brennstoffversorgung der Grundlastkraftwerke am Anfang der Wertschöpfungskette in enger Kooperation miteinander. Dies hat zur Folge, dass technische Störungen, die beispielsweise bei der Fördertechnik eintreten und längere Stillstandzeiten auslösen können, auch im Hinblick auf die Auswirkungen auf den Kraftwerksbereich zu betrachten sind. Ebenso gilt dies für Ausfälle von Erzeugungseinheiten, die Rückwirkungen auf den Kohleabbau oder die Logistik haben. Die Verminderung bzw. Vermeidung technischer Risiken, die den Ausfall von Tagebauanlagen oder Kraftwerkskomponenten zum Inhalt haben, ist daher von besonderer Bedeutung für die zuverlässige Energieversorgung der Kunden. Durch turnusmäßige Revisionen und damit verbundene Instandhaltungsmaßnahmen, Kontrollen der Funktionsfähigkeit sowie Ertüchtigungsprogramme werden die Betriebsfähigkeit und Sicherheit der Anlagen gewährleistet, Modernisierungsprogramme erhöhen die Zuverlässigkeit und den Wirkungsgrad.

Die konzernweit bestehende Sach-Allgefahren-Versicherung begrenzt die Schadenskosten der im normalen Betriebsablauf auftretenden Risiken auf die vereinbarten Selbstbehalte. Die Betriebsunterbrechungsversicherung deckt zusätzlich durch längeren Anlagenstillstand verursachte Erlösausfallrisiken ab.

Wegen des gesetzlichen Vorrangs erneuerbarer Energien insbesondere aus Windenergieanlagen werden konventionelle Kraftwerksblöcke in bestimmten Jahreszeiten immer häufiger zurückgefahren, da anderenfalls die Stabilität des Übertragungsnetzes gefährdet wäre. Dies erfordert auch den Zukauf sicherheitsbedingter Regelenergie am Markt, wodurch eine zusätzliche Ergebnisbelastung eintritt. Die schnellere Anpassung der Kraftwerksfahrpläne an die Netzauslastung sowie optimierte Modellrechnungen zur Prognose der Windenergieeinspeisung mit entsprechender Kraftwerksregelung vermindern dieses Risiko.

Das Marktpreisrisiko beim Stromabsatz ist aufgrund der Größe des Absatzvolumens weiterhin für den Konzern von hoher Bedeutung. Dieses Risiko wird mittels anerkannter Risikokennzahlen (z. B. Value-at-Risk) aus einer Modellrechnung bewertet. Dabei erfolgt die Rechnung unter Berücksichtigung der vertraglich noch nicht gebundenen Strommenge, die durch Ansatz von Marktpreiskurven für Stromabsatzmärkte bewertet wird. Durch den Einsatz derivativer Finanzinstrumente wird das Risiko im Rahmen festgelegter Mandate gesteuert.

Während der zweiten Handelsperiode für CO ₂ -Emissionszertifikate bis 2012 kann aus sich jährlich verringernden Zuteilungsmengen eine beträchtliche Unterdeckung an Zertifikaten entstehen. Den dadurch entstehenden Preisrisiken wird durch den Kauf zusätzlicher Emissionsrechte an der Börse oder am Sekundärmarkt sowie durch operative Maßnahmen bei der Kraftwerkseinsatzplanung begegnet. Darüber hinaus ist Vattenfall Europe bestrebt, Emissionsrechte aus weltweit initiierten Projekten zur Verminderung des Ausstoßes von Treibhausgasen über Vattenfall Energy Trading in Amsterdam zu erwerben.

Die Arbeiten am Neubau des Kraftwerksblocks R am Standort Boxberg sind aufgrund von Schäden am Dampferzeuger an den veränderten Terminplan angepasst worden. Zur Feststellung der Schadensursachen an den Schweißnähten werden Ultraschallmessungen und Werkstoffuntersuchungen vorgenommen. Für das Projekt Hamburg-Moorburg wurden die Genehmigungen für die Errichtung des Hybridkühlturms erteilt. Die vorbereitenden Arbeiten durch Räumung des Baufelds haben begonnen. Die Schäden am Dampferzeuger werden gegenwärtig untersucht, die Festlegung der weiteren Vorgehensweise erfolgt nach Aufstellung eines Sanierungskonzepts für den Block in Boxberg. Dann wird auch die Anpassung des Terminplans an die veränderte Ablaufplanung vorgenommen.

Die Umsetzung des CCS-Demonstrationsprojekts am Standort Jänschwalde erfordert eine gesetzliche Regelung für die unterirdische Einlagerung von Kohlendioxid. Solange diese nicht vorliegt, besteht das Risiko des Verlusts der bisher getätigten Aufwendungen.

Business Unit Heat

Der Geschäftsbereich Wärme umfasst in den regionalen Wärmeversorgungsgebieten Berlin und Hamburg die gesamte Wertschöpfungskette von der Erzeugung über die Verteilung bis hin zum Vertrieb. Um die umweltfreundliche, zuverlässige und wirtschaftliche Versorgung der Kunden mit Fernwärme zu gewährleisten, werden die technischen Risiken der Erzeugungs- und Verteilungsanlagen durch zielgerichtete und zweckmäßige, auf Störungsanalysen und -statistiken basierende Instandhaltung vermindert. Zusätzlich reduziert die Einbindung des Bereichs Wärme in das konzernweite Sachversicherungspaket die finanziellen Folgen durch Schäden bei Ausfällen von Fernwärmeanlagen auf die vereinbarten Selbstbehalte.

Die Wärmeabsatzmärkte in Berlin und Hamburg werden durch die Konkurrenz zwischen der Fernwärme auf der einen Seite und den Energieträgern Heizöl und Erdgas auf der anderen Seite entscheidend geprägt. Daher ist wegen des schwankenden Preisniveaus dieser Brennstoffe der Wärmemarkt laufend zu beobachten, und es ist zu prüfen, inwieweit Preisänderungen im Rahmen der Preisänderungsklauseln in den Fernwärmeverträgen an die Kunden weitergegeben werden können oder müssen. Eine kundenorientierte Preisgestaltung bei langfristigen Lieferverträgen sowie die laufende Verbesserung des auf die Kundenbedürfnisse abgestimmten Services erhöhen die Kundenbindung an das Unternehmen.

Wegen der Struktur des Kraftwerkparks und des damit verbundenen Brennstoffeinsatzes hat die Entwicklung der Preise für Kohle, Heizöl und Erdgas erhebliche Auswirkungen auf das Betriebsergebnis des Wärmebereichs. Diesen Risiken wird durch den rechtzeitigen Abschluss von physischen und finanziellen Brennstoffverträgen bei der Steinkohlebeschaffung und im Rahmen des Mandats der Gaspreissicherung durch den Einsatz von Fuel Swaps begegnet. Um das Risiko der Ergebniswirksamkeit von Preisschwankungen auf dem Strommarkt zu vermindern, erfolgt ebenfalls der Einsatz finanzieller Absicherungsgeschäfte. Auswirkungen jahreszeitlich bedingter Schwankungen der Wärmeabsatzmenge auf das Ergebnis der Fernwärme werden durch eine ausgewogene Gestaltung der Wärmepreise bei der Anpassung der festen und variablen Preisanteile an die Kostenstruktur ausgeglichen.

Der Ausbau der Fernwärmenetze wird in Berlin und Hamburg zur Verdichtung der Anschlussgebiete verstärkt vorangetrieben. Regelmäßige Abstimmungen zwischen den Projektverantwortlichen und den Auftragnehmern sowie eine fundierte Berichterstattung gewährleisten ein effizientes Projektcontrolling.

Im Rahmen des Projekts Fernwärmetrasse in Hamburg-Altona zur Verbindung des neuen Kraftwerks Moorburg mit dem bestehenden Fernwärmenetz ist nach gerichtlichem Beschluss ein neues Genehmigungsverfahren durchzuführen. Um weitere Verzögerungen zu vermeiden, wurden inzwischen aktualisierte Unterlagen zur Planfeststellung und zur Umweltverträglichkeitsuntersuchung bei der zuständigen Behörde eingereicht. Darin sind unterschiedliche Trassenverläufe zur Prüfung durch die Verantwortlichen dargestellt.

Business Unit Distribution

Die Volumenrisiken bezüglich des geplanten Abnahmeverhaltens der Kunden, unter anderem bedingt durch die schwache konjunkturelle Entwicklung zu Jahresbeginn 2010, können zu Abweichungen von den der Netzentgeltkalkulation zugrunde liegenden Planungsprämissen führen. Ein Ausgleich der Mindererlöse könnte erst in der nächsten Regulierungsperiode, die 2014 beginnt, erfolgen. Durch verschiedene Maßnahmen wie beispielsweise die Überprüfung des Planungsprozesses sowie des geplanten Verbrauchsverhaltens wird das Risiko reduziert.

Die Konzessionsverträge für Vattenfall Europe in Hamburg und Berlin laufen Ende 2014 aus. Davon betroffen sind die Stromverteilnetzkonzessionen und das Wegerecht der Fernwärme. Um weiterhin Konzessionsnehmer zu bleiben, arbeitet das Unternehmen zielstrebig und engagiert daran, insbesondere die energiepolitischen Vorstellungen der Städte in geeigneter Weise zu berücksichtigen.

Um Haftungsansprüche der Kunden aus Versorgungsstörungen zu vermeiden, sollen regelmäßige Materialanalysen, zweckgerichtete Schwachstellenbeseitigungen sowie Investitionen in Neuanlagen die technischen Betriebsrisiken der Netzanlagen minimieren und damit Versorgungssicherheit und Verfügbarkeit der Anlagen gewährleisten. Ein in angemessenem Umfang bestehender Versicherungsschutz verringert wirtschaftliche Auswirkungen aus Schadensfällen.

Für die Messung der Auswirkung relevanter Risiken auf die Gesamtinvestitionstätigkeit der Business Unit Distribution wurde ein Modell entwickelt. Die Bewertung erfolgt in Ergänzung zur konzerneinheitlichen Bewertungsmethodik.

Business Unit Sales

In einem liberalisierten Marktumfeld mit starkem Wettbewerbsdruck ist der Vertriebsbereich vor allem Absatzmengen- und Preisrisiken ausgesetzt. Aus der gezielten Beobachtung der Kundenbedürfnisse lassen sich Image- und Kommunikationsmaßnahmen zur Kundenakquisition und Kundenbindung ableiten. Zudem fördern Dialogangebote und Kundenveranstaltungen das Kundenvertrauen.

Ein aktives Beschaffungs- und Portfoliomanagement senkt Beschaffungsmarktrisiken, die aus der hohen Volatilität der Großhandelsmarktpreise resultieren. Dazu gehören Abweichungsanalysen zwischen erwarteten und tatsächlich eingetretenen Beschaffungskosten, die regelmäßige Überprüfung der risikominimalen Position sowie deren Anpassung an aktuelle Marktgegebenheiten und Vertriebsstrategien. Darüber hinaus liefert das Portfoliomanagement den Rahmen für die tägliche Überwachung der Marktpreisrisiken auf Basis eines finanziellen Limitsystems. Risiken und Kosten, die sich aus der Änderung von Steuern bzw. gesetzlichen Abgaben ergeben, werden im Rahmen der Preiskalkulation berücksichtigt.

Business Unit Wind

Für den Geschäftsbereich Wind sind insbesondere Projektrisiken von Bedeutung. Sowohl während der Vorprojektphasen als auch im weiteren Projektverlauf ist das Risikomanagement integraler Bestandteil der Projektplanung und -durchführung. Projektrisiken umfassen Risiken aus der Überschreitung der Projektmittel, die durch ein wirksames Projektcontrolling reduziert werden. Auswirkungen technischer Risiken sind vertraglich mit den Lieferanten der Anlagen geregelt.

Neben Projektrisiken sind für die bereits in Betrieb befindlichen Anlagen Risiken relevant, so beispielsweise für den Windpark am Standort Jänschwalde. Technische Störungen oder schlechte Wetterbedingungen können infolge des Stillstands der Anlage zu Erlösausfällen führen. Die technischen Ausfallrisiken werden durch vertragliche Regelungen mit dem Hersteller und das Versicherungsprogramm der Vattenfall-Gruppe verringert.

Business Unit Nuclear

In den beiden abgeschalteten Kernkraftwerken Brunsbüttel und Krümmel sind weiterhin umfangreiche Maßnahmen zur Wiederinbetriebsetzung ausgeführt worden. In Brunsbüttel wurden insbesondere die Armaturen nach einem Prüfprogramm untersucht sowie die Standfestigkeit der Tragwerke von Rohrleitungen und Arbeitsbühnen überprüft.

Für Krümmel sind in einem Projekt die Voraussetzungen zur Schaffung der organisatorischen Anfahrbereitschaft des Kraftwerks untersucht worden. Dabei lagen die Schwerpunkte auf Fehlervermeidungsstrategien, einem umfassenden Risikomanagement sowie der Überprüfung der internen Aufbauorganisation. Im Laufe des Jahres 2010 erfolgte in Krümmel der Ersatz der beiden Block- sowie der Eigenbedarfstransformatoren durch Neuanlagen. Die Anforderungen der Atomaufsichtsbehörde sowie Ergebnisse aus Ereignisanalysen wurden umgesetzt.

Business Unit Engineering

Der Bereich Engineering umfasst Risiken des operativen Geschäfts der Vattenfall Europe PowerConsult GmbH, die als Tochtergesellschaft von Vattenfall Europe Beratungsdienstleistungen für den Neubau, die Modernisierung und das Betriebsmanagement von Kraftwerken erbringt. Risiken resultieren unter anderem aus potenziellen Abweichungen vom geplanten Absatzvolumen, Haftungs- bzw. Rückforderungsansprüchen von Vertragsparteien sowie einer unzureichenden Verfügbarkeit von qualifiziertem Fachpersonal für die Projektplanung und -durchführung. Diese Risiken werden durch Projektcontrolling, den Ausbau des Qualitätsmanagementsystems sowie zahlreiche Maßnahmen zur Stärkung der Mitarbeiterbindung reduziert.

Energiehandelsgeschäfte und Finanzmarkttransaktionen

Die Vattenfall Energy Trading GmbH, eine Tochtergesellschaft von Vattenfall AB, stellt den zentralen Marktzugang zu den Stromgroßhandels- und Rohstoffmärkten für alle Geschäftsbereiche bereit und bewirtschaftet die Absicherungsportfolios entlang der Wertschöpfungskette gemäß den vertraglichen Bestimmungen. Das obligatorische Risikocontrolling ist wesentlicher Bestandteil des Risikomanagements im Bereich der Marktrisiken.

Aus der Durchführung von Finanztransaktionen ergeben sich insbesondere Liquiditäts- und Kontrahentenrisiken sowie Kursrisiken aus Wertpapieren und Änderungen von Währungskursen, Zinssätzen und Ratings. Die daraus resultierenden finanziellen Risiken werden anhand spezifischer, konzernweit geltender Richtlinien des Finanzbereichs überwacht, gesteuert und optimiert. Frühzeitige Liquiditätsplanung und ein differenziertes Limitsystem gewährleisten für den Konzern stets eine ausreichende Liquidität zur Ausübung der Geschäftsaktivitäten. Zur Beurteilung des Kontrahentenrisikos werden von internationalen Ratingagenturen veröffentlichte Ausfallwahrscheinlichkeiten herangezogen. Derivative Finanzinstrumente reduzieren die Risiken aus Schwankungen von Währungskursen.

Im Konzernanhang werden in den Erläuterungen (41) weitergehende Informationen zum Risikomanagement sowie den Einzelrisiken, denen der Konzern am Abschlussstichtag ausgesetzt war, gegeben.

Informationsverarbeitung

Informations- und Kommunikationstechnologien sind entscheidend für die Steuerung und Abwicklung der Geschäftsprozesse von Vattenfall Europe, insbesondere auch im Hinblick auf die Umsetzung des informatorischen Unbundling des Netzbereichs. Daher sind die Implementierung abgestimmter Sicherheitsstandards und die Gewährleistung einer hohen Verfügbarkeit der Systeme und Anwendungen von zentraler Bedeutung. Regelmäßige Funktionskontrollen, eine sorgsame Datensicherung und die stetige Überwachung des Systembetriebs dienen der Aufrechterhaltung und Optimierung der IT-Systeme. Die für den gesamten Konzern gültigen IT- und Informationssicherheitsrichtlinien definieren die Mindeststandards hinsichtlich der Risikosteuerung und umfassen Maßnahmen zur Minderung der Risiken.

Die Risikoeinschätzung des Ausfalls bedeutender Applikationen wurde 2010 erweitert und umfasst nun die Prüfung verschiedener Kriterien hinsichtlich der Auswirkung einer veränderten Systemverfügbarkeit sowie eine direkte Verknüpfung mit der betroffenen Geschäftsprozessebene. Diese zusätzlichen Informationen ergänzen die quantitative Bewertung und ermöglichen eine ganzheitliche Betrachtung der zugrunde liegenden Ursache-Wirkungskette für Systemausfallrisiken.

Personalrisiken

Personalrisiken resultieren beispielsweise aus dem Abgang von Leistungsträgern, mangelhafter Anpassung an steigende Anforderungen sowie durch organisatorische Veränderungen und die Entwicklung der Altersstruktur der Beschäftigten. Eine individuelle Kompetenzentwicklung sowie entsprechende Personalentwicklungsmaßnahmen wirken dem Verlust von Leistungsträgern entgegen. Die Einstellung von Nachwuchskräften sowie eine gezielte Nachfolgeplanung werden als zusätzliche Maßnahmen zur Risikoverringerung eingesetzt. Um die Motivation der Mitarbeiter zu fördern, baut das Unternehmen auf eine zielorientierte Führung und leistungsorientierte Vergütung.

Konzernrechnungslegungsbezogenes Kontroll- und Risikomanagementsystem

Der Konzernvorstand trägt die Gesamtverantwortung für das interne Kontroll- und Risikomanagementsystem im Hinblick auf den Konzernrechnungslegungsprozess im Konzern. Über eine fest definierte Führungs- und Berichtsorganisation sind alle in den Konzernabschluss einbezogenen Gesellschaften eingebunden.

Die Grundsätze, die Aufbau- und Ablauforganisation sowie die Prozesse des konzernrechnungslegungsbezogenen internen Kontroll- und Risikomanagementsystems sind konzernweit in Konzernrichtlinien niedergelegt, die in regelmäßigen Abständen an aktuelle externe und interne Entwicklungen angepasst werden. Wesentliche Prozesse des konzernrechnungslegungsbezogenen internen Kontroll- und Risikomanagementsystems werden durch die Service Unit als konzerninternem Dienstleister ausgeführt. Dabei werden solche Merkmale des internen Kontroll- und Risikomanagementsystems als wesentlich erachtet, die die Konzernbilanzierung und die Gesamtaussage des Konzernabschlusses einschließlich Konzernlagebericht maßgeblich beeinflussen können. Dies sind insbesondere die folgenden Elemente:

Das interne Kontrollsystem im Vattenfall-Konzern ist niedergelegt im sogenannten "Internal Financial Control Framework". Dieses beinhaltet periodisch wiederkehrende Kontrollen, die die wesentlichen Konzernunternehmen, Geschäftsbereiche, -prozesse und -risiken abdecken. Die Durchführung der hierin geforderten Kontrollen wird regelmäßig dokumentiert, überwacht und geprüft.

Prognosebericht

Chancen und Risiken der künftigen Entwicklung

Auch im Jahr 2011 wird die Entwicklung der politischen und gesetzlichen Rahmenbedingungen das Geschäftsfeld von Vattenfall Europe entscheidend prägen.

Eine besondere Bedeutung kommt dabei der - ursprünglich bereits für 2010 geplanten - Verabschiedung des CCS-Gesetzes zu. Derzeit ist noch nicht abzusehen, inwieweit den Maximalforderungen einzelner Bundesländer (z. B. "Opt-out-Klausel") stattgegeben wird. Es ist damit zu rechnen, dass es eine Kompromisslösung geben wird. Denkbar ist beispielsweise eine Mengenbegrenzung oder eine Ausschlussmöglichkeit von CO ₂ -Speichern über Raumordnungsverfahren. Dies kann dazu führen, dass die Umsetzung des CCS-Demonstrationsprojekts von Vattenfall in Jänschwalde schwieriger wird. Unabhängig von der konkreten Ausgestaltung des Gesetzes kann ein weiteres Hinausschieben der Verabschiedung die Realisierung des CCS-Demonstrationsprojekts verzögern. Ferner ist damit zu rechnen, dass die Widerstände in den betroffenen Gemeinden zunehmen. Um dem entgegenzuwirken, strebt Vattenfall Europe eine intensive energiepolitische Kooperation mit den betroffenen Regionen (vor allem Brandenburg) an, um die Akzeptanz für die unterirdische CO ₂ -Speicherung in Politik und Bevölkerung zu erhöhen.

Der gesellschaftliche und politische Widerstand gegen neue Kohlekraftwerke wird vermutlich ebenfalls weiter zunehmen. Insbesondere Projekte in der Planungs- und Genehmigungsphase werden sich verstärkt mit Bürgerinitiativen, Aktivitäten verschiedener Nichtregierungsorganisationen und landespolitischen Beschränkungen auseinandersetzen müssen.

Die Entwicklung der Strompreise hat Einfluss auf die Kraftwerkseinsatzplanung. Niedrige Strompreise werden voraussichtlich auch 2011 für eine geringere Stromerzeugung sorgen und so das Ergebnis von Vattenfall Europe belasten. Die bereits für 2010 zu konstatierende Entwicklung rückläufiger Erzeugungsmargen wird sich trotz fester Rohstoffmärkte fortsetzen. Ein Grund dafür ist die gute Versorgung des Strommarkts mit erneuerbarer und fossiler Kraftwerkskapazität. Weiterer Anlagenzubau und die beschlossene Laufzeitverlängerung für Kernkraftwerke sorgen dafür, dass diese Situation auch in den Folgejahren Bestand haben wird. Mit Einführung der Kernbrennstoffsteuer ab dem Jahr 2011 wird das Ergebnis von Vattenfall Europe durch eine zusätzliche Kostenkomponente belastet. Entscheidendes Kriterium der Steuerentstehung ist der erstmalige Einsatz eines Brennelements oder einzelner Brennstäbe in einen Kernreaktor und das Auslösen einer sich selbst tragenden Kettenreaktion. Demnach sind vorerst von der Steuer nicht betroffen: in Betrieb befindliche Kernkraftwerke, stillstehende Anlagen mit bereits aktivierten Brennelementen sowie Anlagen, die vor dem Inkrafttreten des Gesetzes einen Brennelementewechsel vollzogen haben und wiederangefahren sind. Der Austausch nachweislich defekter Brennstäbe führt zu keiner Steuerentstehung. Der Strompreis wird von der Kernbrennstoffsteuer nicht nennenswert beeinflusst werden, da Kernkraftwerke relativ selten preissetzend sind. Die seit Jahresbeginn 2011 zu leistenden Einzahlungen in den Energie- und Klimafonds gemäß Förderfondsvertrag führen bereits ab dem laufenden Jahr zu Mittelabflüssen.

Im Rahmen der im September 2010 beschlossenen strategischen Neuausrichtung der Vattenfall-Gruppe wurde auch eine konsequente Ausrichtung der gesamten Managementstruktur an den Vattenfall-Geschäftsfeldern bzw. -Wertschöpfungsstufen implementiert. Dadurch ist eine wichtige Voraussetzung für die Fokussierung und die Verbesserung der Leistungsfähigkeit der einzelnen Geschäftsbereiche geschaffen worden. Die vormals regionalen Managementeinheiten sind durch eine internationale, in Divisionen ausgeprägte Struktur abgelöst worden. Die rechtlichen Strukturen bleiben von dieser Neuausrichtung unberührt. Durch ein im Aufbau befindliches Vollmachtssystem werden die Leiter der Business Divisions und Business Units in die Lage versetzt, die geschäftlichen Aktivitäten in den Tochtergesellschaften von Vattenfall Europe direkt zu steuern. Damit einher geht eine kontinuierliche Information der Organe der Vattenfall Europe AG entsprechend ihren jeweiligen Zuständigkeiten und Entscheidungskompetenzen, um unter anderem die Einhaltung der Corporate-Governance-Erfordernisse sicherzustellen. Details der weiteren Umsetzung sind in Abstimmung. Neben einer Erhöhung der Marktnähe resultieren für das Unternehmen aus der neuen Struktur insbesondere Effizienz- und Synergiepotenziale. Einem möglichen Verlust des Regionalbezugs wird durch die Ernennung eines "Country Managers" entgegengewirkt.

Der Rekommunalisierungstrend wird 2011 weiter zunehmen, was vor allem vor dem Hintergrund der auslaufenden Konzessionsverträge in Berlin und Hamburg von hoher Relevanz für Vattenfall Europe ist. Während in Hamburg mit der "Hamburg Energie" in den vergangenen Monaten zielgerichtet auf eine Rekommunalisierung hingearbeitet wurde, läuft in Berlin noch die Diskussion zwischen den Parteien, ohne dass sich bereits ein Zukunftsmodell durchgesetzt hätte. Da in beiden Städten 2011 Wahlen stattfinden, ist davon auszugehen, dass die Debatte um den zukünftigen Betreiber der Strom- und Wärmenetze an Schärfe zunehmen wird. Zur Sicherung der Konzessionsverträge in Berlin und Hamburg treibt Vattenfall Europe die Positionierung als "Energiepartner der Stadt" weiter voran. In Berlin kann eine erste positive Bilanz bei der Umsetzung des Energiekonzepts für die Stadt gezogen werden; in Hamburg gilt es ebenfalls, entsprechende Schritte zu unternehmen.

Die Verringerung von CO ₂ -Emissionen bleibt auch 2011 eines der wesentlichen Ziele von Vattenfall Europe. Schwerpunkte bilden weiterhin die Erhöhung der Mitverbrennungsanteile von Biomasse in den bestehenden Kraftwerken, die Planung und der Bau biomassegefeuerter Anlagen im Bereich Wärme und die Einführung weiterer (Teil-)Projekte zur Sicherstellung der kommerziellen Verfügbarkeit der gesamten CCS-Technologiekette bis 2020.

Aufgabe der Verteilnetze ist es auch künftig, eine optimale Versorgungsqualität unter den gegebenen regulatorischen Rahmenbedingungen sicherzustellen.

Das Vertriebssegment ist weiter durch eine steigende Wettbewerbsintensität und Veränderungen in der Marktstruktur gekennzeichnet. Aufgrund des zunehmenden Margendrucks zeichnet sich verstärkt ein Konsolidierungstrend insbesondere im Privat- und Gewerbekundensegment ab. Zur Sicherung der Kundenbasis wird sich Vattenfall Europe auch zukünftig bundesweit engagieren.

An der Lösung von operativen Problemen, die nach Einführung eines einheitlichen Abrechnungssystems im Kundenservice aufgetreten sind, wird im Rahmen einer Task Force intensiv gearbeitet. Die volle Leistungsfähigkeit des deutschen Kundenservice soll damit so schnell wie möglich wieder erreicht werden.

Der seit Januar 2011 der Vattenfall Business Division Renewables zugeordnete Windkraftbereich wird in Deutschland durch die Aktivitäten der Vattenfall Europe Windkraft GmbH abgedeckt. 2010 wurde die Investitionsentscheidung für den Bau des Offshore-Windparks DanTysk getroffen, die die Vattenfall Europe Windkraft GmbH in einem Joint Venture gemeinsam mit den Stadtwerken München umsetzen wird. Nach jetzigem Planungsstand soll der Offshore-Windpark mit einer Kapazität von 288 MW im Winter 2013/2014 fertiggestellt sein. Vattenfall Europe wird damit einen weiteren Beitrag zur Erhöhung des Anteils erneuerbarer Energien im Vattenfall-Portfolio leisten.

Die Zukunftsprojekte in den Bereichen E-Mobilität und Smart Metering stehen 2011 weiterhin im Fokus. Ziel ist es, konkrete Möglichkeiten zur weiteren Geschäftsfeldentwicklung zu identifizieren. Forciert wird das unter anderem durch die neue Ausrichtung des Konzerns und die damit einhergehende Bündelung von Ressourcen und Kompetenzen im Bereich Business Development.

Investitionsprojekte

Für das Jahr 2011 ist ein Brutto-Investitionsvolumen von rund 2,0 Mrd. € geplant, das in den Folgejahren 2012 (rund 1,9 Mrd. €) und 2013 (rund 1,8 Mrd. €) leicht sinken soll. Im Fünf-Jahres-Zeitraum 2011 bis 2015 sind Gesamtinvestitionen von rund 8,9 Mrd. € vorgesehen. Darin nicht berücksichtigt sind erwartete CCS-Fördermittel, Kundenzahlungen sowie Einsparungen durch Partnering-Konzepte mit einer Gesamthöhe von rund 1,0 Mrd. €.

Wesentlichen Anteil an den Investitionen 2011 und 2012 haben die Neubauprojekte Kraftwerk Moorburg, Block R im Kraftwerk Boxberg, GuD-Anlage in Berlin-Lichterfelde sowie die Errichtung des Offshore-Windparks DanTysk. Zudem sind erhebliche Investitionen in Laufzeitverlängerungsmaßnahmen in den Kernkraftwerken geplant. Für den Neubau des Kraftwerks Moorburg, die Inbetriebsetzung und die dazugehörige Fernwärmeleitung sind bis 2015 Investitionen von rund 1,8 Mrd. € vorgesehen (davon rund 870 Mio. € im Jahr 2011). Weitere geplante große Investitionen bis 2015 sind die Errichtung der CCS-Demonstrationsanlage am Standort Jänschwalde und die Schaffung der erforderlichen CO ₂ -Transport und -Speicherkapazitäten sowie die Umsetzung des Systemkonzepts Berlin mit dem Bau von GuD-Anlagen in Lichtenberg und Klingenberg.

Entwicklung der Ertrags- und Finanzlage

Maßgeblichen Einfluss auf die Entwicklung der Ertragslage von Vattenfall Europe hat das Stromgeschäft. Im Jahr 2010 bewegten sich die Terminmarktpreise für Strom auf einem vergleichsweise niedrigen, aber stabilen Niveau. Für das Jahr 2011 wird zunächst eine Fortsetzung dieses Trends prognostiziert, mit leicht negativer Tendenz. Die erwarteten Ergebniseinbußen werden durch die Hedgingstrategie des Unternehmens gemildert. Zusätzlich kompensierend wirken geringere Kosten für fossile Brennstoffe. Auch weiterhin werden Potenziale zur Effizienzsteigerung und Kostensenkung konsequent erschlossen und umgesetzt. Die Ergebnisse 2011 und 2012 werden daher aus derzeitiger Sicht in etwa das Niveau von 2010 erreichen.

Die Finanzierung der geplanten Investitionen wird voraussichtlich weitgehend aus eigenen bzw. von Vattenfall AB bereitgestellten Mitteln möglich sein. Die Zahl der Beschäftigten wird in den nächsten Jahren annähernd konstant bleiben. Durch Investitionsentscheidungen entsteht in verschiedenen Geschäftsbereichen ein höherer Personalbedarf, insbesondere bei den Neubauprojekten.

Ereignisse nach dem Bilanzstichtag

Wesentliche Ereignisse nach dem Bilanzstichtag haben nicht stattgefunden.

Bericht des Aufsichtsrats der Vattenfall Europe AG

Der Aufsichtsrat nahm im Berichtsjahr die ihm nach dem Gesetz, der Satzung und der Geschäftsordnung für den Aufsichtsrat obliegenden Aufgaben wahr. Er hat die Geschäftsführung des Vorstands überwacht und beratend begleitet. Vorstand und Aufsichtsrat arbeiten eng zusammen. Der Vorstand informierte den Aufsichtsrat in schriftlichen und mündlichen Berichten regelmäßig, zeitnah und umfassend über alle für das Unternehmen relevanten Fragen der Planung, der Geschäftsentwicklung, der technischen Entwicklung, der Risikolage einschließlich des Risikomanagements sowie über andere grundsätzliche Fragen und besondere Ereignisse.

Alle Geschäftsführungsmaßnahmen, die der Zustimmung des Aufsichtsrats bedurften, sowie weitere wichtige Vorgänge sind vom Aufsichtsrat geprüft und in vier ordentlichen Sitzungen im März, Juni, September und Dezember 2010 eingehend beraten worden. Auf Wunsch des Aufsichtsrats nahmen alle Vorstandsmitglieder an den Sitzungen des Aufsichtsrats teil, um entstehende Fragen sofort klären zu können und bei Bedarf nähere Erläuterungen und weitergehende Auskünfte zu geben. Durch Anregungen, kritische Fragen und sonstige Hinweise übte der Aufsichtsrat seine Kontrollfunktion gegenüber dem Vorstand nach den Kriterien Rechtmäßigkeit, Ordnungsmäßigkeit, Wirtschaftlichkeit und Zweckmäßigkeit aus.

Darüber hinaus hat der Aufsichtsratsvorsitzende mit dem Vorstand, insbesondere mit dem Vorstandsvorsitzenden und dem Finanzvorstand, regelmäßig Kontakt gehalten und mit ihm auch außerhalb von Aufsichtsratssitzungen die Strategie, die Geschäftsentwicklung und das Risikomanagement des Unternehmens beraten.

In die Geschäftsordnung für den Aufsichtsrat sind Empfehlungen und Anregungen des Corporate Governance Kodex mit dem Ziel einer effizienten und transparenten Aufsichtsratsarbeit eingeflossen. Die Geschäftsordnung enthält unter anderem die vom Kodex vorgesehene Festlegung einer Altersgrenze für Vorstands- und Aufsichtsratsmitglieder. Vorstandsmitglieder sollen in der Regel nicht älter als 62 Jahre, Aufsichtsratsmitglieder nicht älter als 72 Jahre sein.

Die Arbeitnehmervertreter bereiten die Sitzungen des Aufsichtsrats jeweils gesondert vor. Die Mitglieder des Vorstands stehen für Fragen zur Verfügung. In der Regel nimmt dazu ein Mitglied des Vorstands an den Vorbesprechungen teil.

Zwei Aufsichtsratsmitglieder konnten an mehr als der Hälfte der Sitzungen nicht teilnehmen.

Schwerpunkte der Beratungen im Aufsichtsrat

Gegenstand der regelmäßigen Beratungen im Aufsichtsrat waren die Umsatz-, Ergebnis- und Beschäftigungsentwicklung des Unternehmens, die strategische Ausrichtung sowie die Finanzlage.

Zu den Schwerpunkten der Beratungen im Geschäftsjahr 2010 gehörten Fragen der CCS-Aktivitäten und die Entwicklung neuer und der Ausbau bestehender Geschäftsfelder im Bereich der erneuerbaren Energien und intelligenten Netze, erörtert wurde dabei auch der konventionelle Brennstoffe ersetzende Einsatz von Biomasse in den Kraftwerken. Weiter beriet der Aufsichtsrat insbesondere die Auswirkungen der Wirtschaftskrise auf das Geschäft der Gesellschaft, die neue Struktur der Vattenfall-Gruppe und die Steigerung der Kosteneffizienz im Unternehmen. Daneben waren der Fortgang der Neubauprojekte der Kraftwerke Moorburg und Boxberg, die Auswirkungen des Energiekonzepts der Bundesregierung auf die verschiedenen Konzernteile und die Divestmentstrategie Gegenstand der Beratungen. Nach eingehender Erörterung wurden die Verkäufe der Beteiligungen an der ENSO Energie Sachsen Ost AG, am Steinkohlekraftwerk Rostock und an der Städtische Werke AG, Kassel, beschlossen. Darüber hinaus wurden vor allem die Stillstände der Kernkraftwerke Brunsbüttel und Krümmel, die Entwicklung des Stromvertriebs und die Energiekonzepte für die Städte Berlin und Hamburg diskutiert. In einer außerordentlichen Aufsichtsratssitzung im März 2011 hat der Aufsichtsrat die möglichen Auswirkungen der Ereignisse in Japan auf die Kernkraftwerke des Unternehmens beraten.

Ausschüsse des Aufsichtsrats

Neben einem Vermittlungsausschuss verfügt der Aufsichtsrat über ein Präsidium und einen Prüfungsausschuss, die paritätisch besetzt sind. Die Mitglieder der Ausschüsse sind im Anhang des Konzernabschlusses in der Anlage "Organe der Vattenfall Europe AG" namentlich aufgeführt.

Für die Einberufung des Vermittlungsausschusses gemäß § 27 Abs. 3 Mitbestimmungsgesetz (MitbestG) bestand im Berichtsjahr keine Veranlassung.

Das Präsidium beriet im Jahr 2010 in vier ordentlichen Sitzungen. Das Präsidium besteht aus sechs Mitgliedern. Zu den Aufgaben des Präsidiums gehören unter anderem die vorbereitende Besprechung der Tagesordnungen des Aufsichtsrats, die Vorbereitung von Personal- und Vorstandsvergütungsentscheidungen des Aufsichtsrats, der Abschluss, die Änderung und die Beendigung der Anstellungsverträge mit Mitgliedern des Vorstands sowie die Zustimmung zur Erteilung von Prokuren. Schwerpunkt der Beratungen waren geplante Unternehmensverkäufe, aktuelle Fragen zur Bemessung von Vorstandsvergütungen sowie die neue Struktur der Vattenfall-Gruppe.

Der Prüfungsausschuss trat im Berichtsjahr zweimal zusammen. Der Prüfungsausschuss ist für die im Deutschen Corporate Governance Kodex genannten Aufgaben mit Ausnahme der Compliance zuständig. Darüber hinaus wird von diesem Ausschuss auch die durch den Vorstand erstellte Unternehmens- und Investitionsplanung einer intensiven Vorprüfung unterzogen. Der Vorsitzende des Prüfungsausschusses verfügt über besondere Kenntnisse und Erfahrungen in der Anwendung von Rechnungslegungsgrundsätzen und internen Kontrollverfahren und er gehörte nicht dem Vorstand der Vattenfall Europe AG an.

Der Aufsichtsratsvorsitzende hat in den nachfolgenden Sitzungen des Aufsichtsrats über die Inhalte der Präsidiumssitzungen berichtet. Der Vorsitzende des Prüfungsausschusses bzw. sein Vertreter haben das Plenum über die Inhalte der Sitzungen des Prüfungsausschusses unterrichtet.

Vergütung des Vorstands und des Aufsichtsrats

Die Vergütung des Vorstands der Vattenfall Europe AG sowie die Vergütungsstruktur werden vom Aufsichtsrat festgelegt und regelmäßig überprüft. Die Vergütung berücksichtigt die Aufgaben und die persönliche Leistung der Vorstandsmitglieder, die Leistung des Gesamtvorstands sowie die wirtschaftliche Lage, den Unternehmenserfolg und die Zukunftsaussichten des Unternehmens im Vergleich zu Wettbewerbern. Für die Beurteilung der Angemessenheit der Vergütung wurde die Expertise eines unabhängigen externen Beratungsunternehmens hinzugezogen. Die Gesamtvergütung des Vorstands ist im Anhang des Konzernabschlusses im Abschnitt "(46) Aufwendungen für Organmitglieder der Vattenfall Europe AG" abgedruckt.

Die Vergütung der Mitglieder des Aufsichtsrats ist in § 11 der Satzung der Gesellschaft geregelt. Danach erhalten die Aufsichtsratsmitglieder für ihre Tätigkeit eine jährliche fixe Vergütung in Höhe von 25 T€. Der Vorsitzende erhält die doppelte, der Stellvertreter und die Mitglieder eines Ausschusses erhalten die eineinhalbfache Vergütung. Mitglieder des Aufsichtsrats, die nicht das gesamte Jahr dem Aufsichtsrat bzw. einem seiner Ausschüsse angehören, erhalten die Vergütung zeitanteilig. Auf Grundlage eines Beschlusses der Hauptversammlung der Vattenfall Europe AG erhalten die Aufsichtsratsmitglieder für die Teilnahme an ordentlichen und außerordentlichen Sitzungen des Aufsichtsrats und seiner Ausschüsse zusätzlich ein Sitzungsgeld in Höhe von 300 €. Das Sitzungsgeld beträgt höchstens 300 € pro Kalendertag unabhängig von der Anzahl der Sitzungen. Die Gesamtvergütung des Aufsichtsrats ist im Anhang des Konzernabschlusses im Abschnitt "(46) Aufwendungen für Organmitglieder der Vattenfall Europe AG" abgedruckt.

Jahres- und Konzernabschluss

Der Konzernabschluss für das Geschäftsjahr 2010 wurde nach den internationalen Anforderungen an die Finanzberichterstattung (International Financial Reporting Standards; IFRS) aufgestellt. Der vom Vorstand vorgelegte Jahresabschluss, der Konzernabschluss und der zusammengefasste Lagebericht für die Vattenfall Europe AG und den Konzern für die Zeit vom 1. Januar bis 31. Dezember 2010 einschließlich der Buchführung wurden durch den von der Hauptversammlung am 23. März 2010 gewählten und vom Aufsichtsrat beauftragten Abschlussprüfer, die Ernst & Young GmbH Wirtschaftsprüfungsgesellschaft, Berlin, geprüft und mit dem uneingeschränkten Bestätigungsvermerk versehen.

Der Prüfungsausschuss hat den Jahres- und Konzernabschluss, den zusammengefassten Lagebericht sowie die Prüfungsberichte des Abschlussprüfers intensiv geprüft. Nach kritischen Nachfragen und ergänzendem Gespräch unter Beteiligung des Vorstands und des Abschlussprüfers hatte der Prüfungsausschuss keine Einwendungen gegen die vorgelegten Unterlagen. Er empfahl dem Plenum, den Jahres- und den Konzernabschluss sowie den zusammengefassten Lagebericht zu billigen und sich mit dem Vorschlag des Vorstands zur Verwendung des Bilanzgewinns einverstanden zu erklären. In seiner Bilanzsitzung erörterte der Aufsichtsrat mit dem Vorstand und dem Abschlussprüfer eingehend die Abschlussunterlagen und Prüfungsberichte.

Der Aufsichtsrat schließt sich dem Ergebnis der Abschlussprüfung an. Auch nach dem abschließenden Ergebnis seiner eigenen Prüfung hat der Aufsichtsrat keine Einwendungen gegen den Jahresabschluss und den Konzernabschluss. Dem zusammengefassten Lagebericht für die Vattenfall Europe AG und den Konzern einschließlich der Ausführungen zur weiteren Unternehmensentwicklung stimmt der Aufsichtsrat zu. Dementsprechend hat der Aufsichtsrat den Jahresabschluss und den Konzernabschluss der Vattenfall Europe AG gebilligt. Der Jahresabschluss ist damit festgestellt. Mit dem Vorschlag des Vorstands zur Verwendung des Bilanzgewinns hat sich der Aufsichtsrat nach Prüfung ebenfalls einverstanden erklärt.

Für den Vorschlag an die Hauptversammlung, erneut die Ernst & Young GmbH Wirtschaftsprüfungsgesellschaft zum Abschlussprüfer zu wählen, hat der Aufsichtsrat im Vorfeld eine Unabhängigkeitserklärung des vorgesehenen Prüfers eingeholt. Danach bestehen keine beruflichen, finanziellen oder sonstigen Beziehungen, die Zweifel an der Unabhängigkeit des Prüfers begründen könnten. Weiterhin hat der Aufsichtsrat mit der Ernst & Young GmbH Wirtschaftsprüfungsgesellschaft vereinbart, dass der Vorsitzende des Prüfungsausschusses über während der Prüfung auftretende mögliche Ausschluss- oder Befangenheitsgründe unverzüglich unterrichtet wird und der Abschlussprüfer über alle für die Aufgaben des Aufsichtsrats wesentlichen Feststellungen und Vorkommnisse unverzüglich berichtet, die sich bei der Durchführung der Abschlussprüfung ergeben.

Zusammensetzung von Aufsichtsrat und Vorstand

Der Aufsichtsrat der Vattenfall Europe AG besteht aus 20 Mitgliedern. Zehn Mitglieder werden von der Hauptversammlung und zehn Mitglieder von den Arbeitnehmern gemäß dem Mitbestimmungsgesetz 1976 gewählt. Im Berichtsjahr waren neun Aufsichtsratsmitglieder als unabhängig anzusehen, weil sie in keiner aktuellen geschäftlichen Beziehung zur Vattenfall Europe AG bzw. einer persönlichen Beziehung zu Mitgliedern des Vorstands stehen, die einen Interessenkonflikt begründen könnten. Damit verfügt der Aufsichtsrat nach eigener Einschätzung über eine ausreichende Anzahl unabhängiger Mitglieder. Der Aufsichtsrat ist international besetzt, seit dem 1. Januar 2011 sind sechs Mitglieder nicht deutscher Nationalität. Kein Aufsichtsratsmitglied gehörte in der Vergangenheit dem Vorstand der Vattenfall Europe AG an.

Einzelheiten zur Zusammensetzung des Aufsichtsrats und des Vorstands sind im Anhang des Konzernabschlusses in der Anlage "Organe der Vattenfall Europe AG" zu finden.

Im Jahr 2010 wurden durch Hauptversammlungsbeschlüsse die Herren Janusz Reiter, Øystein Løseth, Torbjörn Wahlborg und Huib Morelisse neu in den Aufsichtsrat gewählt. Ausgeschieden aus dem Aufsichtsrat sind im Berichtszeitraum auf Anteilseignerseite Frau Helene Biström sowie die Herren Dr. Helmar Rendez, Lars G. Josefsson und Dr. Volker Jung. Auf Arbeitnehmerseite ist im Jahr 2010 Herr Helmut Franz aus dem Aufsichtsrat ausgeschieden, zu seinem Nachfolger wurde Herr Rüdiger Siebers bestellt. Ende März 2011 ist der Anteilseignervertreter Lars Gejrot aus dem Aufsichtsrat ausgeschieden, als seine Nachfolgerin wurde Frau Kerstin Ahlfont gewählt. Der Aufsichtsrat dankt allen ausgeschiedenen Aufsichtsratsmitgliedern für die gute Zusammenarbeit und die konstruktive Begleitung des Unternehmens und des Vorstands.

Verträge zwischen Aufsichtsratsmitgliedern und der Gesellschaft

Berater- sowie sonstige Dienstleistungs- und Werkverträge zwischen Aufsichtsratsmitgliedern und der Gesellschaft bestanden im Berichtszeitraum nicht.

Der Aufsichtsrat dankt dem Vorstand, allen Mitarbeiterinnen und Mitarbeitern sowie den Betriebsräten der Vattenfall Europe AG für die im Jahr 2010 geleistete Arbeit.

Konzernabschluss zum 31. Dezember 2010

der Vattenfall Europe AG

2010

Konzern-Gewinn- und Verlustrechnung

Konzern-Gesamtergebnisrechnung

Konzernbilanz

Aktiva

Konzern-Kapitalflussrechnung

Eigenkapitalveränderungsrechnung

Konzernanhang

Allgemeine Erläuterungen

Die Vattenfall Europe AG ist Muttergesellschaft des Konzerns und hat ihren Geschäftssitz in der Chausseestraße 23, 10115 Berlin, Deutschland. Sie ist im Handelsregister Berlin-Charlottenburg unter HRB Nr. 86854 eingetragen. Oberstes Mutterunternehmen des Konzerns Vattenfall Europe ist die Vattenfall AB mit Sitz in Stockholm, Schweden.

Gegenstand des Unternehmens ist die Erzeugung, Beschaffung, Verteilung, der Handel und der Vertrieb von Energien jeder Art, insbesondere von elektrischer Energie, Gas, Fernwärme und Dampf einschließlich der Errichtung und des Betriebs der hierzu notwendigen Einrichtungen. Darüber hinaus ist der Konzern zur Aufsuchung, Gewinnung, Verarbeitung und Veredelung von Rohstoffen, insbesondere von Braunkohle, zur Errichtung und zum Betrieb von Wassergewinnungs- und -aufbereitungsanlagen sowie der Beschaffung und zum Absatz von Trink- und Brauchwasser befugt. Des Weiteren ist der Konzern im Bereich der Verwertung und Entsorgung von Rückständen und Abfällen tätig. Das Unternehmen bietet seinen Kunden außerdem Datenverarbeitungs- und Telekommunikationsdienstleistungen einschließlich der Errichtung und des Betriebs entsprechender Einrichtungen an.

Der Konzernabschluss ist in Euro aufgestellt. Soweit nicht anders vermerkt, werden alle Beträge in Millionen Euro (Mio. €) angegeben und auf eine Nachkommastelle gerundet. Werte kleiner als 0,1 Mio. € werden mit 0,0 Mio. € angegeben.

Vorstand und Aufsichtsrat der in den Konzernabschluss einbezogenen börsennotierten Tochtergesellschaft Fernheizwerk Neukölln AG haben die nach § 161 AktG vorgeschriebene Entsprechenserklärung zum Deutschen Corporate Governance Kodex abgegeben und auf der Internetseite des Unternehmens unter www.fhw-neukoelln.de zugänglich gemacht.

Grundlagen der Rechnungslegung

Der Konzernabschluss der Vattenfall Europe AG wird nach den International Financial Reporting Standards (IFRS), die von der Europäischen Union angenommen wurden, und den ergänzend nach § 315 a Abs. 1 HGB anzuwendenden handelsrechtlichen Vorschriften aufgestellt.

Folgende Standards und Interpretationen sowie Änderungen bestehender Standards sind erstmalig im Geschäftsjahr 2010 anzuwenden:

Die folgenden Standards und Interpretationen wurden im Geschäftsjahr 2010 noch nicht angewendet. Dabei handelt es sich um Regelungen, die erst ab dem Geschäftsjahr 2011 verpflichtend anzuwenden sind.

Das IASB und das IFRIC haben die nachfolgenden Standards und Interpretationen veröffentlicht, die im Geschäftsjahr 2010 noch nicht verpflichtend anzuwenden waren. Diese Standards und Interpretationen wurden von der EU bislang nicht anerkannt und werden vom Konzern nicht angewendet.

Konsolidierungskreis

In den Konzernabschluss werden alle Unternehmen einbezogen, bei denen die Vattenfall Europe AG über die Möglichkeit verfügt, die Finanz- und Geschäftspolitik zu bestimmen, um aus der Tätigkeit dieser Unternehmen Nutzen zu ziehen (Tochterunternehmen).

Die wesentlichen Veränderungen des Konsolidierungskreises im Geschäftsjahr 2010 betreffen den Verkauf der 50Hertz Transmission GmbH einschließlich deren Tochtergesellschaft 50Hertz Offshore GmbH. Ebenfalls veräußert wurde die Energie Assekuranz MINERVA Versicherungs Vermittlungs GmbH.

Durch Verschmelzungen auf andere Konzernunternehmen schieden die Gesellschaft SSE-Steine und Erden - Gewinnungs- und Vertriebsgesellschaft mbH, die VASA Kraftwerke Fünfte Verwaltungs-GmbH sowie die Verwaltungsgesellschaft VASA Energy mbH aus dem Konsolidierungskreis aus.

Neu gegründet wurden die Gesellschaften Vattenfall Europe Carbon Storage GmbH & Co. KG, Vattenfall Europe Carbon Storage Verwaltungs GmbH sowie die Energy Crops GmbH.

Anteile an gemeinschaftlich geführten Unternehmen und an assoziierten Unternehmen werden nach der Equity-Methode bilanziert, sofern sie einen wesentlichen Einfluss auf den Konzernabschluss haben. Im Geschäftsjahr 2010 wurden die Anteile an der Städtische Werke AG veräußert.

Das vollständige Verzeichnis der Tochterunternehmen, nach der Equity-Methode bewerteten Unternehmen und sonstigen Beteiligungen, Name und Sitz sowie ausgewählte Kennzahlen sind der Aufstellung des Anteilsbesitzes zu entnehmen.

Konsolidierungsgrundsätze und -methoden

Die Kapitalkonsolidierung erfolgt nach der Erwerbsmethode durch Verrechnung der Anschaffungskosten der Beteiligung mit dem neu bewerteten Eigenkapital zum Zeitpunkt des Erwerbs des Tochterunternehmens. Daraus resultierende aktive Unterschiedsbeträge werden als Geschäfts- oder Firmenwerte aktiviert und mindestens einmal jährlich auf Wertminderung geprüft. Negative Unterschiedsbeträge aus der Kapitalkonsolidierung werden sofort ertragswirksam erfasst. Die Auf- oder Abstockung einer Mehrheitsbeteiligung wird nach dem Entity-Konzept als Transaktion zwischen den Eigentümern abgebildet, sodass auftretende Unterschiedsbeträge mit den Gewinnrücklagen verrechnet werden.

Bei der Bilanzierung nach der Equity-Methode wird hinsichtlich der Behandlung verbleibender Unterschiedsbeträge in gleicher Weise wie bei der Kapitalkonsolidierung verfahren, wobei die Geschäfts- oder Firmenwerte in dem Equity-Wertansatz ausgewiesen werden. Unterschiedsbeträge aus einer unterproportionalen Teilnahme an einer Kapitalerhöhung des nach der Equity-Methode bewerteten Unternehmens werden im Eigenkapital des Konzerns ausgewiesen. In den der Equity-Bilanzierung zugrunde liegenden Jahresabschlüssen werden die Rechnungslegungsmethoden des Konzerns Vattenfall Europe angewendet.

Forderungen und Verbindlichkeiten bzw. Rückstellungen zwischen den konsolidierten Gesellschaften werden aufgerechnet. Konzerninterne Umsatzerlöse und andere konzerninterne Erträge sowie die entsprechenden Aufwendungen werden eliminiert. Zwischenergebnisse werden herausgerechnet; sofern ergebniswirksame Konsolidierungen zu temporären Unterschieden führen, werden hierauf latente Steuern gebildet.

Rechnungslegungsmethoden

Die Jahresabschlüsse der in den Konzern einbezogenen Unternehmen werden nach einheitlichen, im Zeitablauf stetig angewendeten Rechnungslegungsgrundsätzen aufgestellt.

Langfristige Vermögenswerte

Die entgeltlich erworbenen immateriellen Vermögenswerte werden zu Anschaffungskosten, vermindert um planmäßige lineare Abschreibungen, bewertet.

Selbst geschaffene immaterielle Vermögenswerte werden mit den Herstellungskosten, vermindert um planmäßige lineare Abschreibungen, bewertet. Die Herstellungskosten umfassen alle direkt zurechenbaren Kosten, insbesondere die Aufwendungen für Leistungen von Arbeitnehmern.

Software wird über drei bis fünf Jahre abgeschrieben. Die Abschreibung anderer Lizenzen und Rechte richtet sich nach dem zugrunde liegenden Vertrag. Die Abschreibung des Bergwerkseigentums (Gewährung des Rechts, die Braunkohle abzubauen) erfolgt linear über die voraussichtliche gesicherte Nutzungsdauer der Tagebaue und damit überwiegend bis 2019/2020. Geschäfts- oder Firmenwerte aus Unternehmenserwerben werden nicht planmäßig abgeschrieben.

Sofern erforderlich, werden darüber hinaus Wertminderungen berücksichtigt. Entfallen die Gründe für in Vorjahren vorgenommene Wertminderungen, werden entsprechende Wertaufholungen, mit Ausnahme der Wertminderungen auf Geschäfts- oder Firmenwerte, erfasst.

Das Sachanlagevermögen wird zu Anschaffungs- oder Herstellungskosten, vermindert um planmäßige lineare Abschreibungen, bewertet. Sofern erforderlich, werden darüber hinaus Wertminderungen berücksichtigt. Entfallen die Gründe für in Vorjahren vorgenommene Wertminderungen, werden entsprechende Wertaufholungen erfasst. Kernkraftwerke werden leistungsabhängig abgeschrieben.

Kosten für Grunddienstbarkeiten werden in die Anschaffungs- oder Herstellungskosten der zugehörigen Sachanlage einbezogen.

Die Herstellungskosten selbst erstellter Anlagen umfassen neben direkt zurechenbaren Einzelkosten auch in angemessenem Umfang anteilige Gemeinkosten. Für Vermögenswerte, deren Herstellung sich über einen längeren Zeitraum erstreckt, werden direkt zuordenbare Fremdkapitalkosten aktiviert.

Kosten für die Wartung und Reparatur von Gegenständen des Sachanlagevermögens werden als Aufwand erfasst. Erneuerungs- und Erhaltungsaufwendungen sowie die Kosten regelmäßiger größerer Wartungen werden als nachträgliche Herstellungskosten aktiviert, wenn die Ansatzkriterien erfüllt sind.

Wenn Komponenten eines Vermögenswerts unterschiedliche Nutzungsdauern aufweisen und deren Anschaffungskosten einen bedeutenden Anteil an den Gesamtanschaffungskosten der Sachanlage haben, werden die Anschaffungskosten auf die Komponenten aufgeteilt.

Verpflichtungen für den Abbruch und die Demontage von Vermögenswerten sowie die Rekultivierung der Tagebaue werden als Anschaffungskosten in dem Maße aktiviert, wie für diese Verpflichtungen Rückstellungen zu bilden sind.

Gemietete Sachanlagen, bei denen die Konzernunternehmen alle wesentlichen mit dem Gegenstand verbundenen Chancen und Risiken tragen (Finanzierungsleasing), werden zum beizulegenden Zeitwert des Leasinggegenstands oder dem niedrigeren Barwert der Mindestleasingzahlungen aktiviert. Die Abschreibung erfolgt planmäßig linear über die wirtschaftliche Nutzungsdauer oder über die kürzere Laufzeit des Leasingvertrags. Der Barwert der aus den künftigen Leasingraten resultierenden Zahlungsverpflichtungen wird als Verbindlichkeit passiviert. Die Feststellung, ob eine Vereinbarung ein Leasingverhältnis ist oder enthält, erfolgt auf der Grundlage des wirtschaftlichen Gehalts der Vereinbarung. Es wird geprüft, ob die Erfüllung der Vereinbarung von der Nutzung eines bestimmten Vermögenswerts abhängt und ob das Recht auf Nutzung dieses Vermögenswerts übertragen wird.

Die Nutzungsdauer für den Vermögenswert "Verlegemaßnahmen und Rekultivierung der Braunkohletagebaue" richtet sich nach der durchschnittlichen Zeit der Auskohlung der bewerteten Flächen.

Als Finanzinvestition gehaltene Immobilien werden zu fortgeführten Anschaffungskosten bilanziert. Die Nutzungsdauern entsprechen den unter Sachanlagen angegebenen Nutzungsdauern. Die Abschreibung erfolgt linear. Sofern erforderlich, werden darüber hinaus Wertminderungen berücksichtigt. Entfallen die Gründe für in Vorjahren vorgenommene Wertminderungen, werden entsprechende Wertaufholungen erfasst.

Abschreibungsmethoden und Nutzungsdauern der immateriellen Vermögenswerte, Sachanlagen und als Finanzinvestitionen gehaltenen Immobilien werden jährlich überprüft.

Wertminderung von langfristigen Vermögenswerten. Wertminderungen auf langfristige Vermögenswerte werden erfasst, wenn der Buchwert über dem höheren Wert aus beizulegendem Zeitwert abzüglich Verkaufskosten und Nutzungswert liegt. Die Geschäfts- oder Firmenwerte werden mindestens einmal jährlich, die anderen langfristigen Vermögenswerte bei Indikation Werthaltigkeitstests unterzogen.

Der überwiegende Teil der langfristigen Vermögenswerte wird auf der Ebene von Zahlungsmittel generierenden Einheiten bewertet. Diese sind als kleinste identifizierbare Gruppe von Vermögenswerten definiert, die unabhängig von anderen Vermögenswerten in der Lage ist, Mittelzuflüsse aus der fortgesetzten Nutzung zu erzielen. Als Zahlungsmittel generierende Einheiten werden im Wesentlichen alle Grundlastkraftwerke (Base Load) einschließlich der Braunkohletagebaue, die Kernkraftwerksaktivitäten, alle Spitzenlastkraftwerke (Peak Load), die Verteilungsnetze in Berlin und Hamburg sowie Wärme Berlin und Hamburg definiert.

Im Rahmen der Werthaltigkeitstests werden die Buchwerte der getesteten Einheiten mit dem Barwert der geschätzten, zukünftig nachhaltig erzielbaren betrieblichen Cashflows aus der fortgesetzten Nutzung (Nutzungswert) verglichen. Der erzielbare Betrag wird auf der Grundlage der von Vorstand und Aufsichtsrat genehmigten Planung für die nächsten drei Geschäftsjahre ermittelt. Bei unbegrenzter Nutzungsdauer werden die drei Planjahre um ein Normjahr als Basis für die ewige Rente ergänzt. Sofern für die Prognosegenauigkeit erforderlich, werden Cashflow-Prognosen über den Drei-Jahres-Zeitraum der genehmigten Planung hinaus erstellt. Bei begrenzter Nutzungsdauer der langfristigen Vermögenswerte werden Cashflow-Prognosen für die verbleibende Nutzungsdauer ermittelt.

Die Planung basiert auf der erwarteten gesamtwirtschaftlichen und energiemarktspezifischen Entwicklung. Als Abzinsungssatz wird der langfristige Kapitalmarktzins unter Berücksichtigung risikospezifischer Anpassungen für den Industriezweig zugrunde gelegt. In den Wertminderungstests 2010 wurden Diskontierungssätze von 5,3 % nach Steuern (Vorjahr: 6,2 %) bzw. aufgrund der unterschiedlichen Rendite-/Risikosituation für Netzbereiche 5,0 % (Vorjahr: 5,4 %) nach Steuern angewendet. Die korrespondierenden Diskontierungssätze vor Steuern ergeben sich mit 7,9 % (Vorjahr: 8,7 %) bzw. 7,5 % (Vorjahr: 8,1 %). Die Wachstumsraten betragen wie im Vorjahr 1,0 % und 0,5 %.

Biologische Vermögenswerte

Die Setzlinge der schnell wachsenden Baumarten werden unter den langfristigen Vermögenswerten ausgewiesen. Der Aufwuchs wird unter den kurzfristigen Vermögenswerten bilanziert. Die Bewertung erfolgt gemäß IAS 41 zum Zeitwert. Dieser ermittelt sich aus der von einem Sachverständigen geschätzten vorhandenen Menge an Aufwuchs und dem Marktpreis für biogenen Brennstoff. Die Menge wird anhand der Anzahl der Setzlinge pro Hektar sowie der jeweiligen Standortfaktoren, wie Wasser- und Nährstoffversorgung, geschätzt und durch eine Kontrollbegehung abgesichert.

Vorräte

Die Vorräte werden mit dem niedrigeren Wert aus Anschaffungs- oder Herstellungskosten und Nettoveräußerungswert bewertet. Die Anschaffungs- oder Herstellungskosten werden nach der Durchschnittsmethode oder nach dem First-in-First-out-Verfahren (Fifo) ermittelt. Wertaufholungen erfolgen, sofern durch Erhöhung des Nettoveräußerungswerts eine in Vorperioden vorgenommene Wertberichtigung entfällt.

Der Verbrauch der unter den Brennstoffen ausgewiesenen Kernbrennelemente wird für die Überschussreaktivität nach dem Abbrand ermittelt. Der Wertminderung der Mindestreaktivitätsmenge wird durch lineare Verteilung der Anschaffungskosten auf die voraussichtliche nukleare Nutzungsdauer der Kraftwerksanlage Rechnung getragen. Verpflichtungen für die Entsorgung der abgebrannten Kernbrennelemente werden als Anschaffungskosten in dem Maße aktiviert, wie für diese Verpflichtungen Rückstellungen gebildet werden.

Die Bewertung des unter den sonstigen Vorräten ausgewiesenen Vorabraums sowie der unfertigen Leistungen erfolgt auf Basis der Herstellungskosten unter Einbeziehung angemessener Gemeinkosten. Der Abraumverbrauch wird nach der Fifo-Methode ermittelt.

Zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte

Langfristige Vermögenswerte (oder Veräußerungsgruppen), die als zur Veräußerung gehalten klassifiziert werden, sind zum niedrigeren Wert aus Buchwert und beizulegendem Zeitwert abzüglich Veräußerungskosten angesetzt.

Finanzinstrumente

Finanzielle Vermögenswerte werden bei Erwerb zu Anschaffungskosten bilanziert. Bei marktüblichen Käufen bzw. Verkäufen von Finanzinstrumenten erfolgt der Ansatz bzw. die Ausbuchung am Erfüllungstag, d. h. an dem Tag, an dem der Vermögenswert geliefert wird.

Die Bewertung der Finanzinstrumente erfolgt in Abhängigkeit von der Halteabsicht des Konzerns:

Derivative Finanzinstrumente werden unabhängig von ihrem Zweck als Vermögenswerte oder Verbindlichkeiten am Handelstag bilanziert und mit dem beizulegenden Zeitwert bewertet. Der Zeitwert der Devisentermingeschäfte und der Zinsinstrumente wird mithilfe anerkannter Bewertungsverfahren und -modelle ermittelt.

Die Bewertung der Commodity-Derivate erfolgt im jeweiligen Portfolio, dessen Zusammensetzung sich an der Handelsstrategie ausrichtet. Zur Stichtagsbewertung werden Marktpreise bzw. allgemein anerkannte Bewertungsverfahren und -modelle verwendet. Bei der Mark-to-Market-Bewertung werden aktuelle Marktparameter und aktuelle Marktpreiskurven eingesetzt, die auf objektiven, externen Quellen, vorzugsweise den amtlichen Schlusskursen der EEX, basieren. Die Ermittlung des beizulegenden Zeitwerts von derivativen Finanzinstrumenten, für die kein Marktpreis (z. B. Börsenpreis) verfügbar ist, erfolgt unter Einbeziehung aktueller Marktdaten mithilfe der Discounted-Cashflow-Methode.

Die erfolgswirksame oder erfolgsneutrale Erfassung von Marktwertänderungen erfolgt in Abhängigkeit von der Klassifizierung des derivativen Finanzinstruments.

Marktwertänderungen von derivativen Finanzinstrumenten, die zur Absicherung von Marktwertschwankungen bilanzierter Vermögenswerte und Schulden abgeschlossen wurden (Sicherung des Fair Value), werden ebenso wie die Marktwertänderungen des dazugehörigen Grundgeschäfts sofort im Jahresergebnis erfasst.

Bei derivativen Finanzinstrumenten zur Absicherung künftiger Zahlungsströme (Cashflow Hedge) werden alle Marktwertschwankungen so lange erfolgsneutral über das sonstige Ergebnis in der Rücklage für Wertänderungen erfasst, bis das zugehörige Grundgeschäft eintritt. Resultiert eine abgesicherte zukünftige Transaktion später in dem Ansatz eines Vermögenswerts, so werden die kumulierten Gewinne oder Verluste des derivativen Finanzinstruments im sonstigen Ergebnis ausgebucht und als Minderung bzw. Erhöhung der Anschaffungskosten berücksichtigt. Handelt es sich bei dem Grundgeschäft um eine abgesicherte Aufwands- bzw. Ertragsposition, werden die kumulierten Gewinne oder Verluste aus dem Sicherungsinstrument zeitgleich mit der Abwicklung des Grundgeschäfts ergebniswirksam. Cashflow-Hedge-Transaktionen werden hauptsächlich zur Absicherung von Fremdwährungs- und Preisrisiken aus künftigen Absatz- und Beschaffungsgeschäften sowie zur Absicherung von Zinsänderungsrisiken bei variabel verzinslichen Verbindlichkeiten und Finanzschulden gebildet.

Zu Beginn einer Sicherungsbeziehung werden sowohl die Sicherungsbeziehung als auch die Risikomanagementzielsetzungen und -strategien im Hinblick auf die Absicherung formal festgelegt und dokumentiert. Diese Dokumentation enthält die Festlegung des Sicherungsinstruments, des Grundgeschäfts oder der abgesicherten Transaktion und die Art des abzusichernden Risikos sowie eine Beschreibung, wie das Unternehmen die Wirksamkeit des Sicherungsinstruments bei der Kompensation der Risiken aus Änderungen des beizulegenden Zeitwerts oder des Cashflow des gesicherten Grundgeschäfts ermitteln wird. Derartige Sicherungsbeziehungen werden hinsichtlich der Erreichung einer Kompensation der Risiken aus Änderungen des beizulegenden Zeitwerts oder des Cashflow als in hohem Maße wirksam eingeschätzt. Sie werden fortlaufend dahingehend beurteilt, ob sie tatsächlich während der gesamten Berichtsperiode, für die die Sicherungsbeziehung designiert wurde, hochwirksam waren.

Sind die für die Bilanzierung als Sicherungsinstrument notwendigen Kriterien nicht erfüllt, werden die derivativen Finanzinstrumente als zu Handelszwecken gehalten klassifiziert, und die darauf entfallenden Marktwertänderungen werden erfolgswirksam erfasst.

Eingebettete Derivate wurden in Verträgen zur Lieferung von Braunkohleprodukten identifiziert. Die Preiskomponente in diesen Verträgen wird auf Basis der Entwicklung des Steinkohlepreises ermittelt. Eingebettete Derivate sind von einem Basisvertrag zu trennen, wenn die wirtschaftlichen Merkmale und Risiken des eingebetteten Derivats nicht eng mit den wirtschaftlichen Merkmalen und Risiken des Basisvertrags verbunden sind sowie ein eigenständiges Instrument mit den gleichen Bedingungen wie das eingebettete Derivat die Definition eines Derivats erfüllen würde. Die Entscheidung über eine ggf. vorzunehmende Trennung von Basisvertrag und eingebettetem Derivat erfolgt gemäß IFRIC 9 zum Zeitpunkt des Vertragsschlusses. Eine Neubeurteilung erfolgt nur dann, wenn sich die Vertragsbedingungen bzw. die zugrunde liegenden Zahlungsströme dadurch erheblich verändert haben.

Finanzgarantien werden gemäß IAS 39 zum beizulegenden Zeitwert bewertet. Der Zeitwert wird als Barwert der erwarteten Verpflichtung unter Berücksichtigung der Eintrittswahrscheinlichkeit ermittelt.

Die Ausbuchung der finanziellen Vermögenswerte erfolgt, wenn die vertraglichen Rechte aus diesen Vermögenswerten ausgelaufen sind oder die Rechte und die damit verbundenen Chancen und Risiken übertragen wurden. Finanzielle Verbindlichkeiten werden ausgebucht, wenn diese getilgt sind.

In die Ermittlung der Nettogewinne bzw. Nettoverluste für finanzielle Vermögenswerte und finanzielle Verbindlichkeiten wurden Zinserträge und -aufwendungen, Wechselkursgewinne und -verluste, Wertminderungen, Zuschreibungen aus Wertaufholung bzw. Auflösung von Wertberichtigungen, realisierte Abgangserfolge sowie nachträgliche Eingänge auf abgeschriebene Finanzinstrumente einbezogen.

Nicht finanzielle Verbindlichkeiten

Nicht finanzielle Verbindlichkeiten, insbesondere Abgrenzungen, werden zu fortgeführten Anschaffungskosten angesetzt.

Rückstellungen für Pensionen

Pensionsrückstellungen werden nach dem Anwartschaftsbarwertverfahren (Projected Unit Credit Method) bilanziert. Der Barwert der Pensionsverpflichtung (Defined Benefit Obligation; DBO) wird um das Planvermögen gekürzt. Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste werden über die erwartete durchschnittliche Restlebensarbeitszeit der vom Plan erfassten Arbeitnehmer verteilt, wenn der Saldo der kumulierten, nicht erfassten versicherungsmathematischen Gewinne und Verluste 10 % des höheren Betrags aus dem Barwert der Pensionsverpflichtung (DBO) und dem Zeitwert des Planvermögens übersteigt. Die Aufzinsung der Pensionsrückstellungen wird als Finanzierungsaufwand ausgewiesen.

Sonstige Rückstellungen und Eventualverbindlichkeiten

Die Rückstellungen für Personal beinhalten im Wesentlichen langfristig fällige Leistungen aus Verpflichtungen zum Vorruhestand und zu Altersteilzeitvereinbarungen sowie aus Zeitguthaben. Diese Verpflichtungen werden grundsätzlich in Übereinstimmung mit versicherungsmathematischen Grundsätzen mit ihrem Barwert bewertet. Zeitguthaben werden mit ihrem Barwert bewertet.

Rückstellungen für ungewisse Verpflichtungen gegenüber Dritten werden gebildet, wenn diese Verpflichtungen wahrscheinlich zu einem Abfluss von Ressourcen führen werden. Sie werden zum voraussichtlichen Erfüllungsbetrag angesetzt und nicht mit Rückgriffsansprüchen verrechnet. Langfristige Rückstellungen werden mit ihrem Barwert angesetzt. Die periodische Aufzinsung wird als Finanzierungsaufwand erfasst. Änderungen der Rückstellungen durch Anpassung des Zinssatzes werden im Betriebsergebnis ausgewiesen, sofern keine Anpassung eines dazugehörigen Vermögenswerts erforderlich ist.

Eventualverbindlichkeiten werden nicht bilanziert. Sie werden im Anhang angegeben, wenn eine mögliche Verpflichtung, die aus vergangenen Ereignissen resultiert und deren Existenz durch das Eintreten oder Nichteintreten eines oder mehrerer unsicherer künftiger Ereignisse, die nicht vollständig unter der Kontrolle des Unternehmens stehen, erst noch bestätigt wird, oder wenn ein Abfluss von Ressourcen nicht wahrscheinlich ist oder die Höhe der Verpflichtung nicht verlässlich geschätzt werden kann.

Erhaltene Zuschüsse

Zuwendungen der öffentlichen Hand werden in der Bilanz als langfristige Schulden ausgewiesen. Die Realisierung der Umsatzerlöse erfolgt über die Nutzungsdauer des zugehörigen Vermögenswerts oder die Vertragslaufzeit.

Ertragsteuern

Bei den tatsächlichen Steuern werden Steuererstattungsansprüche und Steuerschulden für die laufende und die früheren Perioden mit dem Betrag bemessen, in dessen Höhe eine Erstattung von der Steuerbehörde bzw. eine Zahlung an die Steuerbehörde erwartet wird. Der Berechnung des Betrags werden die Steuersätze und Steuergesetze zugrunde gelegt, die zum Bilanzstichtag gelten.

Die Rechnungslegung der latenten Steuern folgt der bilanzorientierten Verbindlichkeiten-Methode auf Grundlage des zum Zeitpunkt der Realisation gültigen Steuersatzes. Für die erwarteten steuerlichen Vorteile aus als zukünftig realisierbar eingeschätzten Verlustvorträgen werden aktive latente Steuern angesetzt. Die Werthaltigkeit der latenten Steueransprüche wird an jedem Bilanzstichtag überprüft.

Ertragsteuern, die sich auf Posten beziehen, die im sonstigen Ergebnis erfasst werden, werden in der Gesamtergebnisrechnung und nicht in der Gewinn- und Verlustrechnung erfasst.

Emissionsrechte

Rechte für die produktionsbedingte Emission von CO ₂ werden zu Anschaffungskosten aktiviert und als Vorräte ausgewiesen. Die Folgebewertung der Emissionsrechte erfolgt zu Anschaffungskosten, fortgeschrieben unter Anwendung des gleitend gewogenen Durchschnittsverfahrens. Die Verpflichtung zur Abgabe von Emissionsrechten wird als sonstige kurzfristige Verbindlichkeit passiviert und mit dem Buchwert der entgeltlich erworbenen Rechte bzw. mit dem Wert von auf Termin erworbenen Rechten bewertet. Eine darüber hinausgehende Verpflichtung wird mit dem Marktwert der Emissionsrechte bewertet.

Ergebnisse aus der Veräußerung von Emissionsrechten werden als sonstige betriebliche Erträge oder Aufwendungen ausgewiesen.

Umsatzerlöse

Die Erfassung von Umsatzerlösen und sonstigen Erträgen erfolgt dann, wenn die Leistung erbracht ist bzw. die Vermögenswerte geliefert worden sind und damit der Gefahrenübergang stattgefunden hat. Sofern Strom- und Wärmelieferungen zum Bilanzstichtag nicht abzurechnen sind, werden die Erlöse kundenspezifisch abgegrenzt. Für die Mengenermittlung kommen verschiedene Abgrenzungsverfahren zum Einsatz, die unter anderem witterungsbezogene langjährige Erfahrungswerte beinhalten. Energiehandelsgeschäfte, die auf physische Erfüllung ausgerichtet sind, werden brutto in den Umsatzerlösen und Herstellungskosten ausgewiesen.

Währungsumrechnung

Fremdwährungsforderungen und -verbindlichkeiten werden zum Tageskurs erfasst und zum Devisenkurs am Bilanzstichtag bilanziert. Die Währungsdifferenzen aus ihrer Umrechnung werden, sofern sie im Zuge des operativen Leistungsprozesses anfallen, als sonstige betriebliche Aufwendungen und Erträge ausgewiesen. Währungsdifferenzen aus der Finanzierungstätigkeit sind dem Zinsergebnis zugeordnet.

Ermessensentscheidungen bei der Anwendung der Rechnungslegungsmethoden

Bei der Anwendung der Rechnungslegungsmethoden wurden insbesondere für folgende Sachverhalte Ermessensentscheidungen getroffen:

Annahmen und Schätzungen

Bei der Aufstellung des Konzernabschlusses werden Annahmen getroffen und Schätzungen verwendet, die sich auf Höhe und Ausweis der bilanzierten Vermögenswerte und Schulden, der Erträge und Aufwendungen sowie der Eventualverbindlichkeiten auswirken. Die Annahmen und Schätzungen beziehen sich im Wesentlichen auf die konzerneinheitliche Festlegung wirtschaftlicher Nutzungsdauern, die Rechnungslegung von Rückstellungen, die Abgrenzung der Erlöse aus dem Strom- und Wärmegeschäft sowie die Realisierbarkeit zukünftiger Steuerentlastungen.

Eine wesentliche Annahme für die Bewertung der Rückstellungen betrifft den Diskontierungszinssatz. Dieser beträgt für sehr lang laufende Rückstellungen wie die Entsorgung im Kernenergiebereich, die bergbaubedingten Rückstellungen und die Rückstellungen für Umweltschutz 4,75 % (Vorjahr: 5,25 %). Rückstellungen mit geringerer Laufzeit werden mit 4,50 % (Vorjahr: 5,00 %) abgezinst. Pensionsrückstellungen und Rückstellungen für Personal werden mit 5,00 % (Vorjahr: 5,75 %) abgezinst.

Aus der Herabsetzung des zur Abzinsung der Rückstellungen nach IAS 37 verwendeten Zinssatzes erhöhten sich die Rückstellungen um 163,4 Mio. € und die zugehörigen Vermögenswerte um 90,4 Mio. €.

Bei den Pensionsrückstellungen haben Änderungen des Abzinsungsfaktors aufgrund der angewandten Methoden zur Erfassung der versicherungsmathematischen Gewinne und Verluste nur geringe Auswirkungen auf den Buchwert der Pensionsrückstellungen und damit auf den Zuführungsaufwand. Der Barwert der Pensionsverpflichtung (DBO) erhöhte sich durch die Änderung des Diskontierungssatzes um 279,8 Mio. €.

Außerdem ist die Preissteigerungsrate für künftig in Anspruch zu nehmende Leistungen für die Bemessung der Rückstellungen zu schätzen.

Die Rückstellung für die Entsorgung im Kernenergiebereich basiert auf geschlossenen Verträgen und Gutachten sowie auf dem derzeitigen Stand der Entsorgungstechnik. Bei der Bemessung sind insbesondere Schätzungen des Verpflichtungsumfangs, der Kostenentwicklung sowie der Zahlungszeitpunkte erforderlich.

Darüber hinaus werden im Rahmen der Überprüfung der Werthaltigkeit von langfristigen Vermögens- sowie Geschäfts- oder Firmenwerten zukunftsbezogene Annahmen und Schätzungen vorgenommen, insbesondere hinsichtlich der Bezugskosten für Brennstoffe, der Preisentwicklung für Strom und Wärme sowie der Netznutzungsentgelte.

Die der jeweiligen Schätzung zugrunde liegenden Annahmen sind bei den einzelnen Posten der Gewinn- und Verlustrechnung sowie der Bilanz erläutert. Die tatsächlichen Werte können in Einzelfällen von den getroffenen Annahmen und Schätzungen abweichen. Zum Zeitpunkt der Aufstellung des Konzernabschlusses gab es keine Erkenntnisse über wesentliche Abweichungen von den zugrunde gelegten Annahmen und Schätzungen.

Erläuterungen zur Konzern-Gewinn- und Verlustrechnung

Der Gliederung der Gewinn- und Verlustrechnung liegt das Umsatzkostenverfahren zugrunde. Zusätzliche Informationen über die Art der Aufwendungen sind in den Erläuterungen (9) bis (11) enthalten.

Das Ergebnis des im Geschäftsjahr 2009 aufgegebenen Geschäftsbereichs wird separat in den Erläuterungen (14) dargestellt.

(1) Umsatzerlöse

(2) Herstellungskosten

Die sonstigen Herstellungskosten enthalten Aufwendungen von 0,4 Mio. € (Vorjahr: 0,4 Mio. €) aus der Auflösung von unwirksamen Cashflow Hedges.

(3) Sonstige betriebliche Erträge

(4) Sonstige betriebliche Aufwendungen

(5) Beteiligungsergebnis

(6) Finanzierungserträge

Die Gesamtzinserträge der Kategorie "Kredite und Forderungen" betragen 24,4 Mio. € (Vorjahr: 37,8 Mio. €).

(7) Finanzierungsaufwendungen

Die Gesamtzinsaufwendungen der Kategorie "finanzielle Verbindlichkeiten bewertet zu fortgeführten Anschaffungskosten" betragen 31,6 Mio. € (Vorjahr: 25,9 Mio. €).

(8) Ertragsteuern

Überleitung vom rechnerischen Steueraufwand unter Multiplikation des Ergebnisses vor Ertragsteuern mit dem in Deutschland anzuwendenden Ertragsteuersatz zum ausgewiesenen Steueraufwand:

Die Erhöhung der Ertragsteuerbelastung des Geschäftsjahres 2010 resultiert im Wesentlichen aus nicht abzugsfähigen Aufwendungen aus der Veräußerung von Tochterunternehmen. Periodenfremde Steuern resultieren insbesondere aus der Fortschreibung und Antizipation von Betriebsprüfungen.

Im Geschäftsjahr 2009 führte die Fortschreibung der Steuerbilanzen früherer Veranlagungszeiträume nach Erkenntnissen aus Betriebsprüfungen zu höheren Betriebsausgaben und im Ergebnis zu Verlustvorträgen in Vorperioden, die als Verlustabzug den Ertragsteueraufwand um 22,2 Mio. € minderten.

(9) Materialaufwand

Der in den Herstellungs-, Vertriebs- und Verwaltungskosten enthaltene Materialaufwand setzt sich wie folgt zusammen:

(10) Personalaufwand

In den Herstellungs-, Vertriebs- und Verwaltungskosten sowie in den Aufwendungen für Forschung und Entwicklung ist folgender Personalaufwand enthalten:

Von dem laufenden Versorgungsaufwand für leistungsorientierte Pensionszusagen wurden 2,5 Mio. € (Vorjahr: 2,5 Mio. €) als Beiträge an die Pensionskasse der Bewag geleistet.

Der Altersversorgungsaufwand für beitragsorientierte Pensionszusagen beträgt 37,5 Mio. € (Vorjahr: 37,9 Mio. €). Davon betreffen 16,2 Mio. € (Vorjahr: 16,0 Mio. €) laufende Arbeitgeber- und Arbeitnehmerbeiträge an die Pensionskasse der Bewag, 11,1 Mio. € (Vorjahr: 11,1 Mio. €) Aufwendungen für kongruent rückgedeckte Versorgungszusagen und Direktversicherungen sowie 10,2 Mio. € (Vorjahr: 10,8 Mio. €) Beiträge an die Vattenfall Europe Unterstützungskasse e. V.

Der Arbeitgeberanteil zur gesetzlichen Rentenversicherung beträgt 115,3 Mio. € (Vorjahr: 111,7 Mio. €).

Beschäftigte der fortgeführten Geschäftsbereiche im Jahresdurchschnitt

Der Berechnung liegt die jeweils am Quartalsende beschäftigte Anzahl der Arbeitnehmer zugrunde.

(11) Abschreibungen

In den Aufwendungen sind folgende Abschreibungen auf immaterielle Vermögenswerte, auf Sachanlagen sowie auf als Finanzinvestition gehaltene Immobilien enthalten:

Im Rahmen von Werthaltigkeitstests auf der Basis von Nutzungswerten wird geprüft, ob Wertminderungsaufwendungen zu erfassen bzw. solche aus Vorjahren zurückzunehmen sind.

Im Geschäftsjahr 2010 konnten Wertminderungen auf die Zahlungsmittel generierende Einheit Spitzenlastkraftwerke in Höhe von 100,1 Mio. € aufgrund des verringerten Diskontierungszinssatzes und geringerer Netzentgelte auf die Strombezüge der Pumpspeicherkraftwerke zurückgenommen werden.

Ebenfalls aufgrund des verringerten Diskontierungssatzes sowie verbesserter wirtschaftlicher Aussichten konnten Wertminderungen von 21,1 Mio. € für das Verteilungsnetz Berlin zurückgenommen werden.

Der Wertminderungsaufwand des Geschäftsjahres 2009 betrifft im Wesentlichen Abschreibungen auf Tagebauflächen.

Für die Zahlungsmittel generierende Einheit Spitzenlastkraftwerke konnten im Geschäftsjahr 2009 Wertminderungen von 71,5 Mio. € zurückgenommen werden. Die Netzentgelte für Strombezüge der Pumpspeicherkraftwerke werden vor dem Hintergrund geänderter rechtlicher Rahmenbedingungen und der Bescheide der Bundesnetzagentur geringer ausfallen als bislang angenommen.

Für das Verteilungsnetz Berlin konnten Wertminderungsaufwendungen aufgrund gestiegener Erwartungen der Netzentgeltentwicklung vor allem im Zusammenhang mit einer Einigung mit der Bundesnetzagentur über die sogenannte Mehrerlösabschöpfung im vierten Quartal 2009 in Höhe von 51,4 Mio. € zurückgenommen werden.

(12) Nettogewinne oder -verluste aus Finanzinstrumenten

(13) Honorare des Abschlussprüfers des Konzernabschlusses

Die Leistungen beinhalten die vom Abschlussprüfer des Konzernabschlusses für das Geschäftsjahr berechneten Gesamthonorare der Vattenfall Europe AG und ihrer Tochtergesellschaften.

(14) Aufgegebener Geschäftsbereich

Das Ergebnis des zum 30. April 2009 aufgegebenen Geschäftsbereichs untergliederte sich wie folgt:

Die Darstellung beinhaltet konzerninterne Beziehungen, die mit den fortgeführten Geschäftsbereichen bestanden.

Erläuterungen zur Konzernbilanz

(15) Entwicklung der immateriellen Vermögenswerte, der Sachanlagen sowie der als Finanzinvestition gehaltenen Immobilien

Die Zugänge zu den Anschaffungs- und Herstellungskosten resultieren mit 36,8 Mio. € (Vorjahr: 108,4 Mio. €) aus der Bildung von Rückstellungen und waren damit nicht zahlungsrelevant. Die Abgänge beinhalten 94,6 Mio. € (Vorjahr: 39,2 Mio. €) aus der Herabsetzung von Rückstellungen.

Die Zugänge des Jahres 2010 beinhalten wie im Vorjahr keine Aktivierung von Fremdkapitalzinsen. Der Saldo der Umbuchungen resultiert aus dem gesonderten Ausweis der zur Veräußerung gehaltenen Vermögenswerte. Von den Abschreibungen des Geschäftsjahres 2009 entfielen 0,3 Mio. € auf den aufgegebenen Geschäftsbereich.

Der Geschäfts- oder Firmenwert entfällt mit 140,6 Mio. € auf die Zahlungsmittel generierende Einheit Wärme Berlin. Der übrige Geschäfts- oder Firmenwert von 11,1 Mio. € ist der Zahlungsmittel generierenden Einheit Generation Grundlastkraftwerke zugeordnet. Mit der Veräußerung der 50Hertz Transmission GmbH geht der zugehörige Geschäfts- oder Firmenwert von 28,1 Mio. € aus dem Konsolidierungskreis ab.

Der beizulegende Zeitwert der als Finanzinvestition gehaltenen Immobilien beträgt 82,8 Mio. € (Vorjahr: 86,5 Mio. €). Die Ermittlung des Zeitwerts erfolgt durch interne Gutachter überwiegend auf der Basis von Marktdaten. Zur Wertermittlung wurde grundsätzlich das Vergleichswert- oder ein vereinfachtes Ertragswertverfahren herangezogen. Es wurden Mieteinnahmen in Höhe von 11,0 Mio. € (Vorjahr: 10,8 Mio. €) erzielt. Den Finanzinvestitionen direkt zurechenbare betriebliche Aufwendungen einschließlich Reparaturen und Instandhaltung betrugen 13,9 Mio. € (Vorjahr: 15,5 Mio. €) für vermietete Immobilien und 8,6 Mio. € (Vorjahr: 6,8 Mio. €) für nicht vermietete Immobilien.

(16) Konzernanteil an den nach der Equity-Methode bilanzierten Unternehmen

Die Umgliederung des Geschäftsjahres 2009 betraf den gesonderten Ausweis der als zur Veräußerung gehaltenen Vermögenswerte. Für den Anteil an einem Unternehmen wird die Veräußerung nicht mehr als höchstwahrscheinlich angesehen und der Ausweis sowie die Bewertung nach der Equity-Methode für das gesamte Geschäftsjahr 2010 wiederhergestellt. Der Vorjahresausweis wurde entsprechend angepasst, siehe Erläuterungen (24).

(17) Latente Steuern

Die aktiven und passiven latenten Steuern beziehen sich auf folgende Bilanzposten:

Temporäre Differenzen im Sachanlagevermögen führen aufgrund anderer Nutzungsdauern sowie der nur linearen Abschreibung nach IFRS gegenüber einer, soweit zulässig, degressiven Abschreibung in der Steuerbilanz überwiegend zu einem Ausweis passiver latenter Steuern.

Die latenten Steuern auf Rückstellungen resultieren überwiegend aus temporären Differenzen in den Pensionsrückstellungen. Insbesondere aufgrund eines niedrigeren Zinssatzes für die Diskontierung der Verpflichtung sowie der Berücksichtigung künftiger Steigerungen für Pensionen und deren Bemessungsgrundlagen liegen die Rückstellungen nach IFRS über den Werten in der Steuerbilanz. Außerdem resultieren latente Steuern aus den Rückstellungen für die Entsorgung im Kernenergiebereich.

Die aktiven latenten Steuern aus den kurzfristigen Vermögenswerten beziehen sich im Wesentlichen auf das ausschließlich in der Steuerbilanz im Rahmen der Aufstellung der DM-Eröffnungsbilanz gebildete Sonderverlustkonto.

Die passiven latenten Steuern aus den kurzfristigen Vermögenswerten beziehen sich auf die Bewertung der Vorräte. Der IFRS-Wert liegt über dem Wert in der Steuerbilanz, da Wertberichtigungen nach IFRS absatzorientiert erfolgen, während in der Steuerbilanz Wertberichtigungen beschaffungsmarktorientiert ermittelt werden.

Die passiven latenten Steuern aus den kurzfristigen Schulden beziehen sich zum 31. Dezember 2009 im Wesentlichen auf die nur in der Steuerbilanz gebildete Rückstellung für regulatorische Verbindlichkeiten.

Die latenten Steuern aus steuerlichen Verlustvorträgen verringerten sich durch Nutzung der steuerlichen Verlustvorträge.

Die temporären Differenzen aus Cashflow Hedges betreffen die zum Zeitwert bilanzierten Derivate aus Sicherungsbeziehungen. Diese werden in der Steuerbilanz nicht angesetzt.

(18) Sonstige Finanzanlagen

Der Zeitwert der sonstigen Beteiligungen kann nicht verlässlich ermittelt werden.

Von den langfristigen Forderungen sind 12,8 Mio. € (Vorjahr: 20,6 Mio. €) der Kategorie "ausgereichte Kredite und Forderungen" zugeordnet. Im Wesentlichen handelt es sich um Darlehen an Darlehensnehmer im Geschäftsumfeld der Konzernunternehmen und an Mitarbeiter. Der Buchwert stellt eine vernünftige Annäherung des beizulegenden Zeitwerts dar.

(19) Biologische Vermögenswerte

Im Geschäftsjahr 2010 hat das Tochterunternehmen Energy Crops GmbH seinen Geschäftsbetrieb aufgenommen. In sogenannten Kurzumtriebsplantagen werden schnell wachsende Bäume wie Pappeln, Weiden oder Robinien angebaut, die als Rohstoff für die Energieerzeugung genutzt werden sollen. Die Bewirtschaftung der Kurzumtriebsplantagen erfolgt durch Kooperationspartner. Diese sind verpflichtet, Schäden an dem Pflanzenbestand durch eine Haftpflichtversicherung abzudecken.

Der Buchwert der biologischen Vermögenswerte entwickelte sich wie folgt:

(20) Vorräte

(21) Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen

Die sonstigen Forderungen beinhalten im Wesentlichen Forderungen an das Finanzamt aus übrigen Steuern und Zulagen, Forderungen an Gesellschafter, Forderungen aus dem Verkauf von Anlagevermögen sowie sonstige Vermögenswerte.

Entwicklung der Wertberichtigungen

Der Buchwert der Forderungen aus Lieferungen und Leistungen sowie der sonstigen Forderungen stellt eine vernünftige Annäherung des beizulegenden Zeitwerts dar.

(22) Wertpapiere und sonstige Anlagen

Die Wertpapiere und Aktien sind zum Zeitwert bilanziert, der mithilfe von in aktiven Märkten notierten Preisen bestimmt wurde. Die festverzinslichen Anleihen werden mit Zinssätzen von 2,00 % bis 5,00 % (Vorjahr: 2,00 % bis 5,25 %) verzinst. Die sonstigen Anlagen wurden im Geschäftsjahr 2010 zurückgeführt.

(23) Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente

Zum 31. Dezember 2010 unterlagen die Finanzmittelbestände wie im Vorjahr keinen Verfügungsbeschränkungen.

Der beizulegende Zeitwert der Zahlungsmitteläquivalente zum 31. Dezember 2010 entspricht dem Buchwert. Die kurzfristigen Einlagen und Termingeldanlagen erfolgen für unterschiedliche Zeiträume, die zwischen einem Tag und drei Monaten betragen. Diese werden mit den jeweils gültigen marktüblichen Zinssätzen für kurzfristige Anlagen verzinst.

(24) Zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte

Die zur Veräußerung gehaltenen Vermögenswerte setzen sich aus folgenden Hauptgruppen zusammen:

Zum 31. Dezember 2010 werden die Anteile an einem assoziierten Unternehmen sowie Sachanlagevermögen als zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte ausgewiesen. Es wird erwartet, dass die Verträge im Geschäftsjahr 2011 unterzeichnet werden oder dass die Closing-Bedingungen im Geschäftsjahr 2011 erfüllt sein werden. Wertminderungen oder Rücknahmen von Wertminderungen waren wie im Vorjahr nicht zu erfassen.

Zum 31. Dezember 2009 wurden die nach der Equity-Methode bewerteten Anteile an drei Unternehmen sowie Sachanlagevermögen als zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte ausgewiesen. Davon wurden die Anteile an der Städtische Werke AG im Geschäftsjahr 2010 veräußert. Für den Anteil an einem weiteren Unternehmen wird die Veräußerung nicht mehr als höchstwahrscheinlich angesehen und der Ausweis und die Bewertung nach der Equity-Methode für das gesamte Geschäftsjahr 2010 wiederhergestellt. Hieraus ergaben sich keine Wertminderungen. Der Vorjahresausweis wurde entsprechend angepasst. Der Beginn der Vergleichsperiode zum 1. Januar 2009 sowie die Gewinn- und Verlustrechnung des Geschäftsjahres 2009 sind nicht betroffen, da die Klassifzierung als zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte erst am 31. Dezember 2009 vorgenommen wurde.

(25) Eigenkapital

Das voll eingezahlte gezeichnete Kapital in Höhe von 258,5 Mio. € ist eingeteilt in 202.209.746 nennwertlose Stückaktien mit Einfachstimmrecht.

Die Rücklagen sind unterteilt in Kapitalrücklage, Gewinnrücklagen und Rücklage für Wertänderungen. Die Kapitalrücklage enthält über den Nennbetrag des gezeichneten Kapitals hinausgehende Einzahlungen der Gesellschafter. Die Rücklage für Wertänderungen beinhaltet die Gewinne oder Verluste aus zur Absicherung des Cashflow eingesetzten Finanzinstrumenten (Cashflow Hedge).

Vattenfall Europe AG hat im Geschäftsjahr 2010 eine Dividende von 9,65 € je Stückaktie, das entspricht 1.951.324.048,90 € für 202.209.746 Aktien für die Geschäftsjahre 2008 und 2009 ausgeschüttet. Im Geschäftsjahr 2011 ist keine Ausschüttung vorgesehen.

(26) Anteile anderer Gesellschafter an Personengesellschaften

Der Zeitwert der Anteile anderer Gesellschafter an Personengesellschaften entspricht deren Anteil am Reinvermögen der Tochterunternehmen zum Bilanzstichtag.

(27) Rückstellungen für Pensionen

Die betriebliche Altersversorgung basiert im Konzern auf tarifvertraglichen und betrieblichen Regelungen. Daneben existieren einzelvertragliche Regelungen im außertariflichen Bereich. Versorgungszusagen beruhen sowohl auf beitrags- als auch leistungsorientierten Versorgungsplänen mit Alters-, Invaliden- und Hinterbliebenenleistungen.

Beitragsorientierte Versorgungspläne werden hauptsächlich über die externen Versorgungskassen Pensionskasse der Bewag und Vattenfall Europe Unterstützungskasse e. V. durchgeführt, außerdem existieren auch unmittelbare Versorgungszusagen mit einer an den jeweils Begünstigten verpfändeten kongruenten Rückdeckungsversicherung. Bei den Beitragszusagen geht das Unternehmen über die Entrichtung von Beiträgen an Versorgungseinrichtungen hinaus keine weitere Verpflichtung ein.

Leistungszusagen begründen hingegen direkte Pensionsansprüche der Mitarbeiter an das Unternehmen, die deshalb als Rückstellung zu bilanzieren sind. Der überwiegende Teil der Zusagen entfällt auf die beiden nachstehend erläuterten Versorgungspläne:

Plan 1: Mitarbeiter, die Mitglied der Pensionskasse der Bewag sind und vor dem 1. Januar 1984 eingestellt wurden, haben einen Anspruch auf die Versorgung nach der sogenannten Zusatzregelung. Das Unternehmen sagt diesen Mitarbeitern nach Erreichung der Altersgrenze eine Altersrente von max. 80 % des pensionsfähigen Einkommens zu. Auf diese Zusage werden die ungekürzte Rente aus der gesetzlichen Rentenversicherung zur Hälfte und die Leistungen der Pensionskasse einschließlich Gewinnrente in voller Höhe angerechnet. Zur Finanzierung der Leistungen der Pensionskasse zahlen die Mitarbeiter und der Konzern einen monatlichen Beitrag.

Die ausgewiesene Pensionsverpflichtung (DBO) enthält die gesamten Pensionsverpflichtungen gegenüber den Mitarbeitern einschließlich der Ansprüche der Mitarbeiter gegen die Pensionskasse. Als externes Planvermögen wird der Marktwert des zugehörigen Pensionskassenvermögens zum Bilanzstichtag angesetzt.

Plan 2: Die Versorgungsverpflichtungen beruhen vor allem auf einer Betriebsvereinbarung über ein Gesamtversorgungssystem, durch die alle vor dem 1. April 1991 in Hamburg unbefristet beschäftigten Mitarbeiter mit einer zehnjährigen Betriebszugehörigkeit begünstigt sind. Das Ruhegeld wird unter Anrechnung der gesetzlichen Rente und anderer Renten aus früherer Erwerbstätigkeit auf eine Versorgungsobergrenze von in der Regel 65 % des ruhegeldfähigen Gehalts begrenzt.

Versicherungsmathematische Prämissen

Die Rentensteigerungsrate ist von der jeweiligen Zusage und die Fluktuationsrate vom Alter und Geschlecht der Begünstigten abhängig.

Für das Planvermögen der Pensionskasse der Bewag wird eine Rendite von 4,00 % (Vorjahr: 4,25 %) erwartet. Den Aktiva der rückgedeckten Versorgungszusagen liegt wie im Vorjahr ein Zinssatz von 5,00 % zugrunde.

Entwicklung der Pensionsrückstellungen

Die Pensionsaufwendungen setzen sich wie folgt zusammen:

Zusammensetzung der Pensionsverpflichtung (DBO)

Zusammensetzung des beizulegenden Zeitwerts des Planvermögens

Trendanalyse

Die tatsächlichen Erträge aus Planvermögen beliefen sich auf 59,6 Mio. € (Vorjahr: 76,9 Mio. €). Im Geschäftsjahr 2011 wird die Zahlung in das Planvermögen voraussichtlich 2,9 Mio. € betragen.

(28) Andere Rückstellungen

Die Zuführungen führten in Höhe von 36,8 Mio. € zur Aktivierung von Sachanlagen. Daneben ergaben sich Herabsetzungen von Rückstellungen von 94,6 Mio. €, die gegen Sachanlagen zu verrechnen waren. Diese sind in der Spalte Auflösungen enthalten. Die Umbuchungen betreffen die Saldierung mit dem Planvermögen sowie Umgliederungen in die Verbindlichkeiten.

Die bergbaubedingten Rückstellungen betreffen insbesondere die Wiedernutzbarmachung, Ortsverlegungen und Entschädigungen sowie die Sanierung von Deponien.

Die Rückstellungen für die Entsorgung im Kernenergiebereich abzüglich hierfür geleisteter Anzahlungen werden aufgrund einer öffentlich-rechtlichen Verpflichtung (Atomgesetz) für die Entsorgung bestrahlter Kernbrennelemente (einschließlich Fertigungsmehrkosten) sowie die Stilllegung und Beseitigung der Kraftwerksanlagen und die Entsorgung radioaktiver Betriebsabfälle gebildet. Der Bemessung der Rückstellungen liegen die geschlossenen Verträge, Gutachten sowie der derzeitige Stand der Entsorgungstechnik zugrunde.

Die Rückstellungen für Personal wurden vor allem für Vorruhestands- und Altersteilzeitverpflichtungen, für Zeitguthaben sowie für sonstige Verpflichtungen gebildet. Die Zuführungen beinhalten auch die im Geschäftsjahr 2010 erstmalig anfallenden Aufwendungen im Rahmen des Projekts zur Erhaltung der Wettbewerbsfähigkeit und Zukunftssicherung des Konzerns Vattenfall Europe.

Die Rückstellungen für steuerliche Risiken beinhalten auch die Zinsen, die entsprechend der Nachzahlungszeiträume auf die voraussichtlichen Steuerzahlungen entfallen.

Die Rückstellungen für Umweltschutz werden im Wesentlichen für den Austausch von kontaminiertem Boden auf Grundstücken sowie die Sicherung, Sanierung und Rekultivierung von Aschedeponien gebildet.

Die übrigen anderen Rückstellungen beinhalten vor allem Rückstellungen für Grunddienstbarkeiten gemäß § 9 Grundbuchbereinigungsgesetz und Prozessrisiken. Außerdem wurde eine Rückstellung für drohende Verluste aus der Zusage, Vorausleistungen in den Fonds zur Förderung von erneuerbaren Energien zu leisten (siehe (43) Eventualverbindlichkeiten), gebildet.

Die voraussichtliche Inanspruchnahme der Rückstellungen wird - ausgehend vom am 31. Dezember 2010 bilanzierten Barwert - wie folgt erwartet:

Die voraussichtliche Inanspruchnahme der Rückstellungen wurde - ausgehend vom am 31. Dezember 2009 bilanzierten Barwert - wie folgt erwartet:

Der Abfluss der bergbaubedingten Rückstellungen und der Rückstellungen für die Entsorgung im Kernenergiebereich erstreckt sich voraussichtlich bis zum Jahr 2040 bzw. 2080.

(29) Finanzschulden

Der beizulegende Zeitwert beträgt für die Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten 311,9 Mio. € (Vorjahr: 408,9 Mio. €) und für die sonstigen Finanzschulden 26,3 Mio. € (Vorjahr: 35,7 Mio. €). Bei der Ermittlung des beizulegenden Zeitwerts wurde grundsätzlich auf den Zeitpunkt der nächsten Zinsfestschreibung abgestellt und eine Volltilgung des Darlehens unterstellt.

Für die Finanzschulden gegenüber assoziierten Unternehmen sowie für die Verbindlichkeiten aus Finanzierungsleasing stellt jeweils der Buchwert eine vernünftige Annäherung des beizulegenden Zeitwerts dar.

Von den Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten sind 49,4 Mio. € (Vorjahr: 55,0 Mio. €) durch Grundpfandrechte sowie 0,2 Mio. € (Vorjahr: 0,3 Mio. €) durch Sicherungsübereignung gesichert.

(30) Zuwendungen der öffentlichen Hand

Bei den Zuwendungen der öffentlichen Hand handelt es sich um Investitionszuschüsse und -zulagen.

(31) Sonstige langfristige Verbindlichkeiten

Bei den sonstigen langfristigen Verbindlichkeiten handelt es sich mit 19,3 Mio. € (Vorjahr: 25,1 Mio. €) um Finanzinstrumente der Kategorie "bewertet zu fortgeführten Anschaffungskosten". Der Buchwert stellt eine vernünftige Annäherung an den Zeitwert dar.

(32) Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen

Der Buchwert stellt eine vernünftige Annäherung an den Zeitwert dar.

(33) Sonstige kurzfristige Verbindlichkeiten

Die derivativen finanziellen Verbindlichkeiten werden mit ihrem Zeitwert in der Bilanz angesetzt. Der Buchwert der übrigen sonstigen kurzfristigen Verbindlichkeiten stellt eine vernünftige Annäherung an den Zeitwert dar.

(34) Klassen und Kategorien von Finanzinstrumenten

Die in der Konzernbilanz ausgewiesenen Finanzinstrumente gliedern sich wie folgt:

Die erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewerteten finanziellen Verbindlichkeiten sind zu Handelszwecken gemäß IAS 39 gehalten. Zu Sicherungszwecken eingesetzte derivative Finanzinstrumente dienen der Absicherung von Zahlungsströmen (Cashflow Hedge).

Erläuterungen zur Konzern-Kapitalflussrechnung

In der Kapitalflussrechnung wird die Entwicklung der Zahlungsströme getrennt nach Mittelzuflüssen und Mittelabflüssen aus der laufenden Geschäftstätigkeit, der Investitionstätigkeit und der Finanzierungstätigkeit ausgewiesen. Ausgewiesen werden die Zahlungsflüsse aller Konzernunternehmen während ihrer Konzernzugehörigkeit.

(35) Mittelabfluss aus der Investitionstätigkeit

Die Auszahlungen für Investitionen in das Sachanlagevermögen, das immaterielle Anlagevermögen und als Finanzinvestition gehaltene Immobilien bzw. die Einzahlungen aus entsprechenden Veräußerungen decken sich nicht mit den bei der Entwicklung dieser Vermögenswerte gezeigten Zugängen bzw. Abgängen, da Zahlungsflüsse auch in späteren Perioden erfolgen können.

(36) Finanzmittelfonds

Der Finanzmittelbestand umfasst alle Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente. Er beinhaltet den Kassenbestand, Bankguthaben und kurzfristige Einlagen mit ursprünglichen Fälligkeiten von weniger als drei Monaten.

(37) Veräußerung von Tochterunternehmen

Vermögenswerte und Schulden mit Ausnahme der Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente der veräußerten Tochtergesellschaften zum Veräußerungszeitpunkt:

Der Veräußerungspreis von insgesamt 466,1 Mio. € (Vorjahr: 287,4 Mio. €) wurde in Höhe von 465,2 Mio. € (Vorjahr: 116,7 Mio. €) durch Zahlungsmittel beglichen. Aus Verkäufen des Geschäftsjahres 2009 wurden weitere 170,7 Mio. € im Geschäftsjahr 2010 durch Zahlungsmittel beglichen. Mit dem Verkauf wurden Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente der Tochterunternehmen in Höhe von 0,7 Mio. € (Vorjahr: 82,0 Mio. €) abgegeben.

(38) Aufgegebener Geschäftsbereich

Die Kapitalflussrechnung des zum 30. April 2009 aufgegebenen Geschäftsbereichs untergliedert sich wie folgt:

Die Darstellung beinhaltet konzerninterne Beziehungen, die mit den fortgeführten Geschäftsbereichen bestanden. Der Finanzmittelfonds am 30. April 2009 wurde mit den Einzahlungen aus der Veräußerung von Beteiligungen verrechnet.

Sonstige Erläuterungen

(39) Leasingverhältnisse

Finanzierungs-Leasingverhältnisse

Folgende geleaste Vermögenswerte sind als Sachanlagen aktiviert:

Die Position andere Anlagen, Betriebs- und Geschäftsausstattung beinhaltet hauptsächlich geleaste Großbildwände für Kraftwerksleitstände und Großformatdrucker, die zum fortgeführten Barwert der Leasingzahlungen bewertet wurden. Die Buchwerte stellen eine vernünftige Annäherung des beizulegenden Zeitwerts dar.

Die Verbindlichkeiten aus diesen Finanzierungs-Leasingverhältnissen werden in den Finanzschulden ausgewiesen:

Operating-Leasingverhältnisse

Die zukünftigen Leasingzahlungen aus unkündbaren Operating-Leasingverhältnissen verteilen sich voraussichtlich auf folgende Restlaufzeiten:

Die Verpflichtungen aus Miet- und Leasingverträgen betreffen ausschließlich Mietverträge, bei denen die Konzernunternehmen nicht die wirtschaftlichen Eigentümer der gemieteten Vermögenswerte sind.

Die Leasingverträge wurden im Wesentlichen für Bürogebäude, Fahrzeuge und Hardware abgeschlossen. In den Leasingverträgen ist eine unkündbare Laufzeit von durchschnittlich 20 Jahren für Gebäude, drei Jahren für Fahrzeuge sowie von zwei Jahren für Hardware festgelegt. Kauf- oder Verlängerungsoptionen können zu unterschiedlichen Zeitpunkten ausgeübt werden.

Die Verwaltungskosten enthalten Zahlungen für Mieten für Bürogebäude von 20,8 Mio. € (Vorjahr: 20,5 Mio. €) sowie Leasingzahlungen für Fahrzeuge von 10,9 Mio. € (Vorjahr: 11,1 Mio. €) und für Hardware von 8,2 Mio. € (Vorjahr: 10,7 Mio. €).

Der Konzern tritt außerdem als Leasinggeber von Operating-Leasingverhältnissen auf. Die zukünftigen Einzahlungen verteilen sich auf folgende Restlaufzeiten:

Als Leasinggegenstand werden eine Werkstatt sowie Büro- und Nebenflächen vermietet. Die Bewertung erfolgt zu fortgeführten Anschaffungskosten. Die ursprüngliche Laufzeit der Leasingverträge beträgt drei Jahre und fünf Jahre. Werden die Verträge nicht fristgerecht gekündigt, verlängern sie sich um ein weiteres Jahr. Es bestehen keine Kaufoptionen.

Grenzüberschreitende Finanzierungstransaktion (sogenanntes Cross-Border-Leasing)

Der Konzern hat im Geschäftsjahr 2001 zwei Müllverwertungsanlagen langfristig (75 Jahre) an einen Investor in den USA vermietet und diese Anlagen gleichzeitig mit einer Grundmietzeit von 23 bzw. 24 Jahren von diesem zurückgemietet. Nach Ablauf der Grundmietzeit besteht die Option, dem US-Investor dessen Rechte aus dem Mietvertrag abzukaufen und damit die Gesamttransaktion beenden zu können.

Das Entgelt für die Anmietung durch den US-Investor und das Entgelt für die Rückmietung durch den Konzern wurden zum Barwert sofort entrichtet und erfolgswirksam vereinnahmt. Der Konzern bleibt während der Laufzeit der Rückmietverträge Eigentümer der Müllverwertungsanlagen.

Gemäß SIC 27 fallen die Verträge nicht unter IAS 17.

Bei einer früheren Beendigung durch Verschulden des Konzerns ist der dem US-Investor entstehende Schaden zu ersetzen. Dieser hätte zum 31. Dezember 2010 rund 79 Mio. € (Vorjahr: 67 Mio. €) betragen. Davon entfallen auf Anteile anderer Gesellschafter rund 25 Mio. € (Vorjahr: 21 Mio. €).

(40) Derivative Finanzinstrumente

Das Nominalvolumen der derivativen Finanzinstrumente entspricht der Summe aller den Derivaten zugrunde liegenden Kauf- und Verkaufswerte und wird unsaldiert dargestellt.

Sicherungsbeziehungen werden zur Absicherung von Zahlungsströmen bilanziert (Cashflow Hedge). Zur Absicherung der Preisrisiken von Strom, Kohle, Öl, Gas und CO ₂ -Emissionszertifikaten werden Sicherungsgeschäfte in Form von Commodity-Derivaten (Termingeschäften und Swaps) abgeschlossen. Währungsrisiken werden über Devisentermingeschäfte abgesichert. Außerdem wurde zur Absicherung des Zinsänderungsrisikos für einen variabel verzinslichen Kredit ein Zinsswap abgeschlossen. Die Bewertung der Sicherungsgeschäfte wird in der Rücklage für Wertänderungen ausgewiesen, solange das Grundgeschäft noch nicht eingetreten ist. Mit Eintritt des Grundgeschäfts erfolgt die Umbuchung in das Jahresergebnis bzw. in die Vorräte. Die Auswirkungen der Cashflow Hedges auf das Gesamtergebnis werden in der Konzern-Gesamtergebnisrechnung dargestellt. Die erwarteten Zahlungen bzw. Ergebniswirkungen werden überwiegend im Folgejahr und insgesamt in den Jahren 2011 bis 2015 (Vorjahr: 2010 bis 2015) eintreten.

(41) Risikomanagement und Risikoexpositionen der Finanzinstrumente

Derivative Finanzinstrumente dienen der Absicherung von Commodity-, Währungs- und Zinsänderungsrisiken aus dem operativen Geschäft sowie aus Geldanlagen und Finanzierungsvorgängen. Sämtliche Geschäfte des Konzerns Vattenfall Europe zur Absicherung von Commodityrisiken werden mit der Vattenfall Energy Trading GmbH, einer Schwestergesellschaft des Konzerns, abgeschlossen, die ihrerseits mit Handelspartnern over-the-counter (OTC) und an Börsen (z. B. an der Strombörse EEX in Leipzig) handelt.

Das Risikomanagement erfolgt organisatorisch getrennt für Finanzmarkttransaktionen sowie für das Energiegeschäft. Die Bewertung von Marktrisiken erfolgt in diesen Bereichen unter Verwendung von Value-at-Risk- sowie Operating-Profit-at-Risk-Kennziffern, die zu einem betrachteten Stichtag unter gegebenen Bedingungen ein maximales Verlustrisiko anzeigen. Konzerneinheitlich wird der Value-at-Risk mit einem Konfidenzniveau von 99 % und einer Haltedauer von ein bis zehn Tagen berechnet.

Risiken sowie die Entstehung von Risikokonzentrationen werden vom unabhängigen Risikocontrolling fortlaufend überwacht. Werden gesetzte Limite überschritten, sind festgelegte Verfahrensweisen zur Meldung und Handhabung zu beachten.

Risikomanagement im Bereich der Energiegeschäfte

Für die Absicherung von Preisrisiken im Energiegeschäft werden Commodity-Derivate in Form von Termingeschäften und Swaps eingesetzt, die ausschließlich mit der Vattenfall Energy Trading GmbH gehandelt werden.

Marktrisiken im Energiegeschäft.

Das Marktrisiko berücksichtigt negative finanzielle Auswirkungen, die durch Preisänderungen auf dem Strommarkt, den Brennstoffmärkten für Kohle, Öl und Gas sowie auf dem Handelsmarkt für CO ₂ -Emissionszertifikate aufgrund noch offener Positionen eintreten können. Um diese Risiken zu begrenzen, werden Risikomandate (finanzielle Limite) festgelegt. Zur Steuerung der Marktrisiken werden täglich Risikoberichte erstellt, die einen Überblick über den Stand sowie die Preisniveaus und Volatilitäten ermöglichen.

Im Erzeugungs- und Wärmebereich werden die Strompreis-, Brennstoffpreis- sowie CO ₂ -Risiken entsprechend einer von der Leitung der Muttergesellschaft Vattenfall AB genehmigten Absicherungsstrategie ("Hedge Reference") an Vattenfall Energy Trading GmbH transferiert. Die residualen Marktrisiken aus den noch nicht abgesicherten Strom-, Brennstoff- und CO ₂ -Positionen im Erzeugungs- und Wärmebereich werden wöchentlich mit einem geeigneten Risikomodell ("Term-Market-Risk") quantifiziert. Das Risikomandat im Vertriebsbereich definiert sowohl für einzelne Kalenderjahre als auch für das Gesamtportfolio das maximale Marktrisiko (Value-at-Risk), das aus Abweichungen der tatsächlichen Positionen von der risikominimalen Position resultiert. Zusätzlich wird eine maximale Verschlechterung des Portfoliowerts für jedes Kalenderjahr sowie für das Gesamtportfolio (Verlustobergrenze) festgelegt. In indexbasierten Vertriebsverträgen sind nur solche Indizes zulässig, für die ein externer Markt existiert, an dem die hieraus entstehenden Risiken abgesichert werden können.

Die Bewertung der Marktrisiken erfolgt für die offenen Positionen grundsätzlich täglich mit den aktuellen Marktpreisen. Falls für besondere Produkte (z. B. im OTC-Handel) keine Marktpreise veröffentlicht sind, erfolgt die Preisbildung durch Modellrechnungen oder durch den Ansatz von am Markt abgeleiteten Preisen. Zur Messung der Marktrisiken mittels Value-at-Risk kommt die Delta-Normal-Methode zur Anwendung. Die Messung des Operating-Profit-at-Risk basiert auf einem intern entwickelten und genehmigten Simulationsmodell. Die Berechnung der Volatilitäten und Korrelationen für die Value-at-Risk-Berechnungen erfolgt auf Basis von 60 ungewichteten täglichen Preisänderungen. Für die längerfristigen Risiken (Operating-Profit-at-Risk bzw. Term-Market-Risk) wird die gesamte verfügbare Markthistorie herangezogen. Stresstests werden ggf. ergänzend durchgeführt. Falls die Value-at-Risk-Bewertung nicht möglich ist, werden Stressanalysen durchgeführt und ggf. zusätzliche "Worst-Case-Szenarios" berechnet.

Aus der Bewertung der Marktrisiken aus Commodities ergibt sich ein Value-at-Risk von 36,4 Mio. € (Vorjahr: 20,3 Mio. €).

Kreditrisiko.

Die Geschäftseinheiten des Konzerns Vattenfall Europe handeln alle Finanzinstrumente ausschließlich über die Vattenfall Energy Trading GmbH. Das maximale Kreditrisiko gegenüber der Vattenfall Energy Trading GmbH besteht in Höhe der Forderungen aus Lieferungen und Leistungen sowie der Derivate von insgesamt 1.231,6 Mio. € (Vorjahr: 742,4 Mio. €). Vattenfall Energy Trading GmbH ist eine 100 %ige Tochtergesellschaft der Vattenfall AB, die ein Rating von A (Standard & Poor's) und von A2 (Moody's) hat.

Liquiditätsrisiko.

Im Energiehandelsgeschäft werden das Liquiditätsrisiko des Unternehmens sowie das Marktliquiditätsrisiko betrachtet. Die Unternehmensliquidität wird durch das Risiko zeitlich versetzter Zahlungsströme aus der Absicherung von OTC-Forwards durch börsengehandelte Futures belastet. Dieses Risiko trägt ausschließlich die Vattenfall Energy Trading GmbH. Das Marktliquiditätsrisiko beschreibt potenzielle Verluste, falls eine Position oder ein Produkt aufgrund des Volumens nicht beschafft werden kann oder die Beschaffung bzw. der Verkauf den Marktpreis selbst beeinflusst. Wegen des langfristigen Charakters der Portfolios zur Vermarktung des Stroms aus eigenen Erzeugungsanlagen sind Marktliquiditätsrisiken relevant. Diese werden bei der Festlegung der Absicherungsstrategien angemessen berücksichtigt.

Risikomanagement im Strom- und Wärmegeschäft sowie in den sonstigen Geschäftsbereichen

Aus dem Forderungsbestand am Abschlussstichtag ergeben sich für den Konzern Vattenfall Europe im Wesentlichen Kredit- bzw. Ausfallrisiken im Zusammenhang mit der Versorgung von Kunden mit Strom und Wärme. Bei der Herleitung des Forderungsbestands werden branchenüblich die von Kunden erhaltenen Vorauszahlungen gegen die am Stichtag bestehenden Forderungen verrechnet. Hinsichtlich der ausgewiesenen Positionen bestehen keine zusätzlichen Sicherheiten oder Kreditverbesserungen. Der noch nicht fällige und nicht wertgeminderte Teil der ausgewiesenen Beträge führt nach derzeitiger Kenntnis zu keinen neuen Kreditrisiken.

Der Konzern schließt Geschäfte regelmäßig mit anerkannten, kreditwürdigen Partnern ab. Alle Kunden, die mit dem Konzern Geschäfte auf Kreditbasis abschließen möchten, werden einer Bonitätsprüfung unterzogen. In Abhängigkeit vom Geschäftsvolumen werden jeweils geeignete Maßnahmen (Vorauszahlungs- und Sicherheitsanforderungen, Wirtschaftsauskünfte, Mahnverfahren) zur Begrenzung von Ausfallrisiken ergriffen. In für den Konzern bedeutenden Bereichen erfolgen ebenfalls regelmäßige limitbasierte Auswertungen der Kontrahentenengagements. Prozesse und Verfahren bei Limitüberschreitungen sowie einsetzbare Elemente und Maßnahmen zur Reduzierung entstandener Kreditrisiken und daran anknüpfende Steuerungsprozesse sind konzernweit geregelt.

Erkennbaren Risiken aufgrund eingetretener Wertminderungen wird zu jedem Abschlussstichtag durch die Erfassung von Wertberichtigungen Rechnung getragen. Vattenfall Europe wendet in hohem Maße standardisierte Verfahren sowie geeignete Informationstechnologie an, durch die eine gleichbleibend hohe Qualität in der Bearbeitung von Massengeschäftsvorfällen sichergestellt wird. Die Forderungsbestände werden laufend überwacht und einem effizienten Mahnverfahren unterzogen mit der Folge, dass der Konzern keinem wesentlichen Ausfallrisiko ausgesetzt ist.

Das maximale Kreditrisiko besteht in Höhe der ausgewiesenen Forderungen aus Lieferungen und Leistungen in Höhe von 1.005,6 Mio. € (Vorjahr: 1.337,5 Mio. €). Das Risikopotenzial von Forderungsausfällen sowie daran anknüpfender Liquiditätsrisiken wird aufgrund der eingerichteten Prozesse und Steuerungsinstrumente sowie vergangenheitsbezogener Betrachtungen als gering eingeschätzt. Ein Marktrisiko besteht wegen der zum Zeitpunkt der Fakturierung bereits abgeschlossenen Leistungserbringung nicht. Besondere Liquiditätsrisiken bestehen aufgrund der überwiegend durch Vorauszahlungen abgedeckten und regelmäßig abzurechnenden Leistungserbringung gegenüber den Kunden ebenfalls nicht.

Risikomanagement bei Finanzmarkttransaktionen

Marktrisiko.

Das Marktrisiko ergibt sich bei Vattenfall Europe in erster Linie aus den Geldanlagen in Wertpapieren. Für Finanzmarkttransaktionen kommt zur Messung der Marktrisiken der Value-at-Risk auf Basis des Varianz-Kovarianz-Ansatzes zur Anwendung. Es bestehen interne Value-at-Risk-Limite, deren Einhaltung täglich überwacht werden. Ergänzend werden monatliche Stresstests durchgeführt.

Die gehaltenen Wertpapiere und sonstigen Anlagen unterliegen einem Marktrisiko, das durch einen Value-at-Risk von 2,4 Mio. € (Vorjahr: 3,0 Mio. €) quantifiziert wird.

Wechselkursrisiko.

Wechselkursrisiken ergeben sich bei Vattenfall Europe in erster Linie aus Geschäftsvorfällen in polnischen Zloty. Ziel des Währungsmanagements bei Vattenfall Europe ist die Minimierung bzw. Eliminierung von Wechselkursrisiken. Grundsätzlich erfolgt die Absicherung durch Termin- oder Swapgeschäfte. Die Entscheidung, ob das Wechselkursrisiko einer Fremdwährung abgesichert wird, bezieht unter anderem die Kriterien Volatilität, Wesentlichkeit und Wirtschaftlichkeit ein.

Ungesicherte Wechselkursrisiken werden mithilfe des Value-at-Risk-Ansatzes gemessen und durch ein Value-at-Risk-Limit begrenzt. Am Bilanzstichtag bestand kein ungesichertes Wechselkursrisiko (Vorjahr: Value-at-Risk von 0,1 Mio. €).

Zinsänderungsrisiko.

Das Zinsänderungsrisiko umfasst einen Verlust, der sich aus der Unsicherheit über die zukünftige Entwicklung von Zinssätzen ergeben kann. Das Risiko wird sowohl für gehaltene Finanzaktiva als auch für Finanzpassiva überwacht. Zu Informationszwecken werden die durchschnittliche Festzinsperiode sowie die durchschnittliche Restlaufzeit des Kreditportfolios berechnet.

Von den am 31. Dezember 2010 bestehenden Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten und sonstigen Finanzschulden in Höhe von 332,4 Mio. € (Vorjahr: 436,9 Mio. €) sind 188,9 Mio. € (Vorjahr: 226,0 Mio. €) zu variablen Zinssätzen finanziert. Die variabel verzinsten Darlehensbestände wurden wie im Vorjahr zu 59 % mittels Zinsswaps gegen starke Zinssteigerungen abgesichert. Aus den nicht abgesicherten variabel verzinsten Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten und sonstigen Finanzschulden resultiert für den Konzern ein zinsbedingtes Cashflow-Risiko. Zum Bilanzstichtag waren unter Berücksichtigung der Zinsswaps 77 % (Vorjahr: 79 %) der Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten und der sonstigen Finanzschulden festverzinslich. Aus einer Änderung des Zinsniveaus um 100 Basispunkte ergäbe sich bezogen auf die nicht gegen Zinssteigerungen abgesicherten verzinslichen Verbindlichkeiten (77,0 Mio. €; Vorjahr: 92,0 Mio. €) eine Auswirkung von 0,8 Mio. € (Vorjahr: 0,9 Mio. €) auf das Jahresergebnis. Aus Zinsswaps ergäbe sich infolge einer Veränderung des Zinsniveaus um 100 Basispunkte durch die Marktwertänderung ein Eigenkapitaleffekt von 2,5 Mio. € (Vorjahr: 3,6 Mio. €).

Kreditrisiko.

Kreditrisiken entstehen im Rahmen von Finanzmarkttransaktionen aus der Geldanlage bei Banken oder anderen Kontrahenten, aus Derivatgeschäften, dem Kauf von Anleihen oder Aktien sowie durch die Hereinnahme von Sicherheitenerklärungen von Banken oder Dritten. Einlagen bei Banken unterliegen überwiegend der Absicherung durch die deutschen Einlagensicherungsfonds. Anlagen in Wertpapieren erfolgen grundsätzlich nur, wenn für die Papiere ein funktionierender Zweitmarkt verfügbar ist. Darüber hinaus müssen die Wertpapiere mindestens ein "AA-"-Rating aufweisen. Aktienanlagen erfolgen nur in OECD-Ländern.

Das Kreditrisiko wird durch Volumenlimite pro Geschäftspartner begrenzt. Diese Limite basieren sowohl auf internen als auch externen Ratings. Das Kreditrisiko wird durch Mark-to-Market-Bewertungen der bestehenden Geschäfte pro Geschäftspartner (Kontrahent oder Emittent) gemessen. Das Risiko für Geldanlagen und verzinsliche Wertpapiere bemisst sich aus dem Nominalbetrag und den aufgelaufenen Stückzinsen. Bei Derivaten wird das Risiko aus dem Marktwert des schwebenden Geschäfts zuzüglich eines prozentualen Aufschlags für etwaige Marktwertänderungen während der Restlaufzeit ermittelt. Der Abschluss langfristiger Geschäfte erfolgt unter Vereinbarung von Rahmenverträgen.

Das maximale Kreditrisiko für Finanzmarkttransaktionen besteht in Höhe des Buchwerts der Wertpapiere und sonstigen Anlagen von 410,2 Mio. € (Vorjahr: 791,7 Mio. €), der Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente von 2.458,2 Mio. € (Vorjahr: 3.589,4 Mio. €) sowie der Derivate von 12,2 Mio. € (Vorjahr: 7,0 Mio. €). Bei Anlagen in Wertpapiere von erstklassigen Emittenten (Rating AAA) ist nicht von einem konkreten Ausfallrisiko auszugehen. Des Weiteren sind sämtliche Geldhandelsgeschäfte wegen guter Bonität oder Absicherungen durch Einlagensicherungsfonds aus Sicht des Konzerns nicht ausfallgefährdet. Aufgrund der möglichen Einsicht in die Geschäftsentwicklung der Vattenfall AB sowie der kurzfristigen Kündbarkeit der Geldanlagen ist auch bei diesen Geldhandelsgeschäften nicht von einem konkreten Ausfallrisiko auszugehen; zum 31. Dezember 2010 waren hier einschließlich des Cashpooling 2.146,2 Mio. € angelegt (Vorjahr: 3.499,6 Mio. €). Hiernach verbleibt ein auf das Volumen ausfallgefährdeter Finanzmarkttransaktionen begrenztes Kreditrisiko von 125,9 Mio. € (Vorjahr: 128,6 Mio. €). Daraus ergeben sich unter Zugrundelegung statistischer Ausfallwahrscheinlichkeiten theoretische Ausfallvolumina binnen zwei Jahren wie im Vorjahr von 0,7 Mio. € und binnen 10 Jahren von 7,9 Mio. € (Vorjahr: 8,0 Mio. €).

Liquiditätsrisiko.

Zur Sicherstellung der jederzeitigen Zahlungsfähigkeit des Konzerns wurden Kreditlinien mit Banken und Vattenfall AB vereinbart und Geldanlagen mit kurzfristiger Verfügbarkeit getätigt. Das konzernweite Liquiditätsmanagement einschließlich der Einbeziehung in den Cashpool der Vattenfall AB stellt damit die Zahlungsfähigkeit des Konzerns sowie die planmäßige Erfüllung finanzieller Verbindlichkeiten sicher. Im Rahmen der Finanzplanung des Konzerns werden sowohl vertraglich vereinbarte Zahlungen als auch die bilanzierten Barwerte der finanziellen Verbindlichkeiten erfasst und regelmäßig überwacht. Zur Steuerung und Begrenzung des Marktliquiditätsrisikos, d. h. des Risikos der Unverkäuflichkeit von Geldanlageprodukten wegen schlechter Marktnachfrage, erfolgen für die betreffenden Geldanlagen regelmäßige marktpreisbasierte Bewertungen. Außerdem sind nur Anlagen in börsennotierten Wertpapieren, die binnen weniger Handelstage marktschonend veräußert werden können, zugelassen.

Vertraglich vereinbarte Mittelabflüsse aus finanziellen Verbindlichkeiten im Anwendungsbereich von IFRS 7

Analyse der vereinbarten Fälligkeitstermine der undiskontierten finanziellen Verbindlichkeiten:

Dem Ausweis der Verbindlichkeiten aus Anteilen anderer Gesellschafter an Personengesellschaften liegt der früheste Kündigungstermin zugrunde.

Bei brutto erfüllten Derivaten (Commodity- und Währungsderivate) stehen den Auszahlungen korrespondierende Waren- bzw. Mittelflüsse gegenüber. Nicht diskontierte Zuflüsse aus derivativen Finanzinstrumenten bleiben in der Darstellung unberücksichtigt.

(42) Kapitalmanagement

Das Kapitalmanagement der Vattenfall Europe AG erfolgt im Rahmen der mittel- und langfristigen Bilanzplanung des Konzerns.

Die strategische Zielsetzung besteht zum einen in einer angemessenen Eigenkapitalausstattung, um die Zahlungsfähigkeit und Kreditwürdigkeit sicherzustellen. Zum anderen erfordert die Langfristigkeit der Sachanlagen eine angemessene Kapitalausstattung, die neben dem Eigenkapital die langfristigen Rückstellungen sowie Kredite einschließt, die fristenkongruent aufgenommen werden.

Die Vattenfall Europe AG unterliegt keinen satzungsmäßigen Kapitalerfordernissen.

(43) Eventualverbindlichkeiten

Für die Risiken aus nuklearen Schäden haben die deutschen Kernkraftwerksbetreiber nach dem Atomgesetz (AtG) und der Atomrechtliche Deckungsvorsorge-Verordnung (AtDeckV) eine Deckungsvorsorge bis zu einem Maximalbetrag von 2,5 Mrd. € je Schadensfall nachzuweisen.

Von dieser Vorsorge sind 255,6 Mio. € über eine einheitliche Haftpflichtversicherung abgedeckt. Zur Erfüllung der darüber hinaus nach AtDeckV erforderlichen Deckungsvorsorge in Höhe von 2.244,4 Mio. € je Schadensfall haben die Obergesellschaften der deutschen Kernkraftwerksbetreiber, darunter Vattenfall Europe AG, im Jahr 2001 vertraglich vereinbart, den haftenden Kraftwerksbetreiber im Schadensfall - nach Ausschöpfung von dessen eigenen Möglichkeiten und der seiner Obergesellschaften - finanziell so auszustatten, dass dieser seinen Zahlungsverpflichtungen nachkommen kann (Solidarvereinbarung). Vertragsgemäß beträgt der auf die Vattenfall Europe AG entfallende Anteil bezüglich der Haftung zuzüglich 5 % Schadensabwicklungskosten seit dem 1. Januar 2007 7,223 %. Ausreichende Liquiditätsvorsorge besteht und ist im Liquiditätsplan berücksichtigt.

Daneben besteht die Nuklear Haftpflicht GbR zur solidarischen Absicherung von Ansprüchen im Zusammenhang mit behördlich angeordneten Evakuierungsmaßnahmen im Bereich zwischen 0,5 Mio. € und 15,0 Mio. €. Die Obergesellschaften der deutschen Kernkraftwerksbetreiber haben sich entsprechend ihren Anteilen an Kernkraftwerken verpflichtet, deren Betriebsgesellschaften liquiditätsmäßig so zu stellen, dass sie ihren Verpflichtungen aus ihrer Zugehörigkeit zur Nuklear Haftpflicht GbR jederzeit nachkommen können.

Vor dem Hintergrund der 11. Novelle des Atomgesetzes haben sich die Kernkraftwerksbetreibergesellschaften und deren Konzernobergesellschaften in Deutschland durch den mit der Bundesrepublik Deutschland geschlossenen Förderfondsvertrag verpflichtet, Zahlungen in einen Fonds zu leisten, aus dem Maßnahmen zur Umsetzung des Energiekonzepts der Bundesregierung gefördert werden. Vorgesehen ist, ab 2017 einen Beitrag für die Förderung von erneuerbaren Energien zu entrichten. Von 2011 bis 2016 werden pauschale Vorauszahlungen auf die Förderbeiträge geleistet, die sich über den Gesamtzeitraum auf 1,4 Mrd. € summieren und von 2017 bis 2022 in gleichen jährlichen Raten auf die Förderbeiträge angerechnet werden. Die auf Vattenfall entfallenden Vorausleistungen betragen maximal 97,5 Mio. €.

Im Zusammenhang mit gesellschaftsrechtlichen Umstrukturierungen ist von außenstehenden Aktionären ein Spruchverfahren zur Überprüfung der Angemessenheit des Umtauschverhältnisses eingeleitet worden. Ob und in welcher Höhe sich für Vattenfall Europe AG bare Zuzahlungen ergeben, lässt sich derzeit nicht zuverlässig schätzen.

Es bestehen Bürgschaftsverpflichtungen von 25,3 Mio. € (Vorjahr: 23,1 Mio. €) sowie Eventualverbindlichkeiten aus Gewährleistungsverträgen von 0,5 Mio. € (Vorjahr: 0,5 Mio. €). An gemeinschaftlich mit anderen Anteilseignern eingegangenen Eventualschulden eines assoziierten Unternehmens haftet die Vattenfall Europe AG mit 15,7 Mio. € (Vorjahr: 16,3 Mio. €).

Die Kernkraftwerk Brokdorf GbR, Kernkraftwerk Brunsbüttel GbR, Kernkraftwerk Krümmel GbR und Kernkraftwerk Stade GbR wurden im Geschäftsjahr 2007 aufgelöst. Für Steuerrückstellungen, die der ehemalige Mitgesellschafter übernommen hat, haftet Vattenfall Europe AG gesamtschuldnerisch in Höhe von 87,9 Mio. € (Vorjahr: 84,2 Mio. €).

Aus der Veräußerung der Städtische Werke AG resultiert eine mögliche Kaufpreisminderung von maximal 4,5 Mio. €.

(44) Sonstige finanzielle Verpflichtungen

Die sonstigen finanziellen Verpflichtungen ergeben sich aus der langfristig angelegten Geschäftspolitik der Vattenfall Europe AG und ihrer Tochterunternehmen.

Insbesondere sind zu nennen:

(45) Geschäftsvorfälle mit nahestehenden Unternehmen und Personen

Ergebnisabführungen und Ausschüttungen von Dividenden sind in den Angaben nicht enthalten.

Beherrschende Unternehmen

Vattenfall AB hält über die Vattenfall (Deutschland) GmbH 100 % des Grundkapitals der Vattenfall Europe AG.

Vattenfall Treasury AB wurde im Geschäftsjahr auf die Vattenfall AB verschmolzen. Somit ist das Finanzmanagement der gesamten Vattenfall-AB-Gruppe auf Vattenfall AB übergegangen und wird hier dargestellt (im Vorjahr in den Kennzahlen zu den Schwestergesellschaften des Konzerns enthalten). Sofern vorteilhaft für beide Seiten, werden zwischen Vattenfall AB und den deutschen Gesellschaften Finanzgeschäfte vereinbart. Zum 31. Dezember 2010 wurden bei Vattenfall AB im Rahmen der kurzfristigen Finanzdisposition 1.470,0 Mio. € angelegt. Daneben resultieren Forderungen von 676,2 Mio. € aus dem laufenden Cashpooling mit Vattenfall AB. Aus abgegrenzten Zinsen sind zum Bilanzstichtag Forderungen gegenüber Vattenfall AB von 5,3 Mio. € ausgewiesen. Der Konzern erhielt im Berichtsjahr 14,9 Mio. € Zinsen. Aus der Marktbewertung derivativer Finanzinstrumente gegenüber Vattenfall AB resultiert ein Aktivposten von 12,2 Mio. € sowie ein Passivposten von 5,7 Mio. €.

Die übrigen Umsatzerlöse resultieren überwiegend aus Weiterverrechnungen von Projektkosten und Personalgestellung; 66,0 % der bezogenen Lieferungen und Leistungen betreffen Aufwendungen im Zusammenhang mit Forschung und Entwicklung seitens Vattenfall AB. Übrige Forderungen und Verbindlichkeiten stammen ebenfalls hauptsächlich aus den genannten Geschäftsvorfällen.

Unternehmen mit maßgeblicher Einflussnahme

Bei den Geschäftsvorfällen mit Unternehmen mit maßgeblicher Einflussnahme handelt es sich ausschließlich um solche mit E.ON Kernkraft GmbH.

E.ON Kernkraft GmbH ist mit 33,3 % an der Kernkraftwerk Brunsbüttel GmbH & Co. oHG beteiligt. 96,6 % der Erträge resultieren aus deren Stromliefervertrag mit der E.ON Kernkraft GmbH. Aus der Finanzierungsvereinbarung mit den Anteilseignern und der Kernkraftwerk Brunsbüttel GmbH & Co. oHG bestand am Bilanzstichtag eine Forderung gegenüber E.ON Kernkraft GmbH in Höhe von 32,7 Mio. €. E.ON Kernkraft GmbH zahlte 3,0 Mio. € Zinsen.

Schwestergesellschaften des Konzerns

99,2 % der Umsatzerlöse umfassen Stromlieferungen an Vattenfall Energy Trading GmbH. 88,6 % der bezogenen Lieferungen und Leistungen resultieren aus Strombezügen von Vattenfall Energy Trading GmbH. Für Gaslieferungen erhielt Vattenfall Energy Trading GmbH 274,1 Mio. €. Steinkohlebezüge von Vattenfall Trading Services A/S betrugen 75,1 Mio. €.

Försäkrings AB Vattenfall Insurance erbrachte Leistungen, die das Versicherungsmanagement betreffen, und berechnete dem Konzern Versicherungsprämien in Höhe von 26,2 Mio. €.

Die Forderungen und Verbindlichkeiten stammen hauptsächlich aus dem Stromgeschäft sowie aus dem Kauf und Verkauf von CO ₂ -Zertifikaten.

Aus der Marktbewertung derivativer Finanzinstrumente gegenüber Vattenfall Energy Trading GmbH resultiert ein Aktivposten von 473,3 Mio. € sowie ein Passivposten von 404,8 Mio. €.

Assoziierte Unternehmen

64,7 % der Umsatzerlöse mit assoziierten Unternehmen resultieren aus Verträgen für Stromlieferungen mit ENSO Energie Sachsen Ost AG. Für Personalgestellung und andere Dienstleistungen zahlte die Kernkraftwerk Krümmel GmbH & Co. oHG 45,9 Mio. € an den Konzern.

Die Aufwendungen umfassen im Wesentlichen die Kostenübernahme der Kernkraftwerke Krümmel, Brokdorf und Stade sowie Erdgasbezüge von der Gasag Berliner Gaswerke AG.

Die Kernkraftwerke Brokdorf, Krümmel und Stade stellten dem Konzern zum 31. Dezember 2010 Finanzmittel in Höhe von 1,2 Mrd. € zur Verfügung. Der Konzern zahlte an die Kraftwerksgesellschaften 15,3 Mio. € Zinsen. Vattenfall Europe AG wurde von den Kernkraftwerksgesellschaften bevollmächtigt, Geldmarktgeschäfte durchzuführen.

Versorgungskassen

Die Pensionskasse der Bewag betreibt als Verein im Sinne des § 53 des Gesetzes über die Beaufsichtigung der Versicherungsunternehmen Pensionsversorgung und -versicherung für Beschäftigte des Konzerns sowie für deren Hinterbliebene. Die Kapitalanlagen der Pensionskasse unterliegen der Aufsicht der Bundesanstalt für Finanzdienstleistungsaufsicht. Die Konzernunternehmen zahlten Beiträge in Höhe von 18,7 Mio. € (Vorjahr: 18,5 Mio. €).

Zweck der Vattenfall Europe Unterstützungskasse e. V. ist die freiwillige Gewährung von laufenden Renten in Form von Alters-, Invaliditäts- und Hinterbliebenenrenten oder deren Kapitalisierung an ehemalige Mitarbeiter der Trägerunternehmen sowie deren Angehörige. Zur Erfüllung ihres Zwecks hat die Unterstützungskasse Rückdeckungsversicherungen vereinbart, durch die Versorgungsaussichten und -leistungen auf ein Lebensversicherungsunternehmen übertragen wurden. Die Konzernunternehmen zahlten Beiträge von 10,2 Mio. € (Vorjahr: 10,8 Mio. €).

Nahestehende Personen

Im Geschäftsjahr fanden keine berichtspflichtigen Geschäftsvorfälle mit nahestehenden Personen statt.

Vergütung für Mitglieder des Managements in Schlüsselpositionen

(46) Aufwendungen für Organmitglieder der Vattenfall Europe AG

Die Aufwendungen für Bezüge des Vorstands beliefen sich im Berichtsjahr auf 2.837 T€ (Vorjahr: 2.739 T€). Sie bestehen aus Fixum, erfolgsbezogener Vergütung und sonstigen erfolgsunabhängigen Bezügen.

Die Bezüge früherer Mitglieder des Vorstands und ihrer Hinterbliebenen betrugen 6.566 T€ (Vorjahr: 5.101 T€). Der Anwartschaftsbarwert nach IFRS für Pensionszusagen für diesen Personenkreis belief sich am Bilanzstichtag 2010 auf 30.837 T€ (Vorjahr: 26.339 T€).

Mitglieder des Aufsichtsrats der Vattenfall Europe AG erhielten für ihre Tätigkeit in Aufsichtsräten des Konzerns 563 T€ (Vorjahr: 551 T€).

Versicherung der gesetzlichen Vertreter

Wir versichern nach bestem Wissen, dass gemäß den anzuwendenden Rechnungslegungsgrundsätzen der Konzernabschluss ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage des Konzerns vermittelt und im Konzernlagebericht, der mit dem Lagebericht der Gesellschaft zusammengefasst wurde, der Geschäftsverlauf einschließlich des Geschäftsergebnisses und die Lage des Konzerns so dargestellt sind, dass ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild vermittelt wird sowie die wesentlichen Chancen und Risiken der voraussichtlichen Entwicklung des Konzerns beschrieben sind.

Bestätigungsvermerk

Zu dem Konzernabschluss und Konzernlagebericht, der mit dem Lagebericht der Gesellschaft zusammengefasst wurde, haben wir folgenden uneingeschränkten Bestätigungsvermerk erteilt:

"Wir haben den von der Vattenfall Europe AG, Berlin, aufgestellten Konzernabschluss - bestehend aus Gewinn- und Verlustrechnung, Gesamtergebnisrechnung, Bilanz, Kapitalflussrechnung, Eigenkapitalveränderungsrechnung und Anhang - sowie den Konzernlagebericht, der mit dem Lagebericht der Gesellschaft zusammengefasst wurde, für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis 31. Dezember 2010 geprüft. Die Aufstellung von Konzernabschluss und Konzernlagebericht nach den IFRS, wie sie in der EU anzuwenden sind, und den ergänzend nach § 315 a Abs. 1 HGB anzuwendenden handelsrechtlichen Vorschriften liegt in der Verantwortung der gesetzlichen Vertreter der Gesellschaft. Unsere Aufgabe ist es, auf der Grundlage der von uns durchgeführten Prüfung eine Beurteilung über den Konzernabschluss und den Konzernlagebericht abzugeben.

Wir haben unsere Konzernabschlussprüfung nach § 317 HGB unter Beachtung der vom Institut der Wirtschaftsprüfer (IDW) festgestellten deutschen Grundsätze ordnungsmäßiger Abschlussprüfung vorgenommen. Danach ist die Prüfung so zu planen und durchzuführen, dass Unrichtigkeiten und Verstöße, die sich auf die Darstellung des durch den Konzernabschluss unter Beachtung der anzuwendenden Rechnungslegungsvorschriften und durch den Konzernlagebericht vermittelten Bildes der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage wesentlich auswirken, mit hinreichender Sicherheit erkannt werden. Bei der Festlegung der Prüfungshandlungen werden die Kenntnisse über die Geschäftstätigkeit und über das wirtschaftliche und rechtliche Umfeld des Konzerns sowie die Erwartungen über mögliche Fehler berücksichtigt. Im Rahmen der Prüfung werden die Wirksamkeit des rechnungslegungsbezogenen internen Kontrollsystems sowie Nachweise für die Angaben im Konzernabschluss und Konzernlagebericht überwiegend auf der Basis von Stichproben beurteilt. Die Prüfung umfasst die Beurteilung der Jahresabschlüsse der in den Konzernabschluss einbezogenen Unternehmen, der Abgrenzung des Konsolidierungskreises, der angewandten Bilanzierungs- und Konsolidierungsgrundsätze und der wesentlichen Einschätzungen der gesetzlichen Vertreter sowie die Würdigung der Gesamtdarstellung des Konzernabschlusses und des Konzernlageberichts. Wir sind der Auffassung, dass unsere Prüfung eine hinreichend sichere Grundlage für unsere Beurteilung bildet.

Unsere Prüfung hat zu keinen Einwendungen geführt.

Nach unserer Beurteilung aufgrund der bei der Prüfung gewonnenen Erkenntnisse entspricht der Konzernabschluss den IFRS, wie sie in der EU anzuwenden sind, und den ergänzend nach § 315 a Abs. 1 HGB anzuwendenden handelsrechtlichen Vorschriften und vermittelt unter Beachtung dieser Vorschriften ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage des Konzerns. Der Konzernlagebericht steht in Einklang mit dem Konzernabschluss, vermittelt insgesamt ein zutreffendes Bild von der Lage des Konzerns und stellt die Chancen und Risiken der zukünftigen Entwicklung zutreffend dar."

Jahresabschluss zum 31. Dezember 2010

der Vattenfall Europe AG

Bilanz

AKTIVA

Gewinn- und Verlustrechnung

Kapitalflussrechnung

Entwicklung des Anlagevermögens

Anhang

Allgemeine Vorbemerkungen

Der Jahresabschluss der Vattenfall Europe AG wurde nach den handelsrechtlichen Rechnungslegungsvorschriften und den ergänzenden Vorschriften des Aktiengesetzes aufgestellt. Alle Werte sind in Millionen Euro ausgewiesen.

Zur übersichtlicheren Darstellung sind in der Bilanz sowie Gewinn- und Verlustrechnung Posten zusammengefasst und im Anhang gesondert ausgewiesen und erläutert. Die Gewinn- und Verlustrechnung ist nach dem Gesamtkostenverfahren aufgestellt.

Vattenfall Europe AG wird in den Konzernabschluss der Vattenfall AB mit Sitz in Stockholm/Schweden einbezogen. Der Konzernabschluss der Vattenfall AB ist beim Bolagsverket in Sundsvall erhältlich. Dort ist die Gesellschaft in das Register unter der Nummer 556036-2138 eingetragen.

Mit Wirkung zum 1. Januar 2010 hat die Vattenfall Europe AG die mit Wirkung zum 30. November 2009 im Wege der Anwachsung der VASA Energy GmbH & Co. KG übergegangene Unternehmenseinheit "VASA-Projekte" mit sämtlichen zuzuordnenden Vermögensgegenständen und Schulden im Wege der partiellen Gesamtrechtsnachfolge durch Ausgliederung zur Aufnahme auf die Vattenfall Europe New Energy GmbH übertragen. Die Vorjahreswerte wurden nicht angepasst, da die Auswirkungen auf den Jahresabschluss der Vattenfall Europe AG von insgesamt untergeordneter Bedeutung sind.

Mit Wirkung zum 1. Januar 2010 sind sämtliche Vermögensgegenstände und Schulden der Verwaltungsgesellschaft VASA Energy mbH durch Übertragung ihres Vermögens unter Auflösung ohne Abwicklung als Ganzes auf die Vattenfall Europe AG verschmolzen. Die Vermögensübernahme erfolgte zu Buchwerten nach § 24 UmwG. Aufgrund der insgesamt untergeordneten Bedeutung für die Vermögens-, Finanz- und Ertragslage der Vattenfall Europe AG erfolgt keine gesonderte Darstellung der Vermögensübernahme. Das Verschmelzungsergebnis wird in der Gewinn- und Verlustrechnung als außerordentliches Ergebnis ausgewiesen.

Ansatz und Bewertung nach dem Bilanzrechtsmodernisierungsgesetz (BilMoG)

Die Vattenfall Europe AG wendet erstmalig für das Geschäftsjahr 2010 die Regelungen des am 29. Mai 2009 in Kraft getretenen BilMoG an. Soweit sich daraus Änderungen bei Ansatz und Bewertung von Bilanzposten ergeben haben, wurden die Vorjahreswerte nicht angepasst.

An Stelle dessen sind die wesentlich geänderten Bilanzposten zum 1. Januar 2010 im Vergleich zum 31. Dezember 2009 in folgender Übersicht zusammenfassend dargestellt.

Der Unterschiedsbetrag zwischen dem Jahresüberschuss per 1. Januar 2010 gegenüber dem 31. Dezember 2009 betrifft ergebniswirksame Effekte aus der BilMoG-Anpassung, die im Geschäftsjahr 2010 in den außerordentlichen Aufwendungen (143,1 Mio. €), außerordentlichen Erträgen (0,0 Mio. €) und in den Steuern vom Einkommen und vom Ertrag (-196,3 Mio. €) erfasst wurden.

Die im Vorjahr ausgewiesenen Sonderposten mit Rücklageanteil (47,9 Mio. €) wurden im Geschäftsjahr aufgelöst und ergebnisneutral in die anderen Gewinnrücklagen eingestellt.

Aus der Bewertung der Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen zum 1. Januar 2010 hat sich ein Zuführungsbetrag von 143,0 Mio. € ergeben, der im Geschäftsjahr 2010 sofort ergebniswirksam berücksichtigt wurde. Erstmals wurden Verrechnungen gemäß § 246 Abs. 2 Satz 2 HGB mit sonstigen Vermögensgegenständen vorgenommen (9,0 Mio. €).

Die sonstigen Rückstellungen wurden mit den diskontierten Erfüllungsbeträgen unter Einbeziehung von Kosten- und Preissteigerungen bewertet. Vom Wahlrecht gemäß Art. 67 Abs. 1 EGHGB, die Wertansätze gemäß HGB alter Fassung beizubehalten, soweit der aufzulösende Betrag bis zum 31. Dezember 2024 wieder zugeführt wird, wurde kein Gebrauch gemacht. Die Auflösungsbeträge (16,6 Mio. €) wurden ergebnisneutral in die anderen Gewinnrücklagen eingestellt. Erstmals wurden Verrechnungen gemäß § 246 Abs. 2 Satz 2 HGB mit Finanzanlagen vorgenommen (1,4 Mio. €). Für Personalrückstellungen, die mit den Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen vergleichbar sind, wurden im Geschäftsjahr 2010 Zuführungen in Höhe von 0,1 Mio. € ergebniswirksam berücksichtigt.

Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden

AKTIVA

Anlagevermögen

Entgeltlich erworbene immaterielle Vermögensgegenstände werden zu Anschaffungskosten erfasst und linear entsprechend ihrer voraussichtlichen Nutzungsdauer abgeschrieben.

Von dem Aktivierungswahlrecht für selbst geschaffene immaterielle Vermögensgegenstände des Anlagevermögens wird kein Gebrauch gemacht.

Sachanlagen werden zu Anschaffungs- bzw. Herstellungskosten vermindert um Abschreibungen bewertet. Die Herstellungskosten der selbst erstellten Anlagen umfassen neben den direkt zurechenbaren Einzelkosten in angemessenem Umfang anteilige Gemeinkosten. Fremdkapitalzinsen sind nicht einbezogen.

Abschreibungen für Sachanlagen, die vor dem 1. Januar 2008 angeschafft oder hergestellt wurden, werden, soweit steuerlich zulässig, nach der degressiven Methode vorgenommen. Ein Übergang auf die lineare Methode erfolgt, sobald diese zu höheren Abschreibungsbeträgen führt. Für ab dem 1. Januar 2008 angeschaffte oder hergestellte Sachanlagen wird die lineare Abschreibungsmethode angewandt.

Die Vermögensgegenstände des Sachanlagevermögens werden nach Maßgabe der voraussichtlichen Nutzungsdauer abgeschrieben.

Außerplanmäßige Abschreibungen werden vorgenommen, wenn bei dauerhafter Wertminderung der Ansatz mit einem niedrigeren beizulegenden Wert erforderlich ist. Sofern die Gründe für die außerplanmäßigen Abschreibungen entfallen sind, erfolgt eine Wertaufholung bis maximal zu den Anschaffungskosten des Vermögensgegenstands.

Von dem Wahlrecht, geringwertige Wirtschaftsgüter im Jahr der Anschaffung vollständig aufwandswirksam zu erfassen, wird Gebrauch gemacht. Wirtschaftsgüter, die in den Geschäftsjahren 2008 und 2009 angeschafft wurden, werden weiterhin als Sammelposten ausgewiesen und linear abgeschrieben.

Finanzanlagen sind zu Anschaffungskosten oder dem niedrigeren beizulegenden Wert unter Beachtung des Wertaufholungsgebots bilanziert. Außerplanmäßige Abschreibungen aufgrund vorübergehender Wertminderung werden nicht vorgenommen.

Ausleihungen werden mit ihrem Nennwert angesetzt bzw., soweit erforderlich, auf den Bilanzstichtag abgezinst.

Umlaufvermögen

Forderungen, sonstige Vermögensgegenstände und Wertpapiere sind mit dem Nennwert oder mit dem niedrigeren beizulegenden Wert angesetzt. Allen erkennbaren Einzelrisiken und dem allgemeinen Kreditrisiko wird durch angemessene Wertabschläge Rechnung getragen.

Sonderverlustkonto aus Rückstellungsbildung

Auf der Aktivseite wird für Rückstellungen, die wegen der erstmaligen Anwendung des § 249 Abs. 1 Satz 1 HGB in der D-Markeröffnungsbilanz (DMEB) zu bilden waren, ein Sonderverlustkonto aus Rückstellungsbildung nach § 17 Abs. 4 D-Markbilanzgesetz (DMBilG) ausgewiesen. Das Sonderverlustkonto verändert sich entsprechend der Inanspruchnahme und Auflösung der zugrunde liegenden DMEB-Rückstellungen. Rückstellungsverbräuche verursachen Abschreibungen auf das Sonderverlustkonto und damit Aufwand, der aufwandsartengerecht in der Gewinn- und Verlustrechnung ausgewiesen wird; bei Auflösungen der DMEB-Rückstellungen wird das Sonderverlustkonto erfolgsneutral mit den Rückstellungen verrechnet.

Die Anpassung der DMEB-Rückstellungen im Rahmen der Umstellung nach dem BilMoG hat keinen Einfluss auf das Sonderverlustkonto.

PASSIVA

Sonderposten

Als Sonderposten werden steuerfreie Zulagen nach dem Investitionszulagengesetz und erhaltene Investitionszuschüsse ausgewiesen. Die ertragswirksame Auflösung erfolgt entsprechend dem Abschreibungsverlauf der betreffenden Vermögensgegenstände.

Rückstellungen

Bei der Bemessung der Rückstellungen wird allen erkennbaren Risiken und ungewissen Verbindlichkeiten nach vernünftiger kaufmännischer Beurteilung in notwendigem Umfang Rechnung getragen.

Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen sowie die unter den sonstigen Rückstellungen erfassten Jubiläumszuwendungen werden versicherungsmathematisch unter Zugrundelegung biometrischer Wahrscheinlichkeiten (Richttafeln Heubeck 2005 G) nach dem Anwartschaftsbarwertverfahren ermittelt. Verpflichtungen aus Vorruhestandsregelungen und Aufstockungsbeträge aus Alterteilzeitverträgen sind mit dem versicherungsmathematischen Barwert angesetzt. Zukünftig erwartete Entgelt- und Rentensteigerungen werden bei der Ermittlung der Verpflichtungen berücksichtigt.

Seit dem Geschäftsjahr 2010 wird statt des bislang verwendeten Teilwertverfahrens das Anwartschaftsbarwertverfahren angewendet. Dieses Verfahren stellt eine verursachungsgerechtere Verteilung von Pensionsverpflichtungen sicher, so dass jedem Wirtschaftsjahr der tatsächlich angefallene Aufwand zugerechnet werden kann. Das Verfahren ermöglicht insofern die Vollständigkeit des Schuldenausweises, als dass ausschließlich erdiente Versorgungsansprüche zu einer Rentenverpflichtung führen.

Versicherungsmathematische Prämissen

Bei dem zugrunde gelegten Rechnungszins für die Abzinsung handelt es sich um den von der Deutschen Bundesbank ermittelten und veröffentlichten durchschnittlichen Marktzinssatz der vergangenen sieben Geschäftsjahre für eine angenommene Restlaufzeit von 15 Jahren für langfristige Pensions- und Personalrückstellungen und von 3 Jahren für Altersteilzeit- und Vorruhestandsrückstellungen.

Soweit Pensionsverpflichtungen mit einem Aktivwert einer Versicherung rückgedeckt sind, werden diese mit den jeweiligen Rückstellungen saldiert.

Kongruent rückgedeckte Altersversorgungszusagen, deren Höhe sich somit ausschließlich nach dem beizulegenden Zeitwert eines Rückdeckungsversicherungsanspruchs bestimmt, sind mit diesem bewertet, soweit er den garantierten Mindestbetrag (diskontierter Erfüllungsbetrag der Garantieleistung) übersteigt. Der beizulegende Zeitwert eines Rückdeckungsversicherungsanspruchs besteht aus dem sogenannten geschäftsplanmäßigen Deckungskapital des Versicherungsnehmers zuzüglich eines etwa vorhandenen Guthabens aus Beitragsrückerstattungen (sogenannte Überschussbeteiligung).

Zur Insolvenzsicherung von Wertguthaben im Sinne von § 8a Altersteilzeitgesetz und von Arbeitszeitguthaben der Mitarbeiter des Konzerns Vattenfall Europe sind entsprechende Mittel dem Vattenfall Europe Treuhand e. V. übertragen. Sie werden vom Vattenfall Europe Treuhand e. V. treuhänderisch für die Vattenfall Europe AG verwaltet und sind dem Zugriff übriger Gläubiger entzogen. Die auf die Vattenfall Europe AG entfallenen Vermögenswerte werden mit den zugehörigen Rückstellungen saldiert.

Der Zinsanteil aus der Zuführung zu den Pensions- und sonstigen Rückstellungen wird im Zinsergebnis erfasst.

Die anderen sonstigen Rückstellungen werden mit dem nach vernünftiger kaufmännischer Beurteilung notwendigen Erfüllungsbetrag bewertet. Zukünftige Preis- und Kostensteigerungen werden berücksichtigt, sofern ausreichende objektive Hinweise für deren Eintritt vorliegen. Dabei werden Rückstellungen mit einer Restlaufzeit von mehr als einem Jahr mit dem ihrer Restlaufzeit entsprechenden durchschnittlichen Marktzinssatz der vergangenen 7 Geschäftsjahre abgezinst. Die anzuwendenden Zinssätze werden von der Deutschen Bundesbank regelmäßig veröffentlicht.

Verbindlichkeiten

Verbindlichkeiten werden mit ihrem Erfüllungsbetrag angesetzt.

Rechnungsabgrenzungsposten

Erhaltene Baukostenzuschüsse werden als passive Rechnungsabgrenzungsposten ausgewiesen und über die voraussichtliche Nutzungsdauer der zugehörigen Anlagegüter linear aufgelöst.

Latente Steuern

Latente Steuern werden auf temporäre oder quasi-permanente Differenzen zwischen den handelsrechtlichen Wertansätzen von Vermögensgegenständen, Schulden und Rechnungsabgrenzungsposten und ihren steuerlichen Wertansätzen oder aufgrund steuerlicher Verlustvorträge ermittelt. Dabei werden nicht nur die Unterschiede aus eigenen Bilanzposten einbezogen, sondern auch solche, die bei Organgesellschaften bzw. bei Personengesellschaften bestehen, an denen Vattenfall Europe AG als Gesellschafter beteiligt ist. Die Beträge der sich ergebenden Steuerbe- und -entlastung werden mit den unternehmensindividuellen Steuersätzen im Zeitpunkt des Abbaus der Differenzen bewertet und nicht abgezinst. Aktive und passive Steuerlatenzen werden saldiert ausgewiesen. Die Aktivierung aktiver latenter Steuern unterbleibt in Ausübung des dafür bestehenden Ansatzwahlrechts.

WÄHRUNGSUMRECHNUNG

Geschäftsvorfälle in fremder Währung werden mit dem Kurs zum Zeitpunkt der erstmaligen Erfassung bewertet. Am Bilanzstichtag erfolgt für Vermögensgegenstände und Verbindlichkeiten eine Umrechnung mit dem Devisenkassamittelkurs. Das Niederstwertprinzip für Forderungen mit einer Restlaufzeit von mehr als einem Jahr und das Höchstwertprinzip für Verbindlichkeiten mit einer Restlaufzeit von mehr als einem Jahr werden im Wertansatz beachtet.

Erläuterungen zur Bilanz

(1) Anlagevermögen

Die Aufgliederung der in der Bilanz zusammengefassten Anlageposten im Berichtsjahr 2010 ist in der Entwicklung des Anlagevermögens dargestellt.

Mit Wirkung zum 1. Januar 2010 hat die Vattenfall Europe AG die Unternehmenseinheit "VASA-Projekte" gegen Gewährung eines neuen Geschäftsanteils an die Vattenfall Europe New Energy GmbH übertragen (0,9 Mio. €). Die Übertragung der Vermögenswerte des Anlagevermögens ist unter den Abgängen ausgewiesen (0,7 Mio. €)

Die Verwaltungsgesellschaft VASA Energy GmbH wurde mit Wirkung zum 1. Januar 2010 auf die Vattenfall Europe AG verschmolzen. Die Verschmelzung ist unter den Abgängen ausgewiesen (0,0 Mio. €).

Im Rahmen von Umstrukturierungen im Konzern Vattenfall Europe wurde die Unternehmenseinheit Verkehrsanlagen aus der Vattenfall Europe Netzservice GmbH auf die Gesellschaft Vattenfall Europe Verkehrsanlagen GmbH (vormals Vattenfall Europe Phoebus Hamburg Vermögensverwaltungs GmbH) übertragen. Die Veränderung führte zur Neubewertung der Vattenfall Europe Netzservice GmbH und der Vattenfall Europe Verkehrsanlagen GmbH. Die Vorgänge sind innerhalb des Anlagenspiegels in den Anteilen an verbundenen Unternehmen als Zu- und Abgänge ausgewiesen (0,4 Mio. €).

Gemäß § 246 Abs. 2 Satz 2 HGB sind Vermögensgegenstände des Vattenfall Europe Treuhand e. V. mit den unter den sonstigen Rückstellungen ausgewiesenen Personalrückstellungen der Vattenfall Europe AG verrechnet. Die in 2010 erstmals erfolgte Verrechnung ist unter den sonstigen Ausleihungen in der Zugangsspalte berücksichtigt. Die Aufrechnungsbeträge sind unter (6) Rückstellungen angegeben. Der auf die Insolvenzsicherung der Tochterunternehmen entfallende Anteil der Vermögensgegenstände des Vattenfall Europe Treuhand e. V. ist unsaldiert enthalten.

Im Finanzanlagevermögen ausgewiesene wesentliche Beteiligungen sind in der Übersicht "Beteiligungsunternehmen der Vattenfall Europe AG" als Anlage zum Anhang dargestellt.

Anteile an Investmentvermögen

Die Gesellschaft hält mehr als 10 % der Anteile an inländischen Investmentvermögen. Das Investmentvermögen besteht aus Spezialfonds, in denen Gelder in Aktien- und Rentenanlagen nach den individuellen Bedürfnissen der Vattenfall Europe AG angelegt wird. Das Kapital wird breit gestreut in hochliquiden Qualitätstiteln angelegt. Der Marktwert der Anteile in Höhe von 323,0 Mio. € übersteigt den Buchwert um 16,0 Mio. €. Im Geschäftsjahr wurden 10,2 Mio. € ausgeschüttet.

(2) Forderungen und sonstige Vermögensgegenstände

Die Forderungen gegen verbundene Unternehmen betreffen vor allem Forderungen aus Finanzierung.

Unter den sonstigen Vermögensgegenständen werden im Wesentlichen Forderungen gegen das Finanzamt ausgewiesen. Zum 31. Dezember 2010 sind 97,0 Mio. € (Vorjahr: 236,8 Mio. €) der Forderungen gegen das Finanzamt rechtlich noch nicht entstanden.

(3) Sonderverlustkonto aus Rückstellungsbildung

Die Entwicklung des Sonderverlustkontos im Berichtsjahr stellt sich wie folgt dar:

Die Abschreibungen auf das Sonderverlustkonto sind in Höhe der Verbräuche der jeweiligen Rückstellungen in den entsprechenden Aufwandsarten der Gewinn- und Verlustrechnung enthalten.

(4) Eigenkapital

Das Grundkapital in Höhe von 258,5 Mio. € ist in 202.209.746 (nennwertlose) Stückaktien eingeteilt und wird zu 100 % von der Vattenfall (Deutschland) GmbH, Berlin, gehalten.

Nach den Beschlüssen der Hauptversammlung vom 26. Januar 2010 und 23. März 2010 über die Verwendung des Bilanzgewinns 2009 und des darin enthaltenen Bilanzgewinns 2008 wurden am 1. Februar 2010 1.346,7 Mio. € und am 27. Dezember 2010 604,6 Mio. € ausgeschüttet.

(5) Sonderposten

Der Sonderposten enthält steuerfreie Zulagen gemäß Investitionszulagengesetz (0,0 Mio. €; Vorjahr 0,0 Mio. €).

(6) Rückstellungen

Die Pensionsrückstellungen decken die Versorgungsverpflichtungen gegenüber ehemaligen und noch tätigen Mitarbeitern ab.

Verpflichtungen aus Pensionszusagen sind teilweise durch Vermögensgegenstände gesichert. Die angelegten Vermögensgegenstände dienen ausschließlich der Erfüllung der Pensionsverpflichtungen und sind dem Zugriff übriger Gläubiger entzogen. Sie wurden nach den BilMoG-Bestimmungen (§ 246 Absatz 2 Satz 2 HGB) im Geschäftsjahr erstmals mit den zugrunde liegenden Verpflichtungen verrechnet. Es handelt sich um Aktivwerte bei Rückdeckungsversicherungen.

Die sonstigen Rückstellungen beinhalten im Wesentlichen Beträge für Zinsen auf Steuern, für die Beseitigung ökologischer Lasten und Abbruchmaßnahmen sowie für andere ungewisse Verbindlichkeiten.

Gemäß § 246 Abs. 2 Satz 2 HGB wurden Verrechnungen von Vermögensgegenständen mit unter den sonstigen Rückstellungen ausgewiesenen Personalrückstellungen vorgenommen:

(7) Verbindlichkeiten

Die Verbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen betreffen überwiegend Verbindlichkeiten aus der Finanzierung von Tochtergesellschaften.

(8) Passive latente Steuern

Die passiven latenten Steuern resultieren aus folgenden Sachverhalten:

Der Berechnung wurde ein Steuersatz von 29 % zugrunde gelegt.

Auf Spendenvorträge in Höhe von 3,8 Mio. € wurden latente Steueransprüche berücksichtigt.

Erläuterungen zur Gewinn- und Verlustrechnung

(9) Umsatzerlöse

Die Dienstleistungen umfassen die Unterstützung und Beratung der Tochtergesellschaften in allen Verwaltungsbereichen.

Die übrigen Erlöse betreffen Wärme- und Wasserlieferungen sowie Gutschriften aus der Verwertung von rückgebauten Kraftwerkskomponenten im Rahmen von in Auftrag gegebenen Abbruchmaßnahmen.

(10) Sonstige betriebliche Erträge

Die übrigen sonstigen betrieblichen Erträge umfassen überwiegend Erträge aus Weiterberechnungen von Kommunikationsleistungen und Versicherungsprämien an Tochtergesellschaften sowie Erträge aus Vermietung und Verpachtung von Immobilien.

In den übrigen Erträgen sind 1,5 Mio. € aus der Umrechnung von Vermögensgegenständen und Verbindlichkeiten in Fremdwährung ausgewiesen.

(11) Materialaufwand

(12) Personalaufwand

Mitarbeiter im Jahresdurchschnitt

(13) Abschreibungen

Die Abschreibungen sind im Einzelnen aus der Entwicklung des Anlagevermögens zu entnehmen.

Im Geschäftsjahr wurden außerplanmäßigen Abschreibungen auf Grundstücke in Höhe von 0,8 Mio. € (Vorjahr: - Mio. €) vorgenommen.

(14) Sonstige betriebliche Aufwendungen

Die sonstigen betrieblichen Aufwendungen umfassen im Wesentlichen Kommunikationsmaßnahmen, Verluste aus dem Abgang von Finanzanlagevermögen, Beratungsleistungen, Fremdleistungen für die Betreuung und Bewirtschaftung des Immobilienbestands, Service- und IT-Leistungen von Tochtergesellschaften, Aufwendungen für Abbruchmaßnahmen und die Beseitigung ökologischer Lasten sowie Geschäfts- und Verwaltungsaufwand.

In den sonstigen betrieblichen Aufwendungen sind 1,9 Mio. € aus der Umrechnung von Vermögensgegenständen und Verbindlichkeiten in Fremdwährung enthalten.

Honorare des Abschlussprüfers

Die Honorare des Abschlussprüfers Ernst & Young GmbH Wirtschaftprüfungsgesellschaft werden im Konzernabschluss der Vattenfall Europe AG angegeben.

(15) Beteiligungsergebnis

(16) Zinsergebnis

Der Zinsanteil aus der Zuführung zu den Pensions- und Personalrückstellungen wird unter den "Zinsen und ähnlichen Aufwendungen" ausgewiesen. Im Geschäftsjahr handelt es sich um den Nettoaufwand nach Verrechnung mit Erträgen aus den Aktivwerten, da erstmals Aufwendungen aus der Aufzinsung der Pensions- und längerfristigen Personalrückstellungen (39,1 Mio. €) mit Erträgen aus den zugehörigen Aktivwerten verrechnet wurden (0,5 Mio. €).

Aus der Aufzinsung der Rückstellungen nach Verrechnung mit Erträgen aus Aktivwerten resultieren Aufwendungen von insgesamt 46,4 Mio. €.

(17) Außerordentliches Ergebnis

Im außerordentlichen Ergebnis sind außerordentliche Aufwendungen (143,1 Mio. €) und Erträge (0,0 Mio. €) aus der erstmaligen Anwendung des BilMoG sowie außerordentliche Aufwendungen aus der Verschmelzung der Verwaltungsgesellschaft VASA Energy GmbH (0,0 Mio. €) erfasst.

Aus der erstmaligen Anwendung des BilMoG ergaben sich außerordentlichen Aufwendungen für Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen (143,0 Mio. €) sowie für sonstigen Rückstellungen (0,1 Mio. €). Außerordentliche Erträge resultieren aus der Fremdwährungsbewertung.

(18) Steuern

Die Steuern vom Einkommen und vom Ertrag wurden durch Aufwendungen für Vorjahre in Höhe von 11,2 Mio. € belastet (Vorjahr: Belastung von 6,5 Mio. €).

Erläuterungen zur Kapitalflussrechnung

In der Kapitalflussrechnung sind die Zahlungsströme in Anlehnung an die Empfehlungen des DRS 2 des Deutschen Rechnungslegungs Standards Committee e.V. nach Geschäfts-, Investitions- und Finanzierungstätigkeit aufgeteilt.

Der Mittelzufluss aus laufender Geschäftstätigkeit beruhte mit 36,9 Mio. € (Vorjahr: 40,6 Mio. €) auf Einzahlungen aus Zinsen. Zinszahlungen beliefen sich auf 49,5 Mio. € (Vorjahr: 102,2 Mio. €). Auszahlungen für Ertragsteuern betrugen 411,5 € (Vorjahr: 243,2 Mio. €); Einzahlungen ergaben sich in Höhe von 112,4 Mio. € (Vorjahr: 127,9 Mio. €).

Das Ausreichen langfristiger Darlehen an verbundene Unternehmen erfolgt im Rahmen der Finanzoptimierung für den Konzern Vattenfall Europe und wurde zur einheitlichen Abbildung des Finanzierungsgeschäfts in den Finanzierungsbereich einbezogen.

Der Finanzmittelfonds am Ende der Periode beinhaltet Forderungen gegen Vattenfall AB aus kurzfristigen Geldanlagen und Cashpooling in Höhe von 2.146,2 Mio. € (Vorjahr: 3.499,6 Mio. €) sowie Guthaben bei Kreditinstituten.

BilMoG-Anpassungen zum 1. Januar 2010 sind wie laufende Geschäftsvorfälle im Geschäftsjahr 2010 berücksichtigt. Daraus resultierende Veränderungen von Bilanzposten wurden innerhalb des Cashflows aus laufender Geschäftstätigkeit in den Veränderungen der Aktiva und Passiva sowie in den sonstigen zahlungsunwirksamen Aufwendungen abzüglich Erträgen eliminiert.

Sonstige Angaben

Sonstige finanzielle Verpflichtungen

Vattenfall Europe AG hat sich gegenüber der Bundesanstalt für vereinigungsbedingte Sonderaufgaben verpflichtet, dafür Sorge zu tragen, dass das konsolidierte Eigenkapital der Vattenfall Europe Generation AG und der Vattenfall Europe Sales GmbH unter Hinzurechnung von 75 % des Sonderpostens in Summe 2.045,0 Mio. € nicht unterschreitet. Eine gegebenenfalls entstehende Unterdeckung wird Vattenfall Europe AG unverzüglich nach Kenntniserlangung durch Gesellschafterdarlehen zu marktüblichen Konditionen ausgleichen.

Vattenfall Europe AG hat sich verpflichtet, unabhängig von ihren aus dem Beherrschungs- und Gewinnabführungsvertrag resultierenden Obliegenheiten, die Vattenfall Europe Nuclear Energy GmbH jederzeit dergestalt mit Eigenkapital auszustatten, dass diese sämtliche gegenüber Dritten bestehende Zahlungsverpflichtungen erfüllen kann. Für die aus der Patronatserklärung resultierenden Verpflichtungen steht Vattenfall Europe AG wie der persönlich haftende Gesellschafter einer offenen Handelsgesellschaft ein.

Vattenfall Europe AG und die Freie und Hansestadt Hamburg haben eine - inzwischen modifizierte - Vereinbarung im Zusammenhang mit der geplanten Errichtung des Steinkohlekraftwerks Moorburg geschlossen, nach der Vattenfall Europe AG nunmehr verpflichtet ist, eine innovative Anlage zur CO ₂ -Abscheidung zu errichten. Sofern die Anlage aus Gründen, die die Vattenfall Europe AG zu vertreten hat, nicht errichtet wird, obwohl die rechtlichen, technischen und wirtschaftlichen Voraussetzungen dafür gegeben sind, hat Vattenfall Europe AG der Freien und Hansestadt Hamburg für einen Zeitraum von maximal drei Jahren einen jährlichen Beitrag von 3,5 Mio. € zur Finanzierung zusätzlicher Klimaschutzmaßnahmen in Hamburg zur Verfügung zu stellen.

Am 31. Dezember 2010 bestanden weitere sonstige finanzielle Verpflichtungen im Umfang von 45,9 Mio. € (Vorjahr: 50,2 Mio. €). Davon entfielen 41,6 Mio. € (Vorjahr: 45,5 Mio. €) auf Verpflichtungen aus einem Leasingvertrag über die Anmietung eines Verwaltungsgebäudes; im Vorjahr auf die Anmietung eines Verwaltungsgebäudes und eines Ferienobjektes.

Haftungsverhältnisse

Für die Risiken aus nuklearen Schäden haben die deutschen Kernkraftwerksbetreiber nach dem Atomgesetz (AtG) und der Atomrechtliche Deckungsvorsorge-Verordnung (AtDeckV) eine Deckungsvorsorge bis zu einem Maximalbetrag von 2,5 Mrd. € je Schadensfall nachzuweisen.

Von dieser Vorsorge sind 255,6 Mio. € über eine einheitliche Haftpflichtversicherung abgedeckt. Zur Erfüllung der darüber hinaus nach AtDeckV erforderlichen Deckungsvorsorge in Höhe von 2.244,4 Mio. € je Schadensfall haben die Obergesellschaften der deutschen Kernkraftwerksbetreiber, darunter Vattenfall Europe AG, im Jahr 2001 vertraglich vereinbart, den haftenden Kraftwerksbetreiber im Schadensfall - nach Ausschöpfung von dessen eigenen Möglichkeiten und der seiner Obergesellschaften - finanziell so auszustatten, dass dieser seinen Zahlungsverpflichtungen nachkommen kann (Solidarvereinbarung). Vertragsgemäß beträgt der auf die Vattenfall Europe AG entfallende Anteil bezüglich der Haftung zuzüglich 5 % Schadensabwicklungskosten seit dem 01. Januar 2007 7,223 %. Ausreichende Liquiditätsvorsorge besteht und ist im Liquiditätsplan berücksichtigt.

Daneben besteht die Nuklear Haftpflicht GbR zur solidarischen Absicherung von Ansprüchen im Zusammenhang mit behördlich angeordneten Evakuierungsmaßnahmen im Bereich zwischen 0,5 Mio. € und 15,0 Mio. €. Die Obergesellschaften der deutschen Kernkraftwerksbetreiber haben sich entsprechend ihren Anteilen an Kernkraftwerken verpflichtet, deren Betriebsgesellschaften liquiditätsmäßig so zu stellen, dass sie ihren Verpflichtungen aus ihrer Zugehörigkeit zur Nuklear Haftpflicht GbR jederzeit nachkommen können.

Die Verpflichtungen der Vattenfall Europe AG aus der Solidarvereinbarung werden nicht passiviert, da mit dem Eintreten eines Schadensfalles nicht gerechnet wird.

Vattenfall Europe AG hat zusammen mit Vattenfall Europe Generation AG und Kraftwerk Schwarze Pumpe GmbH die gesamtschuldnerische Haftung für Verbindlichkeiten der Kraftwerk Schwarze Pumpe GmbH aus dem Kreditverhältnis mit der Europäischen Investitionsbank, die am 31. Dezember 2010 mit 202,6 Mio. € ausgewiesen werden, übernommen. Die zugunsten der Kraftwerk Schwarze Pumpe GmbH eingegangene gesamtschuldnerische Haftung war nicht zu passivieren, da sowohl Kraftwerk Schwarze Pumpe GmbH als auch die weiteren Schuldner ihre Verpflichtungen voraussichtlich erfüllen können und daher mit einer Inanspruchnahme nicht zu rechnen ist.

Die Kernkraftwerk Brokdorf GbR, Kernkraftwerk Brunsbüttel GbR, Kernkraftwerk Krümmel GbR und Kernkraftwerk Stade GbR wurden im Geschäftsjahr 2007 aufgelöst. Für Steuerrückstellungen, die der ehemalige Mitgesellschafter übernommen hat, haftet Vattenfall Europe AG per 31. Dezember 2010 gesamtschuldnerisch in Höhe von 87,9 Mio. €. Der ehemalige Mitgesellschafter besitzt eine positive Bonitätsbeurteilung, so dass mit einer Inanspruchnahme der Vattenfall Europe AG nicht zu rechnen ist.

Es bestehen Bürgschaftsverpflichtungen in Höhe von 101,3 Mio. € (Vorjahr: 113,9 Mio. €). Die Bürgschaftsverpflichtungen bestehen überwiegend zugunsten verbundener Unternehmen, deren Liquidität aufgrund bestehender Vereinbarungen zum Cashpooling gesichert ist.

Ferner wurden gesamtschuldnerische Haftungen im Umfang von 0,5 Mio. € (Vorjahr: 1,5 Mio. €) eingegangen. Die zugunsten des anderen Schuldners eingegangene Verpflichtung wird voraussichtlich erfüllt. Daher ist mit einer Inanspruchnahme nicht zu rechnen.

Im Rahmen der vollzogenen Ausgliederung der Unternehmenseinheit "VASA-Projekte" haften die an der Spaltung beteiligten Rechtsträger für Verbindlichkeiten, die vor dem Wirksamwerden der Spaltung begründet worden sind, als Gesamtschuldner. Die Haftungsfristen gemäß § 133 UmwG betragen für den abgebenden Rechtsträger für Verbindlichkeiten 5 Jahre. Der aufnehmende Rechtsträger wird Verpflichtungen aus der gesamtschuldnerischen Haftung voraussichtlich erfüllen können. Daher ist mit einer Inanspruchnahme nicht zu rechnen.

Derivative Finanzinstrumente

Zur Begrenzung von Währungsrisiken wurden Devisentermingeschäfte im Umfang von 16,6 Mio. PLN abgeschlossen. Unter Anwendung der Discounted-Cashflow-Methode und Berücksichtigung aktueller Marktdaten beläuft sich der beizulegende Zeitwert zum Bilanzstichtag auf 0,1 Mio. €.

Geschäfte mit nahe stehenden Unternehmen und Personen

Im Geschäftsjahr 2010 wurden keine zu marktunüblichen Bedingungen zustande gekommenen Geschäfte mit nahe stehenden Unternehmen und Personen abgeschlossen.

Angaben zu den Organen der Gesellschaft

Die Mitglieder des Aufsichtsrats und des Vorstands sind in einer gesonderten Übersicht als Anlage zum Anhang dargestellt.

Die Aufwendungen für Bezüge des Vorstands beliefen sich im Berichtsjahr auf 2.837 T€ (Vorjahr: 2.736 T€). Sie bestehen aus Fixum, erfolgsbezogener Vergütung und sonstigen erfolgsunabhängigen Bezügen.

Die Bezüge früherer Mitglieder des Vorstands und ihrer Hinterbliebenen betrugen 6.566 T€ (Vorjahr: 5.101 T€). Die Pensionsrückstellungen für diesen Personenkreis beliefen sich am Bilanzstichtag 2010 auf 30.361 T€ (Vorjahr: 22.078 T€).

Die Mitglieder des Aufsichtsrats der Vattenfall Europe AG erhielten für ihre Tätigkeit 496 T€ (Vorjahr: 469 T€).

Gewinnverwendungsvorschlag

Der ausgewiesene Bilanzgewinn beträgt 198.502.692,12 €. Der Hauptversammlung am 30. März 2011 wird vorgeschlagen, den Bilanzgewinn vollständig auf neue Rechnung vorzutragen.

Versicherung der gesetzlichen Vertreter

Wir versichern nach bestem Wissen, dass gemäß den anzuwendenden Rechnungslegungsgrundsätzen der Jahresabschluss ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage der Gesellschaft vermittelt und im Lagebericht der Geschäftsverlauf einschließlich des Geschäftsergebnisses und die Lage der Gesellschaft so dargestellt sind, dass ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild vermittelt wird sowie die wesentlichen Chancen und Risiken der voraussichtlichen Entwicklung der Gesellschaft beschrieben sind.

Bestätigungsvermerk

Zu dem Jahresabschluss und dem Lagebericht, der mit dem Konzernlagebericht zusammengefasst wurde, haben wir folgenden uneingeschränkten Bestätigungsvermerk erteilt:

"Wir haben den Jahresabschluss - bestehend aus Bilanz, Gewinn- und Verlustrechnung, Kapitalflussrechnung sowie Anhang - unter Einbeziehung der Buchführung und den Lagebericht, der mit dem Konzernlagebericht zusammengefasst wurde, der Vattenfall Europe AG, Berlin, für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis 31. Dezember 2010 geprüft. Die Buchführung und die Aufstellung von Jahresabschluss und Lagebericht nach den deutschen handelsrechtlichen Vorschriften liegen in der Verantwortung der gesetzlichen Vertreter 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 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. 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 überwiegend auf der Basis von Stichproben beurteilt. Die Prüfung umfasst die Beurteilung der angewandten Bilanzierungsgrundsätze und der wesentlichen Einschätzungen der gesetzlichen Vertreter sowie die Würdigung der Gesamtdarstellung des Jahresabschlusses und des Lageberichts. Wir sind der Auffassung, dass unsere Prüfung eine hinreichend sichere Grundlage für unsere Beurteilung bildet.

Unsere Prüfung hat zu keinen Einwendungen geführt.

Nach unserer Beurteilung aufgrund der bei der Prüfung gewonnenen Erkenntnisse entspricht der Jahresabschluss den gesetzlichen Vorschriften und vermittelt unter Beachtung der Grundsätze ordnungsmäßiger Buchführung ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage der Gesellschaft. Der Lagebericht, der mit dem Konzernlagebericht zusammengefasst wurde, 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."

Gewinnverwendungsbeschluss

Der ausgewiesene Bilanzgewinn beträgt EUR 198.502.692,12. Die Hauptversammlung hat am 30. März 2011 beschlossen, den Bilanzgewinn vollständig auf neue Rechnung vorzutragen.

Organe der Vattenfall Europe AG

Mitglieder des Aufsichtsrats

Øystein Løseth

(seit 23.06.2010)

Vorsitzender

President and Chief Executive Officer (CEO), Vattenfall AB

Prof. Lars G. Josefsson

(bis 22.06.2010)

Vorsitzender

Ehemals President and Chief Executive Officer (CEO), Vattenfall AB

Gerd Herzberg

Stellvertretender Vorsitzender

Stellvertretender Vorsitzender der ver.di - Vereinte Dienstleistungsgewerkschaft

Dag Andresen

First Senior Executive Vice President and Chief Financial Officer (CFO), Vattenfall AB

Helene Biström

(bis 25.10.2010)

Ehemals Senior Executive Vice President and Head of Business Group Pan Europe, Vattenfall AB

Helmut Franz

(bis 30.11.2010)

Vorsitzender des Gesamtbetriebsrats der Vattenfall Europe Mining AG

Ulrich Freese

Stellvertretender Vorsitzender der Industriegewerkschaft Bergbau, Chemie, Energie

Lars Gejrot

Senior Vice President and Head of Staff Function Human Resources, Vattenfall AB

Thomas Giese

Betriebsingenieur der Vattenfall Europe Netcom GmbH

Dr. Tessen von Heydebreck

Vorsitzender des Vorstands der Deutsche Bank Stiftung

Dr. Eng. h. c. Volker Jung

(bis 31.12.2010)

Privatier

Dietrich Kirmse

Leiter Betrieb Grundlastkraftwerke der Vattenfall Europe Generation AG

Rainer Kruppa

Vorsitzender des Betriebsrats der Vattenfall Europe Nuclear Energy GmbH und des Konzernbetriebsrats von Vattenfall Europe

Bernhard Lamprecht

Systemanalytiker der Vattenfall Europe Information Services GmbH

Dr. Otto Majewski

Rechtsanwalt

Huib Morelisse

(seit 01.01.2011)

Head of Vattenfall Business Division Asset Development, N.V. Nuon Energy

Prof. Jobst Plog

Rechtsanwalt

Janusz Reiter

(seit 08.06.2010)

Präsident des Center for International Relations in Warschau

Dr. Helmar Rendez

(bis 30.04.2010)

Vorsitzender der Geschäftsführung der Vattenfall Europe Distribution Berlin GmbH und der Vattenfall Europe Distribution Hamburg GmbH

Dr. Michael Rogowski

Vorsitzender des Stiftungsrats der Hanns-Voith-Stiftung

Eckard Scholz

Erster Bevollmächtigter der IG Metall Hamburg

Wilfried Schreck

Vorsitzender des Gesamtbetriebsrats der Vattenfall Europe Generation AG

Rüdiger Siebers

(seit 01.12.2010)

Vorsitzender des Gesamtbetriebsrats der Vattenfall Europe Mining AG

Jürgen Stinsky

Vorsitzender des Betriebsrats der Vattenfall Europe Wärme AG

Torbjörn Wahlborg

(seit 03.12.2010)

Head of Vattenfall Business Division Distribution & Sales, Vattenfall AB

Ausschüsse des Aufsichtsrats

Vermittlungsausschuss gemäß § 27 Abs. 3 Mitbestimmungsgesetz

Øystein Løseth (Vorsitz), seit 23.06.2010

Prof. Lars G. Josefsson (Vorsitz), bis 22.06.2010

Gerd Herzberg (Stellvertreter)

Dr. Tessen von Heydebreck

Rainer Kruppa

Beratende Mitglieder:

Ulrich Freese

Dr. Otto Majewski

Präsidium

Øystein Løseth (Vorsitz), seit 23.06.2010

Prof. Lars G. Josefsson (Vorsitz), bis 22.06.2010

Gerd Herzberg (Stellvertreter)

Ulrich Freese

Dr. Tessen von Heydebreck

Rainer Kruppa

Dr. Otto Majewski

Prüfungsausschuss

Dag Andresen (Vorsitz)

Rainer Kruppa (Stellvertreter)

Helmut Franz, bis 30.11.2010

Dr. Tessen von Heydebreck

Dr. Otto Majewski

Rüdiger Siebers, seit 13.12.2010

Jürgen Stinsky

Mitglieder des Vorstands

Tuomo Hatakka

Vorsitzender des Vorstands

Senior Executive Vice President, Vattenfall AB

Head of Vattenfall Business Division Production und Country Chairman Germany

Udo Bekker

Mitglied des Vorstands, Arbeitsdirektor

Head of Human Resources for Central Europe sowie kommissarischer Vorsitzender der Geschäftsführung der Vattenfall Europe Business Services GmbH

Stefan Dohler

(seit 01.04.2010)

Mitglied des Vorstands, Finanzen

Head of Finance of Vattenfall Business Division Production

Dr. Hans-Jürgen Meyer

(bis 31.03.2010)

Mitglied des Vorstands, Finanzen, Services

Senior Vice President, Vattenfall AB

Head of Finance, Business Group Central Europe